Stromverbrauch und Stromerzeugung

Mit 42,6 TWh war der Stromverbrauch (die Netzlast) um 1,2 Prozent geringer als im November 2020 mit 43,1 TWh.

Die Gesamterzeugung betrug 44,7 TWh (2020: 44,4 TWh). Die Stromerzeugung durch erneuerbare Energien lag rund 9,9 Prozent unter dem Vorjahreswert, jene durch konventionelle Erzeugung um 7,1 Prozent darüber.

Bei der konventionellen Erzeugung war insbesondere jene aus Steinkohle höher. Im Vergleich zum vorherigen November um 41,2 Prozent. Die Erzeugung durch Kernenergie lag um 17,1 Prozent über dem Wert des Vorjahresmonats. Pumpspeicher erzeugten in diesem November 8,6 Prozent mehr und die sonstige Konventionelle rund drei Prozent. Um 12,8 Prozent geringer hingegen war die Erzeugung durch Erdgas.

Im November 2020 war das Kernkraftwerk Gundremmingen mit einer Nennleistung von 1.288 MW aufgrund eines Brennelementwechsels nicht in Betrieb gewesen. Im November 2021 speiste es wieder Strom ins Netz ein.

Der Grund für die geringere Erzeugung durch Erdgas und die höhere Erzeugung aus Steinkohle liegt weiterhin in den im Vergleich zum Vorjahr höheren Gaspreisen.

Pumpspeicherkraftwerk „Wehr“ wieder vollumfänglich in Betrieb

Das viertgrößte Pumpspeicherkraftwerk Deutschlands „Wehr“ war seit April 2021 aufgrund von Wartungsarbeiten in Revision. Seit Mitte November ist es nun wieder vollumfänglich in Betrieb.

Voraussichtlich noch bis Mitte nächsten Jahres dauern die Arbeiten am Luxemburger Pumpspeicherkraftwerk „Vianden“ an. Verschiedene Blöcke des Kraftwerks, das in die deutsche Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Amprion einspeist, werden zurzeit nach und nach erneuert.

Insgesamt ist die verfügbare Kapazität der Pumpspeicherkraftwerke jedoch höher als im November 2020, was die höhere Erzeugung erklärt.

Hohe Einspeisung durch Windkraftanlagen durch „Christian“ und „Daniel“

Am 30. November kam es zur höchsten Stromerzeugung durch Windkraftanlagen (On- und Offshore) des Monats. Die 886,6 GWh konnten an diesem Tag rund 55,6 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast) in Deutschland decken. Bereits in den Tagen zuvor zogen verschiedene Sturmtiefs über Deutschland. Grund für die hohe Einspeisung am 30. November war zunächst das Sturmtief „Christian", worauf das Sturmtief „Daniel" folgte.

In der Monatsbetrachtung lag die Erzeugung durch Wind-Onshore-Anlagen jedoch 9,7 Prozent und die durch Wind-Offshore-Anlagen 1,6 Prozent unter dem Wert des Vorjahresmonats. Damals hatte es aufgrund von mehreren Sturmtiefs eine besonders hohe Einspeisung gegeben.

Insgesamt war im November auch die Erzeugung durch Photovoltaik geringer: Im Vergleich zum Vorjahr um 26,5 Prozent. Der November 2020 ist der drittsonnigste November seit Beginn der Wetteraufzeichnung gewesen (DWD).

Ebenfalls unter dem Vorjahreswert lag die Erzeugung durch Wasserkraft (-29,9 Prozent), die durch sonstige Erneuerbare (-11,8 Prozent) und die durch Biomasse (-1,9 Prozent).
Grund für die geringere Erzeugung durch Wasserkraft sind Wartungs- und Modernisierungsarbeiten an mehreren Kraftwerken in den deutschen Regelzonen.

Der deutsche Großhandelsstrompreis

Der durchschnittliche deutsche Großhandelsstrompreis betrug im November 176,15 Euro/MWh. Damit setzt sich die Entwicklung zu höheren Großhandelspreisen der vergangenen Monate fort: Im November 2020 betrug er 38,79 Euro/MWh.

Insgesamt liegt der Grund für die höheren Preise, wie bereits in den vergangenen Monaten, in den hohen Erzeugungskosten der konventionellen Kraftwerke. Sie umfassen insbesondere die Kosten für Brennstoffe und CO₂-Zertifikate, die beide weiterhin hoch sind und einen großen Einfluss auf den Großhandelsstrompreis haben. Durch die im Vergleich zum Vorjahr höheren Gaspreise ist die Rentabilität der Gaskraftwerke gesunken und damit die Wettbewerbsfähigkeit der Steinkohle-Kraftwerke, trotz höherer Kosten für CO₂-Zertifikate, gestiegen. Der Kostenvorteil von Gaskraftwerken bei den CO₂-Zertifikaten wurde von den höheren Gaskosten überlagert. Hinzu kommt der geringere Erzeugungsbeitrag der Erneuerbaren.
Auf dem Day-Ahead-Markt kam es zu keiner Stunde zu negativen Preisen. Die Zahl der Stunden mit Preisen über 100 Euro/MWh (596 der 720 Novemberstunden) trug entsprechend zu einer Erhöhung des Mittelwertes bei.

Der geringste Preis wurde am Sonntag, den 7. November zwischen 04.00 und 05.00 Uhr mit 1,47 Euro/MWh verzeichnet. In dieser Stunde deckte die Erzeugung durch erneuerbare Energien 93,9 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast).
Ob in dieser Stunde eine durchlaufende konventionelle Erzeugung eine vollständige Deckung der Netzlast durch erneuerbare Energien verhinderte, kann mit den Daten von SMARD nicht zuverlässig beantwortet werden. Die Bundesnetzagentur untersucht solche Situationen in ihren Berichten zur sogenannten Mindesterzeugung.

Zum höchsten Preis des Monats mit 421,87 Euro/MWh kam es am Mittwoch, den 29. November zwischen 17.00 und 18.00 Uhr. In dieser Stunde betrug der Stromverbrauch 72,1 GWh. Die Erzeugung durch erneuerbare Energien betrug 15 GWh und die durch konventionelle Energieträger 53,5 GWh.

Der kommerzielle Außenhandel

Mit 166,60 Euro/MWh lag der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten auf einem ähnlich hohen Niveau wie der deutsche. Der geringste Durchschnittspreis mit 111,60 Euro/MWh lag im Marktgebiet Schweden 4 vor, der höchste mit 226,89 Euro/MWh in der Schweiz.

Angebot und Nachfrage bilden ein gesamteuropäisches Zusammenspiel. Strom wird im europäischen Verbund dort erzeugt, wo er am günstigsten ist. Beim Import profitiert der deutsche Markt somit von günstigeren Erzeugungsbedingungen im Ausland und umgekehrt. Die Großhandelspreise am Day-Ahead Markt in den jeweiligen Ländern sind das Ergebnis dieses Zusammenspiels. Ein geringerer Preis in Deutschland als beispielsweise in Österreich zeigt, dass die Erzeugung hier günstiger ist und deshalb Strom nach Österreich exportiert wird. Durch den gekoppelten Markt gleichen sich die Preise an. Preisunterschiede bleiben immer dann bestehen, wenn es Engpässe in den Stromübertragungsmöglichkeiten gibt.

Insgesamt war Deutschland im kommerziellen Außenhandel in der Monatsbetrachtung Nettoexporteur. Es wurden 2.399,5 GWh mehr Strom exportiert als importiert. Im Vorjahresmonat betrug der Nettoexport 3.259,6 GWh.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren:
•    Österreich mit 2.162,8 GWh (November 2020: 2.278,9 GWh)
•    Frankreich mit 1.786,3 GWh (November 2020: 535,2 GWh)
•    Schweiz mit 523,7 GWh (November 2020: 205,6 GWh)
•    Luxemburg mit 358,4 GWh (November 2020: 336,6 GWh)
•    Niederlande mit 207,5 GWh (November 2020: 396,2 GWh)
•    Belgien mit 149,5 GWh (November 2020: 22,7 GWh, Handel seit 18.11.2020 möglich)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:
•    Dänemark mit 1.408,7 GWh (November 2020: 691,5 GWh)
•    Polen mit 502,9 GWh (November 2020: Nettoexport in Höhe von 141,2 GWh)
•    Schweden mit 348,6 GWh (November 2020: 100,1 GWh)
•    Norwegen mit 335,0 GWh (Handel war im Vorjahresmonat noch nicht möglich)
•    Tschechien mit 194,4 GWh (November 2020: 134,9 GWh)

Der in diesem November mehr als drei Mal so hohe Nettoexport im Handel mit Frankreich liegt in den Großhandelsstrompreisen der beiden Länder begründet. In 459 der 720 gehandelten Stunden war die Stromerzeugung in Deutschland günstiger. Das machte es für Frankreich lohnend, Strom aus Deutschland zu importieren. Im Vorjahresmonat ist das nur in 297 Stunden der Fall gewesen. Zudem lag auch der durchschnittliche Großhandelspreis Frankreichs mit 217,06 Euro/MWh über dem deutschen. Grund dafür ist zum einen die höhere Stromnachfrage aufgrund von geringen Temperaturen. In Frankreich heizen viele Haushalte mit einer mit Strom betriebenen Heizung. Der höhere Verbrauch stand einer im Vergleich zum Vorjahresmonat geringeren Gesamterzeugung gegenüber.
Zum anderen war die Stromerzeugung durch Erdgas in Frankreich in diesem November um 15 Prozent höher. Bei den derzeit hohen Gaspreisen hat dies, wie oben beschrieben, einen großen Einfluss auf den dortigen Großhandelsstrompreis. Die Erzeugung durch Kernenergie war um 3,8 Prozent geringer (Quelle: ENTSO-E).

Der Nettoimport aus Dänemark fiel unter anderem deshalb höher aus als im November 2020, weil damals aufgrund von Wartungsarbeiten an der Verbindungsleitung Kontek kein Stromhandel mit dem Marktgebiet Dänemark 2 erfolgen konnte.