Die Stromerzeugung, der Stromverbrauch und der Stromhandel waren wie nahezu alle Bereiche des öffentlichen Lebens und der Wirtschaft auch durch die von der Bundesregierung und den Landesregierungen ab Mitte März beschlossenen Einschränkungen zur Eindämmung der Ausbreitung von COVID-19 betroffen. Diese besonderen Bedingungen und ihre Konsequenzen gilt es im Vergleich der Werte zu den Vorjahren zu beachten. Außerdem hatte das Schaltjahr 2020 einen Kalendertag mehr als das vorherige Jahr 2019.

Stromverbrauch und Stromerzeugung

Der Stromverbrauch, beziehungsweise die Netzlast, betrug in diesem Jahr 474,9 TWh und lag damit 3,2 Prozent unter dem Vorjahreswert. Von März bis einschließlich September sank der monatliche Stromverbrauch im Vergleich zu den Vorjahreswerten stetig. Dabei sank er insbesondere aufgrund der Maßnahmen zur Eindämmung der Corona-Pandemie im Monat Mai am stärksten (-10,6 Prozent). Im weiteren Jahresverlauf schwankte der Stromverbrauch, blieb aber die restliche Zeit des Jahres beinahe jeden Monat unter dem Vorjahreswert. Nur im Oktober lag er 1,7 Prozent höher als 2019.

Datengrundlage: smard.de

Die Stromerzeugung ging insgesamt von 519,2 TWh auf 492,4 TWh zurück (-5,2 Prozent).
Im Vergleich zum Vorjahr sank sie im April am stärksten: Minus 16,8 Prozent.

Erzeugung aus konventionellen Energieträgern

Die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern ging im Jahr 2020 insgesamt um 12,2 Prozent zurück. Am stärksten sank dabei die Erzeugung aus Steinkohle mit einem Rückgang um 27,1 Prozent. Gefolgt von Braunkohle mit 18,8 Prozent und Kernenergie mit 14,2 Prozent.
Insgesamt machte die konventionelle Erzeugung 2020 einen Anteil von 52,65 Prozent an der Gesamterzeugung aus. Im Vorjahr waren es noch 56,9 Prozent.
Ein möglicher Grund für die geringere Stromerzeugung aus konventionellen Energieträgern ist der gesunkene Stromverbrauch während der Corona-Pandemie. 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, sowie die gestiegene Stromproduktion aus erneuerbaren Energien.

Erzeugung aus erneuerbaren Energien

Insgesamt lag die Erzeugung aus erneuerbaren Energien im Jahr 2020 4,1 Prozent über dem Vorjahreswert. Sie machte einen Anteil an der Gesamterzeugung von 47,35 Prozent aus (2019: 43,1 Prozent) und deckte rund 49,1 Prozent des Nettostromverbrauchs (der Netzlast). Neben förderlichen Wetterbedingungen spielt dabei auch der fortschreitende Ausbau eine Rolle.

In der Monatsbetrachtung war der Februar mit 26.690 GWh jener mit der höchsten Einspeisung erneuerbarer Energien. Grund dafür war das Sturmtief „Sabine“, das für eine besonders hohe Windeinspeisung (On- und Offshore) in Höhe von insgesamt 20,3 TWh sorgte. Allein in den fünf Tagen vom 7. bis einschließlich 11. Februar wurden 3,5 TWh Strom eingespeist. In diesem Zuge kam es am Dienstag, den 11. Februar auch zur höchsten Erzeugung aus erneuerbaren Energien innerhalb eines Tages mit 1.252 GWh. Davon wurden 1.033 GWh und somit der Hauptanteil aus Windenergie erzeugt. Gefolgt von Biomasse mit 116,6 GWh und Photovoltaik mit 52,3 GWh. Den Rest trugen sonstige Erneuerbare bei.

Am darauffolgenden Wochenende sorgte das Orkantief „Victoria“ zwischen Freitag, dem 14. und Sonntag, dem 16. Februar für eine ebenfalls hohe Einspeisung von Windkraftanlagen von insgesamt 1,9 TWh. An diesem Sonntag deckten die Erneuerbaren sogar 95,5 Prozent des Nettostromverbrauchs (der Netzlast), womit es zu einem neuen Höchstwert innerhalb der letzten drei Jahre kam.
Zur niedrigsten Erzeugung innerhalb eines Tages kam es hingegen am Donnerstag, den 10.12. mit 240,2 GWh und innerhalb eines Monats im September mit insgesamt 15.615 GWh.

In diesem Jahr sorgte außerdem der sonnigste April seit der Wetteraufzeichnung (DWD) mit vielen Sonnenstunden und wenig Regen für eine vergleichsweise hohe Einspeisung durch Photovoltaikanlagen. Am Sonntag, den 5. April deckten die Erneuerbaren Energien zwischen 11.00 und 17.00 Uhr für 6 Stunden durchgehend den Nettostromverbrauch (die Netzlast) in Deutschland. In diesem Zeitraum wurden insgesamt 13,2 GWh mehr Strom aus Erneuerbaren generiert als verbraucht. Vom 19.-22. April konnte man auch für mehrere Tage – auch werktags bei tendenziell höheren Verbrauchswerten im Vergleich zu Wochenenden – einen hohen Anteil beobachten. Über diese vier Tage hinweg deckten die Erneuerbaren insgesamt 81,5 Prozent des Nettostromverbrauchs in Deutschland.

Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast lag im Jahr 2020 bei 49,1 Prozent (2019: 45,7 Prozent). Den größten Beitrag dazu leistete Wind-Onshore mit einem Anteil von 21,7 Prozent. Photovoltaik deckte 9,7 Prozent der Netzlast, gefolgt von Biomasse mit 8,5 Prozent. Die übrigen 9,2 Prozent entfielen auf Wind-Offshore, Wasserkraft und Sonstige Erneuerbare.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag in diesem Jahr bei 30,47 Euro/MWh (2019: 37,67 Euro/MWh). Im Jahresverlauf ist er im Vergleich zum Vorjahresmonat beinahe jeden Monat gesunken. Nur im September und Dezember war er von 35,75 Euro/MWh auf 43,69 Euro/MWh, beziehungsweise von 31,97 Euro/MWh auf 43,52 Euro/MWh gestiegen. Der niedrigste Wert des Jahres wurde am Dienstag, den 21. April zwischen 14.00 und 15.00 Uhr mit -83,94 Euro/MWh erreicht und war zugleich der niedrigste seit Juni 2019.

Insgesamt war der Monat April zugleich derjenige mit dem niedrigsten durchschnittlichen Großhandelspreis in Höhe von 17,09 Euro/MWh. Ein Grund dafür war der durch die damaligen Corona-Maßnahmen sehr niedrige Stromverbrauch und die zugleich sehr hohe Einspeisung durch erneuerbare Energien. Zudem trug die entsprechend hohe Anzahl von 40 Stunden negativer Großhandelsstrompreise zu einer Minderung des durchschnittlichen Preises bei.

Am Montag, den 21.09. kam es zwischen 19.00 und 20.00 Uhr zum höchsten Preis des Jahres mit 200,04 Euro/MWh. In diesem Zeitraum traf ein hoher Stromverbrauch von 61,1 GWh auf eine niedrige Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 7,4 GWh.
Negative Großhandelsstrompreise gab es in diesem Jahr in insgesamt 298 der 8784 gehandelten Stunden. 2019 waren es 211 Stunden nach 134 Stunden in 2018. Grund für die höhere Anzahl ist die gestiegene Einspeisung aus erneuerbaren Energien und der gesunkene Stromverbrauch.

Datengrundlage: smard.de

Am meisten negative Großhandelsstrompreise in Folge gab es am Sonntag, den 16.02. mit 22 aufeinanderfolgenden Stunden. Grund dafür war die hohe Einspeisung aus erneuerbaren Energien, insbesondere durch Windkraftanlagen aufgrund des Orkantiefs „Victoria“. Über den Tag deckte Erzeugung aus Erneuerbaren den Nettostromverbrauch (die Netzlast) zu 95,5 Prozent.
Die 6-Stunden-Regel griff in diesem Jahr für insgesamt 192 Stunden (Vorjahr 123 Stunden). 2018 griff sie für 66 Stunden. Die 6-Stunden-Regel besagt, dass die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung ausgesetzt wird, wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist. Dann erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

Der kommerzielle Außenhandel

Der gesamte kommerzielle Nettoexport Deutschlands betrug im Jahr 2020 18,6 TWh, was 3,9 Prozent des in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um 47,1 Prozent.

Hauptabnehmerländer des deutschen Stroms waren im Jahr 2020:

• Österreich mit einem Nettoimport aus Deutschland von 18.427 GWh (-6,1 % zum Vorjahr)
• Luxemburg mit 3.787 GWh (-9,7% zum Vorjahr)
• Tschechien mit 3.769 GWh (+94,5 % zum Vorjahr)

Nettoimporteur war Deutschland im Jahr 2020 gegenüber:

• Dänemark mit 6.941 GWh (Wechsel von Nettoexport Deutschlands zu Nettoimport)
• Schweden mit 2.141 GWh (+188,7 % zum Vorjahr)
• Niederlande mit 1.603 GWh (Wechsel von Nettoexport Deutschlands zu Nettoimport)

In den Monaten April, Mai, Juni und Juli führte Deutschland mehr Strom ein, als es ausführte. Mit Blick auf die vergangenen sechs Jahre, war dies ebenfalls im Juni und August 2019 der Fall.

Veränderungen im kommerziellen Außenhandel sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen und Teil des normalen Marktgeschehens. Sie spiegeln das gesamteuropäische Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage wider. Ob 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.

Die erste direkte Verbindung zwischen Deutschland und Belgien wurde mit dem Aachen Lüttich Electricity Grid Overlay (ALEGrO) geschaffen und bietet eine Übertragungskapazität von 1.000 MW. Der kommerzielle Handel startete im November zunächst mit Day-Ahead Kapazitäten.
Mit NordLink ging im Dezember erstmalig eine Verbindungsleitung zwischen Deutschland und Norwegen in den Probebetrieb. Sie bietet eine Übertragungskapazität von 1.400 MW und soll insbesondere die Übertragung des durch erneuerbare Energien erzeugten Stroms ermöglichen.
Der Übergang in den regulären Betrieb ist im Februar 2021 geplant.

Die Grafik zeigt den kommerziellen Außenhandel Deutschlands mit anderen Ländern im Jahresverlauf.

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Alle im Artikel genannten und in den Visualisierungen dargestellten Daten können nachträglich aktualisiert werden.
Zuletzt aktualisiert am 02.02.2021