Die gesamte Stromerzeugung betrug im März 44,8 TWh (2020: 43,8 TWh). Dabei lag die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern 20,5 Prozent über und die aus erneuerbaren Energieträgern 12,2 Prozent unter dem Vorjahreswert.

Mit 43,1 TWh war der Stromverbrauch etwas höher als im März 2020 (42,7 TWh). Damals hatte es jedoch im Zuge der Corona-Maßnahmen im Wochenverlauf Schwankungen und einen teilweise geringeren Stromverbrauch gegeben.

Die Grafik zeigt den Verlauf des realisierten Stromverbrauchs von März 2020 bis März 2021.

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Zur höchsten Erzeugung aus erneuerbaren Energien innerhalb einer Stunde kam es am Freitag, den 12. März zwischen 12.00 und 13.00 Uhr mit 67,3 GWh. Sie machte in diesem Zeitraum einen Anteil von 78,4 Prozent an der Gesamterzeugung aus und konnte 94,8 Prozent der Netzlast decken. Zugleich war die Erzeugung aus Wind und Photovoltaik in dieser Stunde mit 60,9 GWh die bislang höchste im laufenden Jahr. Dieser Zeitraum fiel in ein mehrere Tage andauerndes Sturmtief, das für eine erhöhte Einspeisung durch Windkraftanlagen sorgte.

Im März traten mehrfach Sturmtiefs auf, deren Wirkung sich in den Daten nachvollziehen lassen:

Insgesamt lag die Erzeugung aus erneuerbaren Energien trotz des auch im März 2021 hohen Windaufkommens 12,2 Prozent unter dem Wert des Vorjahresmonats. Im letzten Jahr war insbesondere die Erzeugung aus Windkraftanlagen noch deutlich höher: Im Vergleich zu diesem Jahr bei Wind-Onshore-Anlagen um 21,2 Prozent und bei Wind-Offshore-Anlagen um 10,1 Prozent. Die Einspeisung durch Photovoltaikanlagen lag hingegen im März dieses Jahres um 0,7 Prozent höher.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis war mit 47,16 Euro/MWh mehr als doppelt so hoch wie im Vorjahresmonat mit 22,49 Euro/MWh. Eine Verdopplung des durchschnittlichen Preises hatte sich auch im Februar gezeigt. Ein Grund für die höheren Preise könnte der im Vergleich gestiegene Stromverbrauch, bei zugleich geringerer Einspeisung durch erneuerbare Energien sein.

Gehandelt wurden die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts im März zwischen -49,99 Euro/MWh und 103,71 Euro/MWh. Im März 2020 hatte es durch die höhere Einspeisung durch erneuerbare Energien und des vergleichsweise geringen Stromverbrauchs ab der Mitte des Monats eine hohe Anzahl negativer Großhandelspreise gegeben. Das hat damals zu einer Minderung des durchschnittlichen Preises geführt.

Datengrundlage: smard.de

Zum höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt kam es im vergangenen Monat am Montag, den 8. März zwischen 19.00 und 20.00 Uhr mit 103,71 Euro/MWh. Der hohe Preis liegt insbesondere darin begründet, dass in dieser Stunde ein Stromverbrauch in Höhe von 65,3 GWh auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien (11 GWh) und eine hohe Einspeisung aus konventionellen Energieträgern (51 GWh) traf.

Der geringste Preis trat am Sonntag, den 28. März zwischen 13.00 und 14.00 Uhr mit -49,99 Euro/MWh auf. In diesem Zeitraum konnte der Stromverbrauch in Höhe von 51 GWh komplett durch die Erzeugung aus erneuerbaren Energien (54,2 GWh) gedeckt werden. Ab 13.00 Uhr kam es in fünf aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen, wodurch die Vier-Stunden-Regel griff. Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von mindestens vier Stunden negativ ist, erhalten die Anlagenbetreiber größerer EEG geförderter Neuanlagen rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Preisen, keine Marktprämie mehr.

Die Grafik zeigt die realisierten Werte der Erzeugung, des Stromverbrauchs und den Großhandelsstrompreis am 28. März 2021.

Der kommerzielle Außenhandel

Deutschland exportierte im März insgesamt 2.120 GWh* mehr Strom als es importierte und war somit Nettoexporteur. Im Vorjahresmonat betrug der Nettoexport 2.181 GWh und ist somit im Vergleich etwas gesunken.

Wann 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. Seit Mitte November 2020 findet zum Beispiel auch der Handel mit Belgien statt. Möglich macht dies die neue direkte Verbindungsleitung ALEGrO (Aachen Lüttich Electricity Grid Overlay).
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.

Im kommerziellen Außenhandel mit Frankreich kam es im Vergleich zum Vorjahresmonat zu einem Vorzeichenwechsel: Importierte Deutschland im März 2020 netto noch 32 GWh Strom aus Frankreich, so kam es in diesem Monat zu einem Nettoexport nach Frankreich in Höhe von rund 461 GWh. Dieser Vorzeichenwechsel könnte in den Großhandelsstrompreisen der beiden Länder begründet liegen. So war Strom aus Deutschland in 275 Stunden günstiger als Strom aus Frankreich. Im vorherigen März war dies nur in 180 Stunden der Fall. Die damalige Infektionslage in Frankreich führte früher zu Schließungen öffentlicher Einrichtungen als in Deutschland und auch zu Ausgangssperren. Dies hatte eine vergleichsweise geringe Stromnachfrage und damit auch niedrigere französische Großhandelsstrompreise zur Folge.

Der höchste Nettoexport erfolgte in diesem März mit 2.264 GWh im Handel mit Österreich, gefolgt von der Schweiz mit 690 GWh und Frankreich.
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* Der im Text angegebene Nettoexport beinhaltet auch den kommerziellen Außenhandel mit Belgien, der seit Mitte November 2020 stattfindet. 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.