Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Oktober insgesamt 45 TWh (2019: 45,4 TWh). Während die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im Vergleich zum Vorjahresmonat um 9,3 Prozent geringer war, lag diejenige aus erneuerbaren Energien um 10,9 Prozent über dem Vorjahreswert.

Der Stromverbrauch betrug im Oktober insgesamt 41,9 TWh (2019: 41,5 TWh) und stieg damit das erste Mal in diesem Jahr im Vergleich zum Vorjahresmonat leicht an. In den Monaten zuvor war der Stromverbrauch im Zuge der Corona-Pandemie bisher gesunken.

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

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Sonntag, den 04. Oktober kam es zwischen 12.00 und 13.00 Uhr zur höchsten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Höhe von 53 GWh. Dies entspricht einem Anteil von rund 78 Prozent an der Gesamterzeugung innerhalb dieser Stunde.

In diesem Zeitraum gab es eine hohe Einspeisung durch Onshore-Windkraftanlagen in Höhe von 23,9 GWh (45,1 Prozent). Weitere 19,1 GWh (36,0 Prozent) wurden durch Photovoltaik- und 3,8 GWh (7,2 Prozent) durch Offshore-Windkraftanlagen eingespeist. Die restlichen 6,2 GWh (11,7 Prozent) wurden aus Biomasse, Wasserkraft und sonstigen Erneuerbaren generiert. Der Stromverbrauch betrug 54,6 GWh. Somit deckten die Erneuerbaren 97,1 Prozent des Stromverbrauchs beziehungsweise der Netzlast in dieser Stunde.

Am Samstag, den 17. Oktober kam es zwischen 18.00 und 19.00 Uhr zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 8,4 GWh bei einem Stromverbrauch von 55,8 GWh. Biomasse machte mit 4,6 GWh den Hauptanteil bei den Erneuerbaren aus (54,8 Prozent). Wasserkraft erzeugte rund 2 GWh (23,8 Prozent), On- und Offshore Windanlagen zusammen 1,5 GWh (17,9 Prozent) und Photovoltaik und sonstige Erneuerbare die restlichen 0,3 GWh (3,5 Prozent).

Insgesamt lag die Stromerzeugung aus Erneuerbaren im Oktober um 10,9 Prozent über dem Vorjahreswert. Dabei lag insbesondere die Erzeugung aus Windkraftanlagen aufgrund eines höheren Windaufkommens 19,6 Prozent über dem Vorjahreswert (Onshore: +15,7 Prozent; Offshore: +35,4 Prozent). Sie machte in diesem Monat einen Anteil von 31 Prozent an der Gesamterzeugung aus. Neben förderlichen Wetterbedingungen spielt auch der fortschreitende Ausbau eine Rolle.

Die Einspeisung von Photovoltaikanlagen lag im Vergleich zum Oktober 2019 um rund 11 Prozent niedriger. Dies könnte an der Zahl der Sonnenstunden liegen, die mit 70 Stunden deutlich unter den üblicherweise im Oktober erwarteten Sonnenstunden von 109 blieb.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken. Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Oktober zwischen -54,97 und 78,68 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 33,97 Euro/MWh. Damit lag er durchschnittlich 2,97 Euro niedriger als im Vorjahr (Oktober 2019: 36,94 Euro/MWh). Neben der erhöhten Einspeisung erneuerbarer Energien trugen auch daraus resultierende negative Großhandelspreise zu einer Minderung des Monatsdurchschnitts bei.

Die Grafik zeigt den realisierten Stromverbrauch und den Großhandelsstrompreis im Oktober 2020.

Der geringste Börsenpreis trat am Sonntag, den 4. Oktober zwischen 13.00 und 14.00 Uhr mit -54,97 Euro/MWh auf. In diesem Zeitraum konnte beinahe der gesamte Stromverbrauch von 52,6 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer von 52,1 GWh komplett gedeckt werden. An diesem Tag kam es außerdem zwischen 09.00 und 18.00 Uhr in sieben aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Großhandelspreisen. Nur in diesem Zeitraum griff im Oktober die 6-Stunden-Regel, nach der die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird. 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.

Insgesamt traten negative Strompreise in diesem Monat in 18 der 745 gehandelten Stunden auf. Im Vorjahresmonat gab es sie nur in fünf Stunden, weshalb die 6-Stunden-Regel im Oktober 2019 nicht griff.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Montag, den 12. Oktober in der Zeit von 19.00 bis 20.00 Uhr mit 78,68 Euro/MWh. Der hohe Preis liegt insbesondere in dem hohen Stromverbrauch von 66,6 GWh begründet, der in dieser Stunde auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 8,9 GWh traf.

4,5 GWh davon wurden aus Biomasse erzeugt, gefolgt von Windkraftanlagen (On- und Offshore) mit insgesamt 2,3 GWh und Wasserkraft mit 1,9 GWh. Die restlichen 0,2 GWh generierten sonstige Erneuerbare. Aufgrund der späten Uhrzeit speisten Photovoltaikanlagen in diesem Zeitraum keinen Strom ein.

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 exportierte im Oktober insgesamt 3.252,9 GWh mehr Strom als es importierte und war somit Nettoexporteur. Im Vorjahresmonat war Deutschland mit 4.217,6 GWh ebenfalls Nettoexporteur. Im Vergleich ging der Nettoexport um 22,9 Prozent zurück.

Die Veränderungen der Im- und Exporte sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen und Teil des normalen Marktgeschehens. Sie spiegeln das gesamteuropäische Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage wider. Zu welchem Zeitpunkt Strom im- oder exportiert wird, hängt nicht nur von Angebot und Nachfrage, sondern auch von den Strompreisen der anderen Länder ab. Die im Rahmen der Marktkopplung ermittelten Großhandelspreise resultieren aus den zum jeweiligen Zeitpunkt unterschiedlichen sogenannten relativen Erzeugungskosten. Sie beziffern unter anderem die Kosten für Brennstoffe oder auch CO2-Zertifikate, die wiederum von weiteren Faktoren abhängig sind.

Auch die zur Verfügung stehende Übertragungskapazität an den Ländergrenzen spielt eine Rolle. In diesem Oktober gingen die beiden nördlichen Abschnitte der sogenannten Mittelachse ans Netz. Sie verbindet Schleswig-Holstein und Dänemark miteinander. Der südliche Abschnitt wurde bereits 2018 in Betrieb genommen.

Die erste direkte Verbindung zwischen Deutschland und Belgien wurde mit dem Aachen Lüttich Electricity Grid Overlay (ALEGrO) geschaffen und im Oktober in Betrieb genommen. Das 90 Kilometer lange Erdkabel bietet eine Übertragungskapazität von 1.000 MW. Der kommerzielle Handel soll im November zunächst mit Day-Ahead Kapazitäten starten.
Mit NordLink soll im Dezember dieses Jahres erstmalig eine 623 Kilometer lange Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Norwegen in Betrieb gehen. Sie bietet eine Übertragungskapazität von 1.400 MW und soll insbesondere die Übertragung des durch erneuerbare Energien erzeugten Stroms ermöglichen.

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

Nettoimporteur war Deutschland in diesem Monat nur gegenüber Dänemark mit 721 GWh (2019 Nettoexport: 508 GWh) und Schweden mit 282 GWh (2019 Nettoexport: 11 GWh).
Ein Grund für den Vorzeichenwechsel im Stromhandel mit diesen beiden Ländern liegt in den Großhandelspreisen begründet. So war Strom aus Schweden in 585 der 745 gehandelten Stunden günstiger als in Deutschland. Im Vorjahr war dies nur in 64 Stunden der Fall. Strom aus der dänischen Zone Dänemark 1 war in 526 Stunden (2019: 37 Stunden) günstiger. Wie bereits im September konnte aus Dänemark 2 aufgrund von Wartungsarbeiten an der Verbindungsleitung Kontek weder Strom im- noch exportiert werden.

In der Grafik zu sehen sind die Großhandelspreise sowie der kommerzielle Außenhandel zwischen Dänemark 1 und dem Marktgebiet Deutschland/Luxemburg im Oktober.

Im kommerziellen Außenhandel mit den Niederlanden kam es in diesem Monat zu einem Vorzeichenwechsel. Gab es im Vorjahresmonat noch einen Nettoimport von rund 10 GWh, so kam es in diesem Oktober zu einem Nettoexport in die Niederlande von rund 414 GWh. Diese Veränderung könnte in den Großhandelspreisen begründet liegen. So lagen die durchschnittlichen Großhandelspreise der beiden Länder im Oktober 2019 nur einen Euro pro MWh auseinander (DE: 36,94 Euro/MWh; NL: 37,94 Euro/MWh), während der durchschnittliche Großhandelspreis Deutschlands in diesem Oktober um mehr als drei Euro unter dem niederländischen lag. Zwar waren die beiden Großhandelspreise in diesem Monat nur in 311 der 745 gehandelten Stunden identisch (2019: 418 Stunden), der deutsche Großhandelspreis war jedoch in 269 Stunden günstiger. Im Vergleich zum vorherigen Oktober (118 Stunden) also in mehr als doppelt so vielen Stunden.