Hinweis: Bei dem Vergleich der Werte gilt es zu beachten, dass das Schaltjahr 2020 einen Kalendertag mehr hatte als das Jahr 2021.

Stromverbrauch erreicht wieder das Niveau von 2019

Der Stromverbrauch (die Netzlast*) betrug im Jahr 2021 etwa 503,8 TWh. Damit lag er um 3,7 Prozent höher als im Jahr 2020, in dem er auch aufgrund der Maßnahmen zur Eindämmung der Corona-Pandemie geringer war. Im Vergleich zum Jahr 2019 befand sich der Stromverbrauch jedoch auf einem ähnlichen Niveau (495,5 TWh).

Die Energieträger im Überblick

Die gesamte Stromerzeugung betrug im Jahr 2021 rund 505,3 TWh, wovon 42,6 Prozent (215,4 TWh) durch erneuerbare und 57,4 Prozent (289,9 TWh) durch konventionelle Energieträger erzeugt wurden.

Mit 89,6 TWh lag die Erzeugung durch Wind-Onshore-Anlagen 2021 rund 13,1 Prozent und die durch Wind-Offshore-Anlagen mit 24,0 TWh rund 10,8 Prozent unter dem Wert des Vorjahres. 2020 hatte es aufgrund von förderlichen Wetterbedingungen eine hohe Einspeisung von Windkraftanlagen gegeben.
Die Stromerzeugung durch Wasserkraft war mit 14,5 TWh um 7,1 Prozent geringer als 2020. Beim Energieträger Biomasse zeigte sich ein leichter Rückgang von 40,3 TWh im Vorjahr zu 39,2 TWh in diesem Jahr. Bei den sonstigen Erneuerbaren fiel die Erzeugung mit 1,6 TWh um 4,7 Prozent geringer aus. Einzig die Erzeugung durch Photovoltaikanlagen war mit 46,6 TWh um 1,8 Prozent höher.

Mit 1.650 Stunden lag die Sonnenscheindauer laut Deutschem Wetterdienst sieben Prozent über ihrem Soll, war jedoch geringer als im Jahr zuvor mit 1.901 Stunden.
Neben den Wetterbedingungen spielt auch die Veränderung der installierten Erzeugungsleistung eine Rolle. Diese stieg im Jahr 2021 bei Photovoltaikanlagen von 48,1 GW auf 53,3 GW. Insgesamt war die Erzeugung durch erneuerbare Energien damit 7,7 Prozent geringer als im Jahr zuvor. Ihr Anteil am Stromverbrauch betrug insgesamt 42,8 Prozent. Damit liegt er unter dem Wert des Vorjahres mit 48,0 Prozent. Gründe für den geringeren Anteil sind der höhere Stromverbrauch bei zugleich geringerer Einspeisung der Erneuerbaren.

Bei den konventionellen Energieträgern war insbesondere die Erzeugung durch Steinkohle höher. Lag sie im Vorjahr noch bei 34,9 TWh, so stieg sie in 2021 um 48,4 Prozent auf 51,8 TWh. Ebenfalls über den Vorjahreswerten lagen die Erzeugung durch Braunkohle (+17,8 Prozent), die durch Kernenergie (+7,4 Prozent) und durch sonstige Konventionelle (+6,6%).
Niedriger war hingegen die Erzeugung durch Erdgaskraftwerke. Sie war im Vergleich zu 2020 (59,1 TWh) um 11,3 Prozent geringer (52,4 TWh).

Durch die im Jahresverlauf gestiegenen Gaspreise war die Rentabilität der Gaskraftwerke gesunken und damit die Wettbewerbsfähigkeit der Steinkohle-Kraftwerke, trotz höherer Kosten für CO₂-Zertifikate, gestiegen. Der Kostenvorteil von Gaskraftwerken bei den CO₂-Zertifikaten wurde von den höheren Gaskosten überlagert. Weitere Informationen zu dieser Entwicklung finden sich in diesem Artikel.
Geringer war auch die Erzeugung durch Pumpspeicherkraftwerke. Sie sank von 10,6 TWh im Vorjahr auf 9,1 TWh und damit um 14,2 Prozent. Ein Grund dafür war dabei die zeitweise geringere verfügbare Kapazität aufgrund von Revisionen. So befand sich beispielsweise von April bis Mitte November das Pumpspeicherkraftwerk „Wehr“ in Revision. Mit einer Nennleistung von 910 MW ist es das viertgrößte Kraftwerk seiner Art in Deutschland und wurde in dieser Zeit saniert. Dies machte sich vorübergehend in den Werten der Erzeugung durch Pumpspeicher bemerkbar.

Energieträgeranteile an der Gesamterzeugung

Durch die oben genannten Veränderungen kam es auch zu den entsprechenden Energieträgeranteilen an der Gesamterzeugung. Insgesamt machten Windkraftanlagen (On- und Offshore), trotz der weniger förderlichen Wetterbedingungen, mit 22,4 Prozent den größten Anteil an der Gesamterzeugung aus. Darauf folgte die Erzeugung durch Braunkohle mit 19,4 Prozent und die durch Kernenergie mit 12,9 Prozent.

Besonderheiten im Jahresverlauf

Im Jahresverlauf sorgten mehrere Ereignisse für Besonderheiten bei der Einspeisung der Erneuerbaren. So brachten im März unter anderem die beiden Sturmtiefs „Klaus“ und „Luis“ eine hohe Einspeisung durch Windkraftanlagen. Im Juni sorgte eine partielle Sonnenfinsternis für eine vorübergehend geringere Einspeisung der Photovoltaikanlagen, die sich vorher in den Erzeugungsprognosen abzeichnete. Im gleichen Monat erreichte die Einspeisung aus Photovoltaikanlagen ihren höchsten bisher verzeichneten Juni-Wert. Unter anderem im August und Oktober kam es aufgrund weiterer Sturmtiefs wieder zu einer hohen Einspeisung durch Windkraftanlagen. Trotz dieser Sturmtiefs war die Erzeugung durch Windkraft, wie oben beziffert, insgesamt geringer als im Jahr 2020. Ein deutlicher Unterschied zeigt sich beispielsweise im Februar: So lag die Erzeugung durch Windkraft im Februar 2021 bei 11,2 TWh und im Februar 2020 bei 20,3 TWh.

Zum Jahresende wurden die Kernkraftwerke Brokdorf, Grohnde und Gundremmingen (Block C) vom Netz genommen. Damit sind in Deutschland nur noch drei Kernkraftwerke in Betrieb, die jedoch bis zum 31. Dezember 2022 abgeschaltet werden sollen.
Im Zuge des Kohleausstiegs wurden insgesamt drei Blöcke (Nennleistung jeweils 300 MW) der Braunkohlekraftwerke Neurath, Niederaußem und Weißweiler abgeschaltet.
Die geringeren Erzeugungswerte der beiden Energieträger sind seit dem Jahreswechsel bereits in unserem Bereich „Marktdaten visualisieren“ sichtbar.

Der Großhandelsstrompreis

Der durchschnittliche deutsche Großhandelsstrompreis lag mit 96,85 Euro/MWh über dem Preis des Vorjahres (30,47 Euro/MWh). Im Jahresverlauf entwickelte er sich von durchschnittlich 54,96 Euro/MWh in der ersten Jahreshälfte zu 138,04 Euro/MWh in der Zweiten.

Bei den Anrainerstaaten betrug der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in diesem Jahr 96,13 Euro/MWh. Dabei kam es zum höchsten Durchschnittspreis in der Schweiz (114,94 Euro/MWh) und zum geringsten in Norwegen (75,10 Euro/MWh).

Hauptgrund für die im Durchschnitt höheren deutschen Großhandelsstrompreise ist die oben erläuterte Entwicklung zu höheren Erzeugungskosten der konventionellen Kraftwerke, insbesondere der weltweite Anstieg der Gaspreise. Einen weiteren Einfluss hatte der Anstieg des Stromverbrauchs und der CO₂-Zertifikatspreise. Hinzu kam die gegenüber dem Vorjahr geringere Einspeisung durch Erneuerbare. Aufgrund niedriger Grenzkosten können sie sich preissenkend auswirken, indem sie zur Deckung der Nachfrage die Position der teureren konventionellen Kraftwerke in der Merit Order einnehmen.
Eine ausführlichere Einordnung der höheren Preise findet sich in diesem Artikel.

Im Vorjahr hatte es zudem mehr negative Preise gegeben, die den Durchschnittspreis entsprechend minderten. Kam es im Vorjahr in 298 Stunden zu negativen Preisen, so war dies in diesem Jahr nur in 139 Stunden der Fall.
Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist, erhalten die Betreiber direktvermarkteter Anlagen rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr. In diesem Jahr griff die sogenannte Sechs-Stunden-Regel in acht Fällen, wodurch 80 Stunden betroffen waren. Im Vorjahr griff sie in 17 Fällen und betraf insgesamt 192 Stunden.
Mit der Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2021 wurde der Zeitraum für neu in Betrieb genommene Anlagen auf vier Stunden verkürzt. Die Vier-Stunden-Intervalle traten 16 Mal auf, wodurch 117 Stunden betroffen waren.

Zum höchsten Großhandelsstrompreis des Jahres kam es mit 620,00 Euro/MWh am Dienstag, den 21. Dezember zwischen 17.00 und 18.00 Uhr. In diesem Zeitraum traf ein hoher Stromverbrauch von 66,5 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 8,8 GWh.

Der geringste Preis wurde am Samstag, den 22. Mai zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -69,00 Euro/MWh verzeichnet. In dieser Stunde gab es eine hohe Einspeisung durch erneuerbare Energien, die insgesamt 97,9 Prozent des Stromverbrauchs deckten.

Der kommerzielle Außenhandel

Im kommerziellen Außenhandel exportierte Deutschland 17,4 TWh mehr Strom als es importierte und war damit insgesamt Nettoexporteur.

Bewertet man die Handelsvolumina der Importe und Exporte mit den Großhandelspreisen der Gebotszone Deutschland/Luxemburg, so standen in diesem Jahr Importkosten** in Höhe von 4.190 Mio. Euro den Erlösen durch Exporte in Höhe von 5.332 Mio. Euro gegenüber. Daraus ergibt sich ein Saldo von 1.142 Mio. Euro.
Die Importkosten waren um 273,8 Prozent höher als im Jahr 2020 und die Exporterlöse um 267,5 Prozent höher.

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.

Seit November 2020 ist auch der Handel mit Belgien über die neue Verbindungsleitung ALEGrO möglich. Im April 2021 ging auch der Interkonnektor NordLink, der Deutschland und Norwegen verbindet, vollumfänglich in Betrieb.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren:
•   Österreich mit 18,45 TWh (2020: 18,47 TWh)
•   Frankreich mit 6,48 TWh (2020: 1,61 TWh)
•   Luxemburg mit 3,94 TWh (2020: 3,79 TWh)
•   Schweiz mit 1,79 TWh (2020 Nettoimport: 1,38 TWh)
•   Niederlande mit 1,63 TWh (2020 Nettoimport: 1,60 TWh)
•   Belgien mit 0,78 TWh (2020: 0,14 TWh)
•   Tschechien mit 0,22 TWh (2020: 3,77 TWh)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:
•   Polen mit 1,76 TWh (2020 Nettoexport: 2,92 TWh)
•   Dänemark 2 mit 1,80 TWh (2020: 0,62 TWh)
•   Schweden mit 1,98 TWh (2020: 2,14 TWh)
•   Norwegen mit 3,16 TWh (2020: 0,16 TWh)
•   Dänemark 1 mit 7,21 TWh (2020: 6,32 TWh)

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*Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast unterscheidet sich von der Berechnungsgrundlage für die Zieldefinitionen der Bundesregierung zum Ausbau der erneuerbaren Energien gemäß EEG, die sich am Bruttostromverbrauch bemisst. Die Netzlast erfasst keine Kraftwerkseigenverbräuche und keine Industrienetze, sodass bei der hier angewendeten Berechnungsgrundlage, im Vergleich zum Anteil am Bruttostromverbrauch, ein tendenziell höherer erneuerbare Energien-Anteil resultiert. Die Netzlast berechnet sich aus Nettostromerzeugung abzüglich Export-Übertragungsleistung, zuzüglich der Import-Übertragungsleistung und abzüglich der Pumparbeit von Pumpspeicherkraftwerken.

**Die verwendeten Daten zum Außenhandel bilden die geplanten Importe und Exporte aufgrund des Stromhandels ab. Die Im- und Exporte resultieren aus der Summe von allen im Stromhandel genutzten bzw. nominierten Strommengen von bzw. an die angrenzenden Länder des Verbundnetzes (sog. Verbundaustauschfahrpläne). Der Nettoexport ergibt sich aus dem Saldo von Im- und Exporten. Zur Berechnung der Kosten und Erlöse wurden die Im-/Exporte mit den stündlichen Day-Ahead Preisen auf SMARD verrechnet.

Die in den Visualisierungen dargestellten und im Text genannten Kennzahlen können nachträglich aktualisiert werden. Weiterführende Informationen zu möglichen Aktualisierungen und den Datendefinitionen finden Sie im Benutzerhandbuch.