Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Januar insgesamt 46 TWh (2020: 47,8 TWh). Während die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im Vergleich zum Vorjahresmonat um 13,3 Prozent höher war, lag diejenige aus erneuerbaren Energien 23,6 Prozent unter dem Vorjahreswert.
Der Stromverbrauch betrug im Januar insgesamt 43,6 TWh (2020: 44,2 TWh) und ist somit gesunken.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Am Donnerstag, den 21. Januar kam es zwischen 11.00 und 12.00 Uhr zur höchsten Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in Höhe von 53,7 GWh. Dies entspricht einem Anteil von rund 66,3 Prozent an der Gesamterzeugung (81 GWh) innerhalb dieser Stunde.
In diesem Zeitraum gab es eine hohe Einspeisung durch Onshore-Windkraftanlagen in Höhe von 35,4 GWh (43,7 Prozent der Gesamterzeugung). Weitere 8,7 GWh (10,7 Prozent) wurden durch Photovoltaik-, 4,6 GWh durch Biomasseanlagen (5,7 Prozent) und 3,7 GWh (4,6 Prozent) durch Offshore-Windkraftanlagen eingespeist. Die restlichen 1,3 GWh (1,6 Prozent) wurden aus Wasserkraft und sonstigen Erneuerbaren generiert. Der Stromverbrauch betrug 75,4 GWh in diesem Zeitraum. Somit deckten die Erneuerbaren 71,2 Prozent des Stromverbrauchs beziehungsweise der Netzlast in dieser Stunde.

Am Samstag, den 9. Januar kam es zwischen 16.00 und 17.00 Uhr zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 7,9 GWh bei einem Stromverbrauch von 56,2 GWh. Biomasse machte mit 4,6 GWh den Hauptanteil bei den Erneuerbaren aus (58,2 Prozent). Wasserkraft erzeugte rund 1,3 GWh (16,5 Prozent), On- und Offshore Windanlagen zusammen 1,7 GWh (21,5 Prozent) und Photovoltaik und sonstige Erneuerbare die restlichen 0,3 GWh (3,8 Prozent).

Insgesamt lag die Stromerzeugung aus Erneuerbaren im Januar um 23,6 Prozent unter dem Vorjahreswert. Dabei lag insbesondere die Erzeugung durch Photovoltaikanlagen mit 614 GWh deutlich unter dem Vorjahreswert (-44,1 Prozent). Der Januar 2020 war jedoch durch ein trockenes Wetter mit vielen Sonnenstunden gekennzeichnet (DWD), wodurch sich die damals hohe Photovoltaik-Einspeisung in Höhe von 1.097 GWh erklären lässt. Der diesjährige Januar war hingegen durch Regen und wenig Sonne geprägt.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gestiegen. Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Januar zwischen 0,02 und 110,45 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 52,81 Euro/MWh. Damit war er durchschnittlich 17,77 Euro/MWh höher als im Vorjahr (Januar 2020: 35,03 Euro/MWh).

Der geringste Börsenpreis trat am Donnerstag, den 21. Januar zwischen 04.00 und 05.00 Uhr mit 0,02 Euro/MWh auf. In diesem Zeitraum konnte der Großteil des Stromverbrauchs (der Netzlast) in Höhe von 55,0 GWh durch eine erhöhte Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 48,3 GWh gedeckt werden.
Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Freitag, den 8. Januar in der Zeit von 09.00 bis 10.00 Uhr mit 110,45 Euro/MWh. Der hohe Preis liegt insbesondere in dem relativ hohen Stromverbrauch von 65,8 GWh begründet, der in dieser Stunde auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien in Höhe von 11,7 GWh und eine hohe Einspeisung von 54,3 GWh aus konventionellen Energieträgern traf.

In diesem Monat kam es, vermutlich aufgrund der geringen EE-Einspeisung und des geringeren Stromverbrauchs, zu keinen negativen Großhandelsstrompreisen auf dem Day-Ahead-Markt. Dies war zuletzt im November 2019 der Fall.

Datengrundlage: smard.de

Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden negativ war, erhielten die Anlagenbetreiber größerer EEG geförderter Neuanlagen bisher rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Preisen, keine Marktprämie mehr. Mit der EEG-Novelle, die am 1. Januar in Kraft trat, hat sich dieser Zeitraum von sechs auf vier Stunden verkürzt. In diesem Monat griff die Regelung nicht, da es zu keinen negativen Großhandelspreisen gekommen war.

Der kommerzielle Außenhandel

Deutschland exportierte im Januar insgesamt 3.602,4 GWh* mehr Strom als es importierte und war somit Nettoexporteur. Im Vorjahresmonat war Deutschland mit 4.234,6 GWh ebenfalls Nettoexporteur. Im Vergleich ging der Nettoexport um 14,9 Prozent zurück.

Die Veränderungen der Im- und Exporte sind das Ergebnis von 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 im jeweiligen Land, 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 ergeben sich unter anderem aus dem Dargebot an Wind und Sonneneinstrahlung, den Kosten für Brennstoffe und auch den Kosten für CO2-Zertifikate.

Auch die zur Verfügung stehende Übertragungskapazität an den Ländergrenzen spielt eine Rolle. So ist seit November 2020 durch die neue Verbindungsleitung ALEGrO ein Handel zwischen Deutschland und Belgien möglich. Der Nettoexport nach Belgien betrug im Januar 331 GWh.

In diesem Frühjahr soll außerdem NordLink, als direkte Verbindung zwischen Deutschland und Norwegen, vom aktuell laufenden Probebetrieb zur Nutzung für den kommerziellen Handel übergehen.

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

Nettoimporteur war Deutschland in diesem Monat unter anderem gegenüber Dänemark mit 775 GWh (2020 Nettoimport: 995,5). Seit Dezember ist auch wieder ein Handel mit der dänischen Regelzone Dänemark 1 möglich. Aufgrund von Wartungsarbeiten an der Verbindungsleitung KONTEK, war dieser über mehrere Monate nicht möglich.

Außerdem gab es einen Nettoimport gegenüber Tschechien mit 348,0 GWh (2020 Nettoexport: 771,3 GWh), Schweden mit 160,9 GWh** (2020 Nettoimport: 384,8 GWh) und Polen mit 123,5 GWh (2020 Nettoexport: 34,7 GWh). Ein Grund für den Vorzeichenwechsel im Stromhandel mit Tschechien und Polen könnte der Großhandelsstrompreis der beiden Länder sein. So war Strom aus Tschechien in 350 der insgesamt 744 gehandelten Stunden günstiger als jener aus Deutschland. Im Vorjahresmonat war dies nur in 158 Stunden der Fall.

Ähnlich sieht es bei den polnischen Großhandelspreisen aus: Im Vergleich zum Vorjahresmonat war Strom aus Polen in mehr als doppelt so vielen Stunden günstiger. Waren es im Januar 2020 nur 130 Stunden, so waren es in diesem Januar 323 Stunden.

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* Der im Text angegebene Nettoexport beinhaltet auch den kommerziellen Außenhandel mit Belgien. Dieser wird jedoch derzeit noch nicht in den Visualisierungen dargestellt und ist daher auch nicht in dem darin angegebenen Nettoexport enthalten. Die beiden Werte können somit voneinander abweichen.

** Aufgrund einer bereits gemeldeten Datenlücke können diese Zahlen nach der Behebung aktualisiert werden.