In den Monaten September und Oktober betrug der kommerzielle Nettoexport Deutschlands 8.578 GWh. Das entspricht 9,6 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um gut 20 Prozent. Das ist unter anderem darauf zurückzuführen, dass der Gesamtverbrauch in Deutschland um 5 Prozent über dem Vorjahreswert lag und gleichzeitig der Bedarf im angrenzenden Ausland insgesamt geringer ausfiel. Bei nahezu gleicher Stromeinspeisung in Deutschland gingen die Nettoexporte zurück.

Der Stromhandel mit den Nachbarländern Deutschlands im Detail

Hauptabnehmer war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 5.485 GWh am meisten netto exportiert wurde (plus 35 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). Dieser Wert zeigt, dass auch nach der Einführung der Engpassbewirtschaftung  zum 1. Oktober ein sehr liquider Handel zwischen Deutschland und Österreich stattfindet. Die zugesicherte Mindestübertragungskapazität von 4,9 GWh je Stunde wurde gewährleistet. Während 100 Stunden wurde diese sogar überschritten. In diesen Stunden können Handelsgeschäfte bis zur tatsächlichen Kapazitätsgrenze des Netzes durchgeführt werden. Hierbei ist zu beachten, dass sich die Übertragungskapazität je nach aktueller Netzsituation innerhalb Deutschlands beziehungsweise Österreichs unterscheiden kann. Sollte es einen größeren Strombedarf geben, als die Leitungen zum entsprechenden Zeitpunkt übertragen können, greift die Engpassbewirtschaftung. Unterschiedliche Preise in Deutschland und Österreich sind die Folge.

An zweiter Stelle hinsichtlich der Exporte lagen die Niederlande mit 1.742 GWh (minus 10 Prozent) vor der Schweiz, in die netto 1.546 GWh exportiert wurde (minus 10 Prozent). Die Exporte nach Frankreich sanken ebenfalls stark um 71 Prozent auf 872 GWh (nach 3.019 GWh im Vorjahr). Ein Grund für die höheren Exporte im Jahr 2017 könnte die damalige vorübergehende Abschaltung des Kernkraftwerks in Tricastin sein. Die französische Atombehörde hatte im September 2017 angeordnet, alle Blöcke des Kraftwerks aufgrund von Sicherheitsbedenken abzuschalten. Erst im Dezember des gleichen Jahres wurde das Kraftwerk wieder ans Netz genommen. Der Strombedarf wurde während der Abschaltung teilweise durch Importe aus Deutschland gedeckt.

Nettoimporteur im September und Oktober 2018 war Deutschland gegenüber Dänemark (870 GWh oder 36-fache Menge des Vorjahres) Schweden (358 GWh, 5-fache Menge) und Tschechien 356 GWh (minus 52 Prozent). Im Vergleich zum Vorjahr bedeutet dies eine Gesamtsteigerung um 88 Prozent. Der deutliche Handelsanstieg mit Dänemark wurde möglich, weil an der deutsch-dänischen Grenze im Jahr 2017 Maßnahmen vereinbart wurden, um einen stärkeren Handel zwischen den beiden Ländern zu ermöglichen und gleichzeitig die Netzsicherheit zu gewährleisten. Seit Januar 2018 liegt die vereinbarte Mindestimportkapazität aus Dänemark bei 700 MW. Beim Handel zwischen Schweden und Deutschland sind Stromhändler auf das sogenannte Baltic Cable angewiesen. Dies ist die einzige direkte Verbindungsleitung von Schweden nach Deutschland. Fällt es aufgrund eines technischen Defekts oder zu Wartungszwecken aus, ist ein Handel nicht möglich. Das war neben einzelnen Ausfällen im vergangenen Jahr von Ende August bis Ende September der Fall. Eine Übersicht aller Stromimporte und -exporte zeigt die nachfolgende Grafik.

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland im Überblick dar. (Brutto-)Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt. Die schwarze Linie zeigt den gesamten Nettoexport an.

Der Großhandelspreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise haben im Vergleich zum Vorjahr stark zugelegt: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden in den Monaten September und Oktober zwischen -6,79 und 112,66 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 53,96 Euro/MWh. Dies sind 22,71 Euro/MWh mehr als im Vorjahr. Diese Preise erklären sich neben gestiegenen Gas-, Öl- und CO2-Preisen unter anderem mit den teils recht starken Sturmtiefs im vergangenen Jahr, von denen „Herwart“ zudem auf ein Wochenende fiel (28. und 29. Oktober 2017). Da Samstag und Sonntag der Verbrauch wie üblich geringer war als unter der Woche und gleichzeitig viel Strom durch Wind erzeugt wurde, gab es allein an diesem Wochenende zusammen 31 Stunden mit negativen Preisen. Im Vergleich dazu gab es im Betrachtungszeitraum des Jahres 2018 lediglich an zwei Tagen zusammen neun Stunden mit negativen Preisen. In September und Oktober dieses Jahrs wirkten somit negative Preise weniger stark preisdämpfend auf den Durchschnittspreis als noch im Vorjahr.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate gab es am Mittwoch, den 17. Oktober, in der Zeit von 19 bis 20 Uhr mit 112,66 Euro/MWh. Hier kam eine Windflaute mit der abends üblichen Verbrauchsspitze zusammen. Das allgemeine Preisniveau in Europa war ebenfalls hoch, so dass sich mögliche Importe nicht preissenkend auswirken konnten. Die allgemein hohen Preise hatten zur Folge, dass 158 MWh Strom aus Deutschland exportiert wurde. Nettoexporte gingen nach Polen, Österreich, Luxemburg und in die Schweiz, importiert wurde netto vor allem aus Frankreich und Tschechien.

Zur Zeit des niedrigsten Strompreises mit -6,79 Euro/MWh am Samstag, den 22. September, zwischen 14 und 15 Uhr fand mit 10 GWh ein sehr hoher Export ins Ausland statt. Am Samstagnachmittag konnten viele Bürgerinnen und Bürger die Sonnenstrahlen draußen genießen und ihre Elektrogeräte zuhause ausgeschaltet lassen. Zudem haben Industrieunternehmen zum großen Teil ihre Produktion gedrosselt oder komplett heruntergefahren, so dass deutschlandweit ein niedriger Verbrauch entstand. Dieser traf auf die hohe Einspeisung von Wind- und Sonnenenergie, so dass in dieser Stunde insgesamt 81 Prozent des Stromverbrauchs von erneuerbaren Energien erzeugt wurde. Die konventionellen haben ihre Leistung aus ökonomischen Gründen entsprechend ihrer technischem Möglichkeiten gesenkt, so dass der Preis lediglich leicht ins Negative fiel.

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