Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Juli insgesamt 38 TWh (2019: 40,2 TWh). Während die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im Vergleich zum vorherigen Juli um 14 Prozent sank, lag diejenige aus erneuerbaren Energien um 5,7 Prozent höher.
Der Stromverbrauch betrug im Juli insgesamt 37,3 TWh. Im Vergleich zum Vorjahr ist das ein Rückgang um 7,9 Prozent.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung und den Stromverbrauch Deutschlands im Monat Juli.

Der Rückgang der Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern ist größtenteils auf den deutlich geringeren Einsatz von Steinkohle (-52 Prozent), Braunkohle (-22 Prozent) und Kernenergie (-22 Prozent) zurückzuführen. Die Erzeugung aus Erdgas stieg hingegen um 22 Prozent.

Ein möglicher Grund für die insgesamt geringere Stromerzeugung könnte der gesunkene Stromverbrauch während der Corona-Pandemie sein. Hinzu kommen weitere Faktoren bei der individuellen Kraftwerkseinsatzplanung im europäischen Strommarkt, beispielsweise Brennstoffkosten oder CO2-Zertifikatspreise, welche die relativen Kosten der fossilen Stromerzeugung eines Landes beeinflussen. Nicht zu vernachlässigen sind auch Veränderungen bei der jeweiligen installierten und verfügbaren Leistung.

Am Dienstag, den 28. Juli erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 12.00 und 13.00 Uhr, bei einem hohen Stromverbrauch von 64,4 GWh, ihr Maximum von knapp 76,7 GWh und lag damit 1,7 Prozent unter dem Maximalwert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 30,5 GWh kam es am Sonntag, den 12. Juli zwischen 05.00 und 06.00 Uhr. In diesem Zeitraum gab es einen niedrigen Stromverbrauch von 33,0 GWh.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Dienstag, den 6. Juli kam es zwischen 13.00 und 14.00 Uhr zur höchsten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Höhe von 60,5 GWh. Photovoltaik machte einen Anteil von 22,8 GWh (38 Prozent), Onshore Windanlagen 26,7 GWh (44 Prozent) und Offshore Windanlagen 4,2 GWh (7 Prozent) aus. Die restlichen 6,8 GWh (11 Prozent) trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. In diesem Zeitraum gab es einen Stromverbrauch von 64,7 GWh. Somit deckten die Erneuerbaren knapp 93,5 Prozent des Stromverbrauchs beziehungsweise der Netzlast in dieser Stunde.
Am Samstag, den 4. Juli überstieg die Erzeugung aus erneuerbaren Energien in der Zeit von 9:45 bis 17:15 Uhr und am Sonntag, den 5. Juli von 7:15 bis 17:00 Uhr vollständig den Stromverbrauch.

Am Samstag, den 18. Juli kam es zwischen 21.00 und 22.00 Uhr zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 7,5 GWh, bei einem niedrigen Stromverbrauch von 42,9 GWh. Biomasse machte mit 4,5 GWh den Hauptteil bei den Erneuerbaren aus (60 Prozent), Wasserkraft erzeugte 2,1 GWh (28 Prozent), On- und Offshore Windanlagen zusammen lediglich 0,7 GWh (9 Prozent) und sonstige Erneuerbare die restlichen 0,2 GWh (3 Prozent).

In der Grafik sind der Stromverbrauch und die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien am 4. und 5. Juli 2020 zu sehen. An diesen Tagen konnten sie den Bedarf (die Netzlast) für viele Stunden komplett decken.

Insgesamt stieg die Stromerzeugung aus Erneuerbaren im Juli um 5,7 Prozent im Vergleich zum Vorjahresmonat. Dabei stieg die Erzeugung aus Photovoltaik um 9,5 Prozent, gefolgt von sonstigen Erneuerbaren (z.B. Erdwärme oder Deponiegas) mit 8,2 Prozent.
Die Erzeugung aus Windkraftanlagen lag 6,4 Prozent über dem Vorjahreswert und betrug insgesamt 7 TWh. Davon waren 5,4 TWh aus Onshore- und 1,6 TWh aus Offshore-Anlagen. Neben förderlichen Wetterbedingungen wie hohen Windgeschwindigkeiten spielt dabei auch der fortschreitende Ausbau der Windenergie eine Rolle. So ging im Juli beispielsweise in der Nordsee mit Borkum 2 ein weiterer Offshore-Windpark mit einer Gesamtleistung von 200 Megawatt ans Netz.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Juli zwischen -64,99 und 60,02 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 30,06 Euro/MWh. Damit lag er durchschnittlich 9,62 Euro niedriger als im Vorjahr (Juli 2019: 39,69 Euro/MWh), war jedoch der höchste seit Januar.

Der geringste Börsenpreis trat am Sonntag, den 5. Juli zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -64,99 Euro/MWh auf. In diesem Zeitraum konnte der gesamte Stromverbrauch von 46,7 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer von 49,4 GWh komplett gedeckt werden.

Während es im Vorjahresmonat keine negativen Strompreise gab, traten sie in diesem Monat in insgesamt 24 der 744 gehandelten Stunden auf.
Die 6-Stunden-Regel, nach der die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird, griff nur am Sonntag, den 5. Juli. An diesem Tag kam es in 16 Stunden in Folge zu negativen Preisen. Nur wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Donnerstag, den 30. Juli in der Zeit von 19.00 bis 20.00 Uhr mit 60,02 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch von 53,8 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 13,4 GWh. Der Strommarkt reagiert auf diese Situation, indem Speicher entladen werden (z.B. Pumpspeicherwerke), flexible Lasten ihren Stromverbrauch drosseln und verstärkt konventionelle Kraftwerke eingesetzt werden.

Datengrundlage: smard.de

Der kommerzielle Außenhandel

Deutschland importierte im Juli insgesamt 322,4 GWh mehr Strom als es exportierte und war dadurch, wie auch schon im Mai (2.079 GWh) und Juni (232,8 GWh) insgesamt Nettoimporteur. Im Vorjahresmonat war Deutschland mit 273,4 GWh noch Nettoexporteur.

Die Veränderungen der Im- und Exporte sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen, die das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage in den jeweiligen Ländern und über die Grenzen hinweg widerspiegeln. Sie sind Teil des normalen Marktgeschehens im europaweiten Stromgroßhandel.

Insgesamt wurden 2,1 TWh exportiert, was 5,5 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Damit wurde fast doppelt so viel Strom exportiert als im Juni (1,2 TWh). Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war im Juli Österreich, in das, nach Abzug der Importe, mit 848 GWh am meisten netto exportiert wurde (-46,5 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Tschechien mit 463 GWh (+6,8 Prozent) vor Polen, in das netto 340 GWh (+31,5 Prozent) exportiert wurden.

Ein Grund für den starken Anstieg des Exportes nach Polen war die Zahl der Stunden, in denen der Strom aus Deutschland günstiger war als derjenige aus Polen. Das war in 725 der 744 gehandelten Stunden der Fall. Dort dominieren fossile Energieträger bei der Stromerzeugung. Allein Steinkohle macht über 51 Prozent, Braunkohle weitere 17 Prozent der installierten Erzeugungsleistung aus. Das macht den in Polen gehandelten Strom unter anderem aufgrund der gestiegenen CO2-Zertifikatspreise relativ teuer.

Ein anderes Bild zeigt sich hingegen im Handel mit Österreich, wo erneuerbare Energien (v.a. Wasserkraft) den Großteil der installierten Leistung ausmachen. Zwar ging der Stromverbrauch im Juli auch in der Alpenrepublik zurück (-360 GWh bzw. – 7,2 % im Vergleich zum Vorjahresmonat), allerdings erhöhte sich dort die Stromerzeugung um 407 GWh bzw. 8,5%. Somit importierte Österreich, anders als noch im Vorjahr, insgesamt weniger Strom aus den Nachbarländern.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber den Niederlanden (1.216 GWh), Dänemark (980 GWh), Schweden (228 GWh) und Frankreich (10 GWh).
Ein Grund dafür, dass Deutschland im Vergleich zum Vorjahresmonat  vom Nettoexporteur zum Nettoimporteur geworden ist, könnte die Zahl der Stunden sein, in denen der Großhandelspreis in den Nachbarländern günstiger war als in Deutschland. So war Strom aus den Niederlanden in 368 Stunden (Juli 2019: 187 Stunden), aus den beiden Regelzonen Dänemarks in 329 bzw. 311 Stunden (2019: 184 bzw. 185 Stunden) und aus Schweden in 530 Stunden (2019: 490 Stunden) günstiger als Strom aus Deutschland.

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

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