Geringster Stromverbrauch eines ersten Quartals

Bereits im vergangenen Jahr hatte sich die Entwicklung eines sinkenden Stromverbrauchs gezeigt, die sich im ersten Quartal 2023 fortsetzte. Nachdem der Stromverbrauch im Januar um 8,8 Prozent geringer war als im Vorjahresmonat, sank er im Vorjahresvergleich im Februar um 9,8 Prozent und im März um 6,2 Prozent. Daraus ergab sich insgesamt ein um 8,3 Prozent geringerer Stromverbrauch. Mit 122.522,1 GWh war es der geringste Stromverbrauch eines ersten Quartals seit mindestens 2015.

Am 25. März fand ab 20.30 Uhr die jährliche Earth Hour, eine Aktion des World Wide Fund for Nature (WWF), statt. Weltweit wurde dazu aufgerufen, für eine Stunde das Licht auszuschalten. Damit sollte unter anderem auf den Klima- und Artenschutz aufmerksam gemacht werden. Die Aktion findet immer am letzten Samstag im März statt. Die SMARD-Daten zeigen in dieser Stunde für Deutschland jedoch nur geringfügige Abweichungen in den Verbrauchskurven.

Stromerzeugung um 5,9 Prozent geringer

Im vergangenen Quartal war die gesamte Stromerzeugung Deutschlands um 5,9 Prozent geringer als im Vorjahresquartal. Dabei war die Erzeugung durch Erneuerbare um 3,2 Prozent und die durch Konventionelle um 8,5 Prozent geringer. Insgesamt stieg der Anteil der Erneuerbaren an der Gesamterzeugung auf 49,6 Prozent. Sie konnten rund 53,0 Prozent des Stromverbrauchs (der Netzlast) decken.

Die geringere Einspeisung durch Erneuerbare ist auf die im Vergleich weniger förderlichen Wetterbedingungen zurückzuführen. Zum einen hatte es 2022 die bisher höchste Einspeisung von Photovoltaikanlagen in einem ersten Quartal gegeben. Damit verglichen war die Einspeisung durch Photovoltaikanlagen im ersten Quartal 2023 um 20,0 Prozent geringer. Zum anderen traten damals mehrere Sturmtiefs auf, in deren Folge es eine hohe Einspeisung durch Windkraftanlagen gab. Im ersten Quartal diesen Jahres war die Einspeisung durch Wind Offshore Anlagen damit verglichen um 9,6 Prozent und die durch Wind Onshore Anlagen um 0,6 Prozent geringer.
Ebenfalls geringer war die Erzeugung durch sonstige Erneuerbare (-12,3 Prozent), die jedoch grundsätzlich einen sehr geringen Anteil an der Gesamterzeugung haben.

Weil im Vorjahresquartal aufgrund von Wartungsarbeiten verschiedene Kraftwerke nicht verfügbar waren, lag die Erzeugung durch Biomasse (+3,6 Prozent) und die durch Wasserkraft (+9,4 Prozent) im ersten Quartal 2023 im Vergleich höher.

Bei den Konventionellen zeigte sich der stärkste Rückgang bei der Erzeugung durch Kernenergie mit - 32,7 Prozent. Nachdem zum Jahreswechsel 2021/2022 bereits Kernkraftwerke vom Netz genommen wurden, ist bei den verbleibenden Anlagen bereits seit dem 9. Februar ein leichter Rückgang der Erzeugung durch Kernenergie erkennbar. Die sogenannte „Abfahrtsrampe“, also Herunterfahren bis zur Abschaltung der Kraftwerke wird zum Stichtag in den Visualisierungen sichtbar sein.

In diesem Quartal zeigte sich mit -28,9 Prozent außerdem auch bei den sonstigen Konventionellen ein starker Rückgang. Diese haben jedoch, wie die sonstigen Erneuerbaren, generell nur einen geringen Anteil an der Gesamterzeugung.
Trotz der Rückkehr einzelner Kohlekraftwerke 2022 ist die Erzeugung durch Stein- (-14,2 Prozent) und Braunkohle (-5,1 Prozent) im Vorjahresvergleich jeweils zurückgegangen.

Gestiegen ist im Vergleich zum Vorjahresquartal jedoch die Erzeugung durch Pumpspeicher (+22,8 Prozent) und Erdgas (+7,1 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.

SMARD - Strommarktdaten - Energieträgeranteile an der Gesamterzeugung im 1. Quartal 2023 (Q1 2022)

Bundesnetzagentur / SMARD

Durchschnittlicher Großhandelsstrompreis geringer als im Vorjahresquartal

Mit 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 korrelierte eng mit der Entwicklung der Gaspreise. Diese wiederum hing in hohem Maße von der Entwicklung des Krieges in der Ukraine 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 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. Im letzten Quartal 2022 hatte sich dann ein Rückgang der Strompreise gezeigt.

Aus den oben genannten Gründen kam es im Vorjahresquartal vermehrt zu hohen Preisen. In 859 der 2.159 gehandelten Stunden lagen sie über 200 Euro/MWh. Hinzu kam der damalige Höchstpreis in Höhe von 700 Euro/MWh. Daraus ergab sich ein insgesamt hoher Durchschnittspreis von 184,62 Euro/MWh.

Im ersten Quartal des Jahres 2023 betrug der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in Deutschland 115,82 Euro/MWh und lag damit deutlich darunter. In 23 der 2.159 gehandelten Stunden kam es zu negativen Preisen, was den Durchschnittspreis entsprechend minderte. Im Vorjahresquartal waren es nur 14 Stunden. Hinzu kommt, dass der höchste Preis mit 270,22 Euro/MWh deutlich unter dem Höchstpreis des Vorjahresquartals (700 Euro/MWh) lag.

Weitere Gründe für die in diesem Jahr gesunkenen Großhandelspreise waren der oben genannte geringere Stromverbrauch sowie der geringere Anteil konventioneller Energieträger an der gesamten Stromerzeugung. Hinzu kam, dass im letzten Quartal des Jahres 2022 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.

Insgesamt lag der durchschnittliche Großhandelspreis in Deutschland in allen drei Monaten des ersten Quartals jeweils unter dem Vorjahreswert.

Der höchste Preis trat mit 270,22 Euro/MWh am Montag, den 23. Januar, zwischen 09.00 und 10.00 Uhr auf. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis der Anrainerstaaten betrug in dieser Stunde 261,49 Euro/MWh. Grund für den höheren deutschen Preis war die in diesem Zeitraum hohe Erzeugung durch konventionelle Energieträger. Mit 54,0 GWh machten sie einen großen Anteil am Stromverbrauch (68,0 GWh) aus. In dieser Stunde importierte Deutschland 1,6 GWh mehr Strom als es exportierte.

Zum geringsten Preis kam es am Samstag, den 25. März, zwischen 13.00 und 14.00 Uhr mit -6,02 Euro/MWh. In dieser Stunde konnte die Einspeisung Erneuerbarer in Höhe von 53,1 GWh beinahe durchgehend den Stromverbrauch (die Netzlast) decken. In diesem Zeitraum betrug der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten 21,09 Euro/MWh und der Nettoexport Deutschlands rund 12,0 GWh.

Mit 119,85 Euro/MWh lag der Durchschnittspreis der Anrainerstaaten in diesem Quartal insgesamt leicht über dem durchschnittlichen deutschen Preis (115,82 Euro/MWh).

Kommerzieller Außenhandel

Im ersten Quartal 2023 exportierte Deutschland 8.785 GWh mehr Strom als es importierte und war somit Nettoexporteur. Im Vergleich zum Vorjahresquartal (12.109,8 GWh) war der Exportüberschuss insgesamt geringer.

Abnehmerländer des Stroms aus Deutschland waren:
•    Frankreich 4.293,2 GWh (1. Quartal 2022: 6.061,7 GWh)
•    Österreich mit 3.256,6 GWh (1. Quartal 2022: 6.798,9 GWh)
•    Schweiz mit 1.764,1 GWh (1. Quartal 2022: 1.293,5 GWh)
•    Belgien mit 1.053,6 GWh (1. Quartal 2022: 919,8 GWh)
•    Luxemburg mit 963,4 GWh (1. Quartal 2022: 1.041,1 GWh)
•    Niederlande mit 580,0 GWh (1. Quartal 2022: 1.082,4 GWh)
•    Tschechien mit 526,8 GWh (1. Quartal 2022: 580,1 GWh)
•    Polen mit 352,2 GWh (1. Quartal 2022 Nettoimport: 743,5 GWh)

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber:
•    Dänemark 1 mit 1.902,5 GWh (1. Quartal 2022: 2.167,4 GWh)
•    Schweden mit 727,1 GWh (1. Quartal 2022: 900,3 GWh)
•    Norwegen mit 725,1 GWh (1. Quartal 2022: 771,4 GWh)
•    Dänemark 2 mit 650,2 GWh (1. Quartal 2022: 1.085,1 GWh)

Im Handel mit Polen kam es im ersten Quartal 2023 zu einem Vorzeichenwechsel. Kam es im Vorjahresquartal noch zu einem Nettoimport Deutschlands in Höhe von 743,5 GWh, so exportierte Deutschland in diesem Quartal 352,2 GWh mehr als es importierte.
Der Grund für diese Umkehr sind die Entwicklungen der Großhandelspreise. Im ersten Quartal 2022 lag der durchschnittliche Großhandelsstrompreis in Polen mit 135,63 Euro/MWh in 1.439 Stunden unter dem deutschen Preis (184,62 Euro/MWh). Das machte es für Deutschland in vielen Stunden lohnend, Strom aus Polen zu importieren.
Im ersten Quartal 2023 war es jedoch umgekehrt: Bei durchschnittlich 129,68 Euro/MWh war es für Polen lohnend, Strom aus Deutschland zu importieren. Denn in 1.333 Stunden war Strom aus Deutschland im Vergleich günstiger als jener aus Polen.