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Der Stromhandel im März und April 2018
18.05.2018 – Deutschland exportierte in den beiden vergangen Monaten mehr Strom als es importierte. Der Nettoexport stieg um knapp vier Prozent gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitraum. Größte Importeure von hier produziertem Strom waren Österreich, die Niederlande und Frankreich. Der Großhandelsstrompreis lag im Durchschnitt bei 34,75 Euro/MWh und somit um 4,44 Euro über dem Durchschnittspreis im gleichen Vorjahreszeitraum.
In den Monaten März und April betrug der kommerzielle Nettoexport Deutschlands 9.425 GWh. Das entspricht 11 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vergleich zum Vorjahreszeitraum stieg der Nettoexport um 4 Prozent. Hauptabnehmer war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 3.358 GWh am meisten netto exportiert wurde (minus 38 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lagen die Niederlande mit 3.053 GWh (plus 70 Prozent) vor Frankreich, in das netto 1.963 GWh exportiert wurde (plus 18 Prozent).
Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Tschechien und Schweden, aus denen netto insgesamt 1.244 bzw. 8 GWh bezogen wurden. Im Vergleich zum Vorjahr bedeutet dies eine Reduktion um drei Prozent (Tschechien) beziehungsweise 97 Prozent (Schweden). Grund für den starken Rückgang im Stromhandel mit Schweden ist ein längerfristiger Ausfall des Seekabels in der Ostsee. Die Fehlersuche und -behebung nahm und nimmt erhebliche Ressourcen in Anspruch und wird nach aktuellem Stand noch bis zum 27. Mai andauern.
Mit den Marktdaten von SMARD lassen sich diese Beobachtungen grafisch darstellen
Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland mit Österreich, den Niederlanden Frankreich sowie Schweden und Tschechien im Überblick dar. (Brutto-)Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.
Der Großhandelspreis in Deutschland
Der Großhandelsstrompreis hat im Vergleich zum Vorjahr etwas zugelegt: Die Stundenprodukte des EPEX-Day-Ahead-Markts wurden in den Monaten März und April zwischen 98,19 und minus 29,99 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 34,75 Euro/MWh. Dies sind 4,44 Euro/MWh mehr als im Vorjahreszeitraum.
Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate gab es am Montag, den 19. März, in der Zeit von 19 bis 20 Uhr mit 98,19 Euro/MWh. Während dieser Stunde war der Verbrauch mit 73 GWh hoch und es wehte relativ wenig Wind, so dass nur 8,6 GWh aus Windenergie eingespeist wurden. Zum Vergleich: Als Sturmtief Burglind Anfang Januar über Deutschland zog, speisten Windenergieanlagen bis zu 42,6 GWh in einer Stunde ein. Obwohl die Preise am 19. März auf fast 100 Euro/MWh kletterten, exportierte Deutschland weiterhin Strom. Nach Frankreich, den Niederlanden, Österreich, der Schweiz, Luxemburg und Polen exportierte Deutschland in der Stunde des höchsten Preises insgesamt 8,3 GWh Strom, während es aus Dänemark, Tschechien und Schweden lediglich 3,2 GWh importierte – das ergibt einen Nettoexport von 5,1 GWh.
In dieser Stunde lagen identische Preise im gemeinsamen Marktgebiet Deutschland, Österreich und Luxemburg sowie in Frankreich und den Niederlanden vor. Im gemeinsamen Marktgebiet gibt es stets einen einheitlichen Day-Ahead-Preis, da es hier keine Handelsbeschränkungen gibt. Niedrigere Preise gab es in dieser Stunde in der Schweiz und Tschechien, zu Polen gibt es für die angegebene Stunde keine Preisinformationen auf SMARD.
Durch die europäische Marktkopplung wird je nach Marktlage auch über andere Grenzen hinweg eine Preisgleichheit erreicht – in diesem Fall mit Frankreich und den Niederlanden. Hierbei werden in einem koordinierten Berechnungsverfahren von den Strombörsen die Preise am Day-Ahead-Markt ermittelt und auch, wieviel Strom über die Grenzen gehandelt wird. Die verfügbaren Stromübertragungskapazitäten zu den Nachbarländern werden dabei effizient ausgelastet. Dies passiert am Vortag der eigentlichen Stromeinspeisung.
Zu dem dann berechneten kommerziellen Handel über Ländergrenzen kommt der zeitlich nachfolgende Handel am sogenannten Intraday-Markt. An diesem kann kurzfristig Strom für den aktuellen Tag gekauft und verkauft werden. Diese Käufe und Verkäufe können dazu führen, dass sich die gesamten Im- und Exportmengen an einer Grenze im Vergleich zum Ergebnis des Day-Ahead-Markts ändern. Auf SMARD werden die Endergebnisse dieser verschiedenen Handelszeiträume des kommerziellen Handels dargestellt und die Großhandelspreise des Day-Ahead-Markts. Informationen zur Funktion des Strommarkts und zum kommerziellen Stromhandel finden sich auf SMARD im Bereich Strommarkt erklärt.
Zur Zeit des niedrigsten Strompreises am Day-Ahead-Markt mit minus 29,99 Euro/MWh am Sonntag, den 18. März zwischen 10 und 11 Uhr wehte hingegen viel Wind mit entsprechend hoher Einspeisung. Der Wintereinbruch Mitte März sorgte zwar in Deutschland für teils frostige Temperaturen, die Sonne steht aber um diese Jahreszeit bereits wesentlich höher als im Winter und sorgte am 18. März für eine hohe Einspeisung aus Photovoltaikanlagen. Zusammen mit dem kräftigen Wind kam eine insgesamt hohe Produktion von erneuerbaren Energien zustande. Dadurch stand am Day-Ahead-Markt eine große Strommenge zur Verfügung. Da zudem an Wochenenden generell der Verbrauch niedrig ist, rutschten die Preise ins Negative. Neben niedrigen Preisen kommt es bei Situationen mit niedrigem Verbrauch und hoher Einspeisung in Deutschland auch zu höheren Exporten. Die Nettoexporte lagen am Sonntag zwischen 10 und 11 Uhr bei 13,3 GWh. Das ist die rund 2,6-fache Menge im Vergleich zum Export bei Höchstpreisen.
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