Die Stromerzeugung aus erneuerbaren und konventionellen Energieträgern betrug im Februar insgesamt 44,2 TWh (2019: 44,5 TWh). Während die Erzeugung aus konventionellen Energieträgern im Vergleich zum vorherigen Februar um 35,4 Prozent sank, stieg die aus erneuerbaren Energien um 53,4 Prozent.

Am Dienstag, den 11. Februar erreichte die gesamte Stromerzeugung zwischen 11.00 und 12.00 Uhr ihr Maximum von 80,6 GWh und lag damit 2,5 Prozent unter dem Wert des Vorjahresmonats. Zur geringsten Stromerzeugung des Monats in Höhe von 45,6 GWh kam es am Sonntag, den 2. Februar zwischen 15.00 und 16.00 Uhr.

Die Grafik zeigt die Stromerzeugung und den Stromverbrauch Deutschlands im Monat Februar.

Höchste und niedrigste Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien

Bei der Erzeugung aus erneuerbaren Energien kam es am Dienstag, den 11. Februar zwischen 12.00 und 13.00 Uhr zum Höchstwert von 59,7 GWh. Onshore Windanlagen machten einen Anteil von 39,5 GWh (66,2 Prozent), Offshore Windanlagen 4,2 GWh (7 Prozent) und Photovoltaik einen Anteil von 9,1 GWh (15,2 Prozent) aus. Die restlichen 6,9 GWh trugen Biomasse, Wasserkraft und sonstige Erneuerbare bei. Am Freitag, den 7. Februar zwischen 05.00 und 06.00 Uhr kam es zum niedrigsten Erzeugungswert Erneuerbarer mit 10,1 GWh.

Viel Windenergie durch Sturmtiefs

Im Februar kam es zu einer hohen Einspeisung von Windkraftanlagen. Insgesamt wurden 20,3 TWh von Onshore- (17,3 TWh) und Offshore-Anlagen (3 TWh) eingespeist. Im Vorjahresmonat waren es mit 10,8 TWh knapp halb so viel.
Ein Grund für den starken Anstieg war unter anderem das Sturmtief „Sabine“. Allein in den fünf Tagen vom 07. bis einschließlich 11. Februar speisten Windkraftanlagen insgesamt 3,5 TWh ein.

Am Sonntag, den 9. Februar deckten die Erneuerbaren über den Tag mit 87,5 Prozent den bis dahin höchsten Anteil am Stromverbrauch seit Jahresbeginn.
Am darauffolgenden Wochenende sorgte allerdings das Orkantief „Victoria“ zwischen Freitag, dem 14. und Sonntag, dem 16. Februar für eine ebenfalls hohe Einspeisung von Windkraftanlagen von insgesamt 1,9 TWh. An diesem Sonntag deckten die Erneuerbaren sogar 92,7 Prozent des Stromverbrauchs, womit es zu einem neuen Höchstwert innerhalb der letzten fünf Jahre kam.

In der Grafik ist die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und der Stromverbrauch im Verlauf des Sturmtiefs „Sabine“ und des Orkantiefs „Victoria“ zu sehen.

Der Großhandelsstrompreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden im Februar zwischen -32,14 und 59,98 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 21,92 Euro/MWh. Damit lagen die Strompreise um nahezu die Hälfte niedriger als im Vorjahr (Februar 2019: 42,31 Euro/MWh). Dies ist der niedrigste monatliche Durchschnittspreis der vergangenen fünf Jahre. Gründe sind unter anderem die höhere Einspeisung erneuerbarer Energien, sowie der Rückgang des Stromverbrauchs um 1,2 TWh. Zusätzlich sorgte eine hohe Anzahl negativer Strompreise zu einer Minderung des Mittelwertes.

Der geringste Börsenpreis trat am Sonntag, den 16. Februar, zwischen 15.00 und 16.00 Uhr mit -32,14 Euro/MWh auf. Zu diesem Zeitpunkt traf ein geringer Stromverbrauch auf eine hohe Einspeisung erneuerbarer Energieträger, besonders von Windenergieanlagen an Land. Sie speisten rund 34,5 GWh ein.

Die Zahl der Stunden negativer Strompreise stieg im Vergleich zum Vorjahresmonat von 9 auf 84 der insgesamt 696 gehandelten Stunden, was unter anderem an der hohen Einspeisung von Windkraftanlagen während den Sturmtiefs und der noch zu geringen Flexibilität konventioneller Kraftwerke gelegen haben könnte. In keinem Monat seit 2015 lag die Anzahl negativer Preise innerhalb eines Monats höher.
Allein am 9. Februar kam es in 12 Stunden, dabei in 8 aufeinanderfolgenden, zu negativen Preisen. Am 10. Februar wurde dann in 6 aufeinanderfolgenden Stunden zu negativen Preisen gehandelt und am 16. Februar in 23 der 24 gehandelten Stunden, davon 22 aufeinanderfolgend. An diesen Tagen griff die 6-Stunden-Regel, wonach die Förderung größerer EEG-geförderter Neuanlagen in der Direktvermarktung in diesen Zeiträumen ausgesetzt wird. Wenn der Day-Ahead-Börsenstrompreis im Verlauf von sechs oder mehr Stunden durchgehend negativ ist, erhalten die Anlagenbetreiber rückwirkend, ab der ersten Stunde mit negativen Strompreisen, keine Marktprämie mehr.

Den höchsten Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt des vergangenen Monats gab es am Donnerstag, den 27. Februar in der Zeit von 18.00 bis 19.00 Uhr mit 59,98 Euro/MWh. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch auf eine geringe Einspeisung erneuerbarer Energien. Der Strommarkt reagiert auf diese Situation, indem Speicher entladen werden (z.B. Pumpspeicherwerke), flexible Lasten ihren Stromverbrauch drosseln und verstärkt konventionelle Kraftwerke mit höheren Grenzkosten eingesetzt werden, vor allem Gaskraftwerke.

Datengrundlage: smard.de

Der kommerzielle Außenhandel

Der gesamte kommerzielle Nettoexport Deutschlands betrug im Februar 3,7 TWh, was 8,4 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms entspricht. Im Vergleich zum Vorjahr fiel der Nettoexport um 28 Prozent. Hauptabnehmer (von Strom aus Deutschland) war Österreich, in das, nach Abzug der Importe, mit 2.686 GWh am meisten netto exportiert wurde (+26 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Tschechien mit 515 GWh (+1.793 Prozent) vor der Schweiz, in die netto 322 GWh (-52,4 Prozent) exportiert wurden.
Ein Grund für den starken Anstieg des Exportes nach Tschechien war die Zahl der Stunden, in denen der Strom aus Deutschland günstiger war. Das war in 542 der 696 gehandelten Stunden der Fall. Im Februar 2019 war Strom aus Deutschland nur in 379 der 672 gehandelten Stunden günstiger als aus Tschechien.

Nettoimporteur war Deutschland gegenüber Dänemark und Schweden, aus denen netto 444 GWh bzw. 203,7 GWh bezogen wurden. Im Vergleich zum Vorjahr bedeutet dies eine Steigerung um 8.074 bzw. 346 Prozent.

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland im Überblick dar. (Brutto-) Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.

Die Veränderungen der Im- und Exporte sind das Ergebnis von häufig auftretenden Preisschwankungen, die das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage in den jeweiligen Ländern und über die Grenzen hinweg widerspiegeln. Sie sind Teil des normalen Marktgeschehens im europaweiten Stromgroßhandel.

Ein Grund für den starken Anstieg des Imports aus Dänemark waren die größtenteils günstigeren Strompreise der beiden dänischen Zonen. So lagen die Preise in Dänemark 1 in 334 und Dänemark 2 in 342 der 696 Stunden unter denjenigen in Deutschland. Im Februar 2019 war das nur in 149 beziehungsweise 155 Stunden der Fall. Eine weitere Begründung könnte in der schrittweisen Erhöhung der Handelskapazität zwischen Deutschland und Westdänemark liegen.

Marktdatengrafiken zum Durchklicken