Im Juli betrug der kommerzielle Nettoexport von Strom aus Deutschland 2.999 Gigawattstunden (GWh). Das entspricht gut sieben Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Hauptabnehmer war Österreich, in das nach Abzug der Importe mit 2.165 GWh so viel Strom exportiert wurde wie in kein anderes Land. Im Monatsverlauf wurden brutto 2.906 GWh exportiert und 741 GWh aus Österreich importiert. Der Bruttoexport in die Schweiz lag mit 970 GWh noch recht deutlich über dem nach Tschechien, in das 620 GWh exportiert wurden. Die Nettoexporte hingegen glichen sich wieder an (Schweiz 420 GWh, Tschechien 414 GWh). Der Grund sind die unterschiedlichen Bruttoimporte. Während aus der Schweiz 549 GWh importiert wurden, betrug dieser Wert aus Tschechien mit 206 GWh weniger als die Hälfte.

Die kommerziellen Nettoexporte des Augusts betrugen 3.722 GWh und lagen damit um gut 20 Prozent höher als im Juli. Zwar war auch im August Österreich der größte Abnehmer von in Deutschland produziertem Strom (Nettoexport: 1.373 GWh), die Werte lagen jedoch weit unterhalb derer von Juli. Im Gegensatz dazu wurden in die Niederlande netto 1.108 GWh exportiert, womit sie nur knapp hinter Österreich lagen. Die Bruttoimporte aus Österreich betrugen 1.259 GWh, die aus den Niederlanden 90 GWh.

Mit den Marktdaten von SMARD lassen sich diese Daten grafisch darstellen

Die Grafik stellt den kommerziellen Stromhandel von Deutschland mit Österreich, Tschechien, den Niederlanden und der Schweiz im Überblick dar. Mit Österreich wurde mengenmäßig am meisten gehandelt, dahinter lagen die Schweiz, die Niederlande und Tschechien. (Brutto-)Exporte werden oberhalb, (Brutto-)Importe unterhalb der Null-Linie dargestellt.

Verglichen mit den Vorjahresmonaten lagen die deutschen Nettoexporte unterhalb derer von 2016. Im Juli 2016 betrug der Nettoexport 3.177 GWh, im August 4.003 GWh. Für Juli entspricht das einem Rückgang um sechs, für August um sieben Prozent.

Der Großhandelspreis  in Deutschland

Ebenfalls interessant im Zeitraum von Juli bis August 2017 ist der Großhandelsstrompreis auf dem Day-Ahead-Markt. Er bewegte sich zwischen 61,36 und -67,05 Euro je Megawattstunde  (€/MWh) und hatte dabei einen Durchschnittspreis von 33,01 €/MWh im Juli beziehungsweise 30,85 €/MWh im August. Den Höchstwert erreichte er am 11. August, den Tiefstwert am 30. Juli. Doch diese Werte sind stets nur Momentaufnahmen, die für eine bestimmte Stunde eines Tages gelten. Daher  lohnt ein Blick auf die Preise im Detail.

Den höchsten Börsenpreis der beiden vergangenen Monate gab es am Freitag, den 11. August in der Zeit von elf bis zwölf Uhr mittags. Ein Blick auf die Erzeugungsdaten kann dies erklären: Die Einspeisung von Photovoltaik (4,7 GWh) und Windenergie (2,5 GWh) fiel relativ gering aus. Das verknappt das Angebot und lässt die Preise steigen. Da zur selben Zeit das Stromangebot in anderen Gebotszonen günstiger war, wurde der Strom aus anderen Ländern importiert. Der Nettoimport nach Deutschland betrug 2,4 GWh.

Zur Zeit des niedrigsten Strompreises am Sonntag, den 30. Juli zwischen 13 und 14 Uhr war es anders herum: Für deutsche Händler war es gewinnbringend, Strom im Ausland zu verkaufen. Der Nettoexport betrug 11,8 GWh. Anders als in der Hochpreisstunde waren die EE-Einspeisezahlen zur Zeit des niedrigsten Strompreises wesentlich höher bei einer geringen Nachfrage: Photovoltaikanlagen speisten in dieser Stunde 23 GWh, Windenergieanlagen 18 GWh ein. Das führte zu einem Stromüberschuss der vergleichsweise trägen konventionellen Kraftwerke. Eine Folge sind fallende Preise, die sogar negativ werden können. Negative Preise können kurzfristig auftreten, wenn es ein deutliches Überangebot an Strom gibt und die Erzeugung bestimmter Anlagen, zum Beispiel aufgrund technischer Beschränkungen, nicht flexibel genug auf die Strompreise reagieren kann.

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