Der Stromverbrauch (die Netzlast) betrug in diesem Monat 39,2 TWh. Damit liegt er um 1,1 Prozent höher als im September 2020 (38,8 TWh).

Die gesamte Stromerzeugung betrug im September 40,5 TWh. Im Vergleich zum Vorjahresmonat (38,3 TWh) ist dies ein Anstieg um rund 3 Prozent. Dabei war die Erzeugung durch erneuerbare Energien um 4,4 Prozent geringer und jene aus konventionellen Energieträgern um rund 8 Prozent höher. Der Anteil Erneuerbarer an der Gesamterzeugung betrug 36,9 Prozent.

Bei der konventionellen Erzeugung war insbesondere jene aus Steinkohle höher. Im Vergleich zum September 2020 wurde ein um 58,2 Prozent höherer Wert verzeichnet.
Die Stromerzeugung aus Braunkohle war um 10,7 Prozent höher, die aus sonstigen Konventionellen um 16,7 Prozent und jene Kernenergie um 3,1 Prozent.
Deutlich geringer war hingegen die Erzeugung durch Erdgas (-32,4 Prozent) und die durch Pumpspeicher (-11,3 Prozent).

Höhere CO₂-Zertifikatspreise können und sollen auf dem Strommarkt dafür sorgen, dass sich der Strom aus fossilen Energieträgern, insbesondere aus Braun- und Steinkohle, zunehmend verteuert und in Folge dessen die Stromproduktion daraus weniger rentabel wird. Gaskraftwerke, welche weniger CO₂ als Kohlekraftwerke emittieren, haben entsprechend geringere CO₂-Kosten. Sie können daher profitieren, wenn zugleich die Brennstoffpreise gering sind. Unter diesen Bedingungen kann an manchen Tagen ein sogenannter Fuel Switch zum Tragen kommen. Dies bedeutet, dass Gaskraftwerke die Position der Steinkohlekraftwerke in der Merit Order einnehmen und die preissetzenden Kraftwerke auf dem Großhandelsmarkt werden. Dieser Effekt zeigte sich beispielsweise im September 2019 und September 2020.
Mit Blick auf die obigen Monatskennzahlen zeichnete sich jedoch eine Umkehr ab. Durch die aktuell höheren Gaspreise ist die Rentabilität der Gaskraftwerke gesunken und damit die Wettbewerbsfähigkeit der Steinkohle-Kraftwerke, trotz hoher Kosten für CO₂-Zertifikate, gestiegen. Der Kostenvorteil bei den CO₂-Zertifikaten wurde von den höheren Gaskosten überlagert.

Der geringere Wert der Pumpspeicher liegt, wie bereits im August, auch in der Revision des viertgrößten deutschen Pumpspeicherkraftwerks „Wehr“ begründet. Aufgrund von Sanierungsarbeiten ist das Kraftwerk, das eine Nennleistung von 910 MW hat, derzeit nicht in Betrieb.

Höchste und geringste Einspeisung erneuerbarer Energien innerhalb einer Stunde

Am Donnerstag, den 23. September kam es zwischen 12.00 und 13.00 Uhr zur höchsten Einspeisung erneuerbarer Energien innerhalb einer Stunde. Die 60,1 GWh machten in diesem Zeitraum einen Anteil von 88,6 Prozent an der Netzlast aus.
25,8 GWh der 60,1 GWh wurden durch Wind-Onshore-Anlagen und 25,3 GWh durch Photovoltaikanlagen eingespeist. Weitere 4,3 GWh erzeugten Biomasse- und 3,2 GWh Wind-Offshore-Anlagen sowie 1,4 GWh Wasserkraftwerke und 0,1 GWh sonstige Erneuerbare.

Zur geringsten Einspeisung Erneuerbarer kam es am Samstag, den 25. September zwischen 19.00 und 20.00 Uhr mit 6,5 GWh. Mit 4,2 GWh machte Biomasse den größten Anteil aus.
1,3 GWh wurden durch Wasserkraft und 0,7 GWh durch Wind-Onshore-Anlagen erzeugt. Wind-Offshore-Anlagen und sonstige Erneuerbare erzeugten die restlichen 0,3 GWh. In dieser Stunde machte die erneuerbare Erzeugung insgesamt einen Anteil von 12,2 Prozent am Stromverbrauch (der Netzlast) aus.

Die Großhandelsstrompreise

Mit durchschnittlich 128,37 Euro/MWh lag der deutsche Großhandelsstrompreis beinahe drei Mal so hoch wie im September des Vorjahres (43,69 Euro/MWh). Die Entwicklung zu höheren Großhandelspreisen hat sich bereits in den vergangenen Monaten gezeigt.

Der geringste Preis wurde am Donnerstag, den 23. September mit 0,08 Euro/MWh zwischen 14.00 und 15.00 Uhr verzeichnet. In dieser Stunde konnte die Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 58,5 GWh den Stromverbrauch (die Netzlast) in Höhe von 65,8 GWh zu 88,9 Prozent decken.

Der höchste Preis betrug 237,01 Euro/MWh und wurde am Dienstag, den 28. September zwischen 19.00 und 20.00 Uhr verzeichnet. Das ist zugleich der bis dato höchste deutsche Großhandelsstrompreis seit Einführung des Marktgebietes Deutschland/Luxemburg.  
In dieser Stunde traf eine sehr geringe Einspeisung erneuerbarer Energien (8,4 GWh) auf einen hohen Stromverbrauch (63,9 GWh). Ein erster Blick auf den Oktober 2021 zeigt, dass diese Entwicklung in der 40. Kalenderwoche noch angehalten hat.

Mit Blick auf die untenstehende Tabelle fällt auf, dass im Vergleich der beiden September-Monate, vor allem die Minimalwerte stark voneinander abweichen. Lag der geringste Preis im vorherigen September bei -58,80 Euro/MWh, so lag er in diesem Monat bei 0,08 Euro/MWh. Somit kam es am Day-Ahead-Markt zu keiner Stunde zu negativen Preisen.
Die sechs negativen Preise im Vorjahresmonat trugen damals zu einer Minderung des Mittelwertes bei. Der Maximalwert lag im Vorjahresmonat mit 200,04 Euro/MWh jedoch ähnlich hoch.

Insgesamt liegt der Grund für die höheren Preise, wie bereits in den vergangenen Monaten, in den hohen Erzeugungskosten der konventionellen Kraftwerke. Sie umfassen insbesondere die Kosten für Brennstoffe und CO2-Zertifikate, die beide weiterhin hoch sind und einen großen Einfluss auf den Großhandelsstrompreis haben. Hinzu kommt ein geringer Erzeugungsbeitrag der Erneuerbaren. Nachdem der Stromverbrauch im Zuge der Corona-Pandemie zeitweise weltweit gesunken war, entwickelt er sich jetzt wieder zum vorherigen Niveau. Dadurch steigen tendenziell die Preise. Die steigende Stromnachfrage führt auch zu einer höheren Nachfrage der Brennstoffe. Insbesondere die oben genannte höhere Erzeugung aus Steinkohle erhöht wiederum die Nachfrage nach CO2-Zertifikaten und in der Folge auch deren Preis. Diese Faktoren beeinflussen den Großhandelsstrompreis und führen in Summe zu den derzeit höheren Preisen.

Der kommerzielle Außenhandel

Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo er am günstigsten ist. Beim Import profitiert der deutsche Markt somit von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland und umgekehrt. Die Großhandelspreise am Day-Ahead Markt in den jeweiligen Ländern sind das Ergebnis dieses Zusammenspiels. Ein geringerer Preis in Deutschland als beispielsweise in den Niederlanden zeigt, dass die Erzeugung hier günstiger ist und deshalb Strom in die Niederlande exportiert wird. Durch den gemeinsamen Markt gleichen sich die Preise an. Preisunterschiede bleiben immer dann bestehen, wenn es Engpässe in den Stromübertragungsmöglichkeiten gibt.

Mit 126,26 Euro/MWh lag der Preis der Anrainerstaaten im September auf einem ähnlich hohen Niveau wie der deutsche Preis (128,37 Euro/MWh). Der geringste Durchschnittspreis wurde in Polen mit 102,26 Euro/MWh verzeichnet und der höchste in der Schweiz mit 138,04 Euro/MWh.

Deutschland exportierte in diesem Monat rund 1.908 GWh mehr Strom als es importierte und war damit in der Monatsbetrachtung Nettoexporteur.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren:

•     Österreich mit 1.512,1 GWh (September 2020: 614,2 GWh)
•     Niederlande mit 834,4 GWh (September 2020: Nettoimport in Höhe von 227,1 GWh)
•     Frankreich mit 464,8 GWh (September 2020: 706,6 GWh)
•     Schweiz mit 347,4 GWh (September 2020: 29,9 GWh)
•     Luxemburg mit 327,6 GWh (September 2020: 326,9 GWh)
•     Belgien mit 233,4 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:

•     Dänemark mit 631,0 GWh (September 2020: 545,3 GWh)
•     Polen mit 499,1 GWh (September 2020: Nettoexport in Höhe von 237,0 GWh)
•     Norwegen mit 377,9 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
•     Tschechien mit 173,0 GWh (September 2020: Nettoexport in Höhe von 24,1 GWh)
•     Schweden mit 131,0 GWh (September 2020: 116,5 GWh)

Anders als noch im Vorjahresmonat ist inzwischen ein direkter Handel mit Norwegen und Belgien über die Verbindungsleitungen NordLink und ALEGrO möglich.

Der um 317,5 GWh höhere Nettoexport in die Schweiz liegt in der Marktsituation begründet. Wie oben beschrieben, lag mit 138,04 Euro/MWh in der Schweiz der höchste Durchschnittspreis vor. In 464 der 720 gehandelten Stunden war Strom aus Deutschland günstiger. Das machte es für die Schweiz lohnend, Strom aus Deutschland zu importieren.

Im Handel mit Polen, bei dem der Nettoimport um 262,1 GWh höher war, zeigen sich die Gründe ebenfalls in den Preisstrukturen. Zum einen lag in Polen, wie oben genannt, in diesem Monat mit 102,26 Euro/MWh der geringste Durchschnittspreis vor. Bei der Betrachtung der einzelnen gehandelten Stunden zeigt sich, dass Strom aus Polen in 603 der 720 gehandelten Stunden günstiger war. Im September 2020 war Strom aus Polen nur in 64 Stunden günstiger. Beim Vergleich der Werte ist zu beachten, dass die Übertragungskapazität zwischen Polen und Deutschland erst seit dem 17. Juni 2021 über das sogenannte Market Coupling effizient bewirtschaftet wird. Zuvor musste Kapazität zuerst ersteigert werden, um im Anschluss grenzüberschreitend Strom handeln zu können.