Stromverbrauch im Oktober 10,4 Prozent geringer als 2021

Nachdem der Stromverbrauch im Vergleich zum jeweiligen Vorjahreszeitraum in den ersten Monaten des Jahres zunächst leicht anstieg, hat er in den darauffolgenden Monaten stetig abgenommen. Im vierten Quartal 2022 ging er nun um 8,6 Prozent im Vergleich zum Vorjahresquartal nochmal deutlich zurück. Am stärksten ging er im Oktober um 10,4 Prozent im Vergleich zum Vorjahresmonat zurück. Im November betrug der Rückgang 8,5 Prozent und im Dezember 6,9 Prozent. Insgesamt lag der Stromverbrauch weiterhin unter dem Niveau des Corona-Jahres 2020. Diese Entwicklung hatte sich ab Juli 2022 abgezeichnet.

Realisierter Stromverbrauch Deutschlands 2020, 2021 und 2022

Bundesnetzagentur/SMARD

In den vergangenen drei Monaten stieg die Einspeisung durch erneuerbare Energien im Vergleich zum Vorjahr um 3,0 Prozent, die durch konventionelle Energieträger ging um 10,3 Prozent zurück. Daraus ergab sich ein Anteil Erneuerbarer am Stromverbrauch in Höhe von 46,0 Prozent. Insgesamt war die Stromerzeugung Deutschlands um 5,0 Prozent geringer als im vierten Quartal 2021.

Bei den Erneuerbaren war insbesondere die Einspeisung durch Photovoltaik höher. Sie lag 17,2 Prozent höher als im Vorjahresquartal. Dies ist einerseits auf den Ausbau der installierten Erzeugungsleistung zurückzuführen, andererseits auf förderliche Wetterbedingungen, insbesondere im November.
Nachdem es im Vorjahr aufgrund von Wartungsarbeiten eine geringere Erzeugung durch Wasserkraftwerke gab, ist sie im vergangenen Quartal um 16,9 Prozent höher ausgefallen.

Ebenfalls höher war die Erzeugung durch Biomasse (+2,2 Prozent) und Wind Onshore Anlagen. (+0,9 Prozent). Mit -0,6 Prozent war die Einspeisung durch Wind Offshore Anlagen leicht geringer. Mit -26,0 Prozent ging die Einspeisung durch sonstige Erneuerbare am stärksten zurück, wobei sie in der Gesamtbetrachtung mit 310,7 MWh nur einen geringen Anteil an der Gesamterzeugung ausmachen.

Energieträgeranteile an der Gesamterzeugung in Q4/2022 (Q4/2021)

Bundesnetzagentur/SMARD

Bei den konventionellen Energieträgern ging die Erzeugung durch Kernenergie um 50,2 Prozent im Vergleich zum Vorjahresquartal zurück. Diese Entwicklung hatte sich auch in den vorherigen Quartalen gezeigt. Sie ist auf die Abschaltung einzelner Kraftwerke Ende 2021 zurückzuführen. Zudem war das Kernkraftwerk Isar 2 mit einer installierten Erzeugungsleistung von 1.410 MW wegen Wartungsarbeiten Ende Oktober für einige Tage nicht am Netz.

Die Erzeugung durch Steinkohle sank im letzten Quartal um 5,0 Prozent und die durch Braunkohle um 3,7 Prozent, obwohl einzelne Kohlekraftwerke an den Markt zurückkehrten. Zwar war ihre Erzeugung geringer, die Grafik zeigt jedoch, dass ihr Anteil an der Gesamterzeugung nahezu unverändert blieb. Mit einem Plus von 32,0 Prozent stieg die Erzeugung durch Pumpspeicher am stärksten an. Ihr Anteil an der Gesamterzeugung stieg von 1,8 Prozent im Vorjahresquartal auf 2,4 Prozent in diesem Quartal. Die Erzeugung durch Erdgas lag um 15,8 Prozent höher und ihr Anteil stieg auf 12,1 Prozent (2021: 9,9 Prozent).

Ein Grund für den weiterhin erfolgenden Einsatz von Gaskraftwerken ist deren Flexibilität. Sie herunter- und wieder hochzufahren ist im Vergleich zu Kohle- und Kernkraftwerken in einer deutlich kürzeren Zeit möglich. Das bietet insbesondere Vorteile, wenn kurzfristig eine höhere Stromnachfrage bedient werden muss. Hilfreich und teilweise unentbehrlich sind Gaskraftwerke auch für die Netzentlastung (Redispatch) und zur Frequenzsicherung (Regelenergie). Die hohe Flexibilität zeigt sich in den Einspeisezeitreihen der Gaskraftwerke.

Auch bei der Erzeugung von Prozess- und Fernwärme wird Erdgas eingesetzt. Dabei wird oft aus technischen Gründen parallel zur Wärmeerzeugung Strom produziert. Aus Betreibersicht ist nachvollziehbar, dass KWK-Anlagen (KWK = Kraft-Wärme-Kopplung) ihre Stromproduktion aufrechterhalten, wenn sie dafür verantwortlich sind, Wärme in ein städtisches oder industrielles Wärmenetz einzuspeisen und die Wärmeproduktion noch nicht von der Stromproduktion entkoppelt werden kann, oder dies mit höheren Kosten für den Betreiber verbunden ist. Es bedarf daher eigener Anstrengungen, Erdgas bei der Wärmeproduktion durch andere Energieträger zu ersetzen.
Zudem führten langfristige Gasbezugsverträge, bei denen die Verwendung des Gases an die Verfeuerung in Gaskraftwerken gebunden war, oder bei Nichtabnahme das Gas trotzdem bezahlt werden musste, zu ökonomischen Anreizen, Gas zur Stromproduktion einzusetzen. Durch Änderungen im Energiewirtschaftsgesetz wurde diese Zweckbindung aufgehoben, wodurch nun auch eine Nutzung des Gases zur Einspeicherung möglich ist.

Entwicklung der Großhandelsstrompreise

Seit Beginn des russischen Angriffskrieges auf die Ukraine waren die Preise auf den Großhandelsmärkten für Strom, Gas und Kohle sehr deutlich angestiegen. Die Entwicklung der Strompreise war sehr volatil und eng mit der Entwicklung der Gaspreise korreliert. Diese wiederum hing in hohem Maße von der Entwicklung der Ukraine-Krise und den jeweiligen Eskalationsschritten der russischen Seite bei der Belieferung Deutschlands und Europas mit Gas ab. Dabei waren die Marktreaktionen nicht zu jedem Zeitpunkt rational und von belastbaren Fundamentaldaten geprägt. Lageberichte zur Gasversorgung in Deutschland veröffentlicht die Bundesnetzagentur täglich auf dieser Bereichsseite.

Die höheren Strompreise im Jahresverlauf lagen hauptsächlich in den seit der zweiten Jahreshälfte 2021 angestiegenen Erdgaspreisen begründet. Erdgaskraftwerke setzten in vielen Stunden im europäischen Stromgroßhandel den Preis.

In diesem Quartal betrug der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in Deutschland 192,81 Euro/MWh und lag trotz doppelt so vieler Stunden mit negativen Preisen damit erneut höher als der Wert im Vorjahresquartal (178,91 Euro/MWh). Im Vergleich zum dritten Quartal (375,75 Euro/MWh) hat sich der Durchschnittspreis jedoch wieder deutlich verringert und dem Vorjahresniveau angenähert.

Mit 139,49 Euro/MWh war der Durchschnittspreis im Oktober der geringste des Quartals. Grund dafür war unter anderem der für einen Oktober geringe Stromverbrauch. Er lag um 9,4 Prozent unter dem Wert des Vorjahres. Zugleich gab es einen hohen Anteil erneuerbarer Energien an der Gesamterzeugung und entsprechend am Verbrauch in Höhe von 48,8 Prozent. Hinzu kam, dass im letzten Quartal des Jahres einige Kohlekraftwerke an den Markt zurückkehrten, was die Erzeugungskapazitäten und somit das Angebot am Großhandelsstrommarkt erhöhte. Weiterhin sind im Oktober die Erzeugungskosten der Gaskraftwerke zurückgegangen, nachdem die Preise für Erdgas zwischenzeitlich gesunken waren.

Der höchste Preis trat mit 665,01 Euro/MWh am Dienstag, den 13. Dezember zwischen 17.00 und 18.00 Uhr auf. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis der Anrainerstaaten betrug in dieser Stunde 612,49 Euro/MWh. Grund für den hohen deutschen Preis war die in diesem Zeitraum hohe Erzeugung durch konventionelle Energieträger. Mit 60,3 GWh machten sie einen großen Anteil am Stromverbrauch (71,0 GWh) aus. In dieser Stunde exportierte Deutschland 4,7 GWh mehr Strom als es importierte.

Zum geringsten Preis kam es am Samstag, den 31. Dezember zwischen 12.00 und 13.00 Uhr mit -3,78 Euro/MWh. In dieser Stunde stand eine Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 47,5 GWh einem Stromverbrauch von 51,9 GWh gegenüber. In diesem Zeitraum betrug der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten 23,97 Euro/MWh und der Nettoexport Deutschlands 11,2 GWh.

Mit 190,04 Euro/MWh lag der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten in diesem Quartal insgesamt leicht unter dem durchschnittlichen deutschen Preis (192,81 Euro/MWh).

Import und Export gesunken

In diesem Quartal exportierte Deutschland 7.325,8 GWh mehr Strom als es importierte und war somit Nettoexporteur. Im Vergleich zum Vorjahresquartal (8.353,6 GWh) war er insgesamt geringer. Zwar ging die Importmenge von 6.839,3 GWh auf 4.256,6 GWh zurück, gleichzeitig ist aber auch die Exportmenge von 15.192,9 GWh auf 11.582,4 GWh gesunken. Daraus ergab sich entsprechend das geringere Saldo.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren:

•    Frankreich mit 3.761,9 GWh (4. Quartal 2021: 4.485,2 GWh)
•    Österreich mit 3.722,7 GWh (4. Quartal 2021: 6.863,7 GWh)
•    Schweiz mit 1.564,9 GWh (4. Quartal 2021: 1.435,3 GWh)
•    Luxemburg mit 970,0 GWh (4. Quartal 2021: 1.048,3 GWh)
•    Polen mit 535,1 GWh (4. Quartal 2021 Nettoimport: 1.154,2 GWh)
•    Belgien mit 533,4 GWh (4. Quartal 2021: 511,1 GWh)
•    Tschechien mit 494,4 GWh (4. Quartal 2021 Nettoimport: 569,7 GWh)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:

•    Dänemark 1 mit 1.769,7 GWh (4. Quartal 2021: 2.618,4 GWh)
•    Norwegen mit 1.019,9 GWh (4. Quartal 2021: 627,4 GWh)
•    Schweden mit 615,1 GWh (4. Quartal 2021: 853,5 GWh)
•    Niederlande mit 427,5 GWh (4. Quartal 2021: Nettoexport: 849,3 GWh)
•    Dänemark 2 mit 424,4 GWh (4. Quartal 2021: 1.016,1 GWh)

Im Handel mit dem Marktgebiet Dänemark 2 hat sich der Nettoimport mehr als halbiert. Grund dafür sind die Veränderungen der Großhandelspreise. Im Vorjahresquartal war es bei einem Durchschnittspreis von 144,78 Euro/MWh für Deutschland lohnend gewesen, Strom aus dem Marktgebiet zu importieren. In 1.195 der 2.209 gehandelten Stunden war Strom dort damals günstiger als in Deutschland. In diesem Quartal war dies nur in 748 Stunden der Fall und der Durchschnittspreis in Dänemark 2 betrug 177,24 Euro/MWh. Damit lag er nur leicht unter dem deutschen Preis.