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Der Stromhandel im Mai und Juni 2019

11.07.2019 – Deutschland importierte in den beiden vergangenen Monaten 742 GWh mehr Strom als es exportierte, war also Nettoimporteur. Im Vorjahreszeitraum war es noch andersherum: Deutschland exportierte 3.987 GWh mehr Strom als es importierte. Die meisten Importe von im Ausland produziertem Strom kamen aus Frankreich, der Schweiz und Dänemark. Der Großhandelsstrompreis lag im Durchschnitt bei 35,22 Euro/MWh und somit leicht unter dem Durchschnittspreis des gleichen Vorjahreszeitraums.

Hochspannungsleitungen im Frühjahr

In den Monaten Mai und Juni 2019 hat Deutschland mit 742 GWh insgesamt mehr Strom importiert als exportiert (Mai: 65 GWh Exportüberschuss; Juni: 807 GWh Importüberschuss). Das entspricht 1 Prozent des in diesem Zeitraum in Deutschland produzierten Stroms. Im Vorjahreszeitraum wurde noch wesentlich mehr Strom ins Ausland exportiert als importiert. Der Nettoexport betrug damals 3.987 GWh.

In den Monaten Mai und Juni 2019 hat Deutschland aus Frankreich, der Schweiz, Dänemark und Schweden jeweils mehr Strom importiert, als es dorthin exportiert hat, war also Nettoimporteur. Die netto aus diesen Ländern bezogene Strommenge betrug insgesamt 4.106 GWh. Im Vergleich zu den entsprechenden Monaten im Jahr 2018 bedeutet dies eine Steigerung um 53,4 Prozent. Die Veränderungen der Importe/Exporte lassen sich nicht immer auf einzelne Ereignisse zurückführen. Sie sind vielmehr das Ergebnis von wiederkehrenden kurzfristigen Preisschwankungen, die das Zusammenspiel von Angebot und Nachfrage in den jeweiligen Ländern widerspiegeln.

Der deutliche Anstieg der Stromimporte aus Frankreich (97,4 Prozent) lässt sich durch die veränderte Preisdifferenz erklären. Während die Strompreise in Frankreich im Vorjahreszeitraum höher lagen als in Deutschland, war dies in diesem Jahr umgekehrt. Für Stromhändler war es daher im Mai und Juni lohnender, Strom aus Frankreich zu importieren, als ihn in Deutschland zu höheren Preisen zu kaufen. Ein Grund für die niedrigeren durchschnittlichen Großhandelspreise in Frankreich war die hohe Verfügbarkeit von Kernenergie. Sie führte dazu, dass die Großhandelspreise im Nachbarland im Vergleich zum Vorjahr um ca. 5 Euro/MWh günstiger waren. Auch in Dänemark und Schweden lässt sich im Mai und Juni ein Rückgang der durchschnittlichen Großhandelspreise gegenüber dem Vorjahr beobachten, so dass Importe aus diesen beiden Ländern ökonomisch lohnend waren.

Ein weiterer Grund für den Anstieg der deutschen Stromimporte im Mai und Juni 2019 ist eine niedrigere Stromerzeugung (minus 5.419 GWh) als im Vorjahreszeitraum. Der Verbrauch nahm zwar hierzulande auch ab (minus 4.998 GWh); dies aber weniger stark als die Erzeugung, so dass Strom importiert wurde.

Hauptabnehmer von Strom aus Deutschland war Österreich, in das nach Abzug der Importe in den Monaten Mai und Juni mit 1.628 GWh am meisten netto exportiert wurde (minus 18,8 Prozent im Vergleich zum Vorjahr). An zweiter Stelle lag Luxemburg mit 690 GWh (plus 1,6 Prozent) vor den Niederlanden, in die netto 659 GWh exportiert wurde (minus 78,6 Prozent). Der Rückgang der Nettoexporte nach Österreich ist hingegen auch auf die Einführung der Engpassbewirtschaftung zum 1. Oktober 2018 zurückzuführen.

 

Mit den Marktdaten von SMARD lassen sich diese Daten grafisch darstellen

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

Der Großhandelspreis in Deutschland

Die Großhandelsstrompreise sind im Vergleich zum Vorjahr leicht gesunken: Die Stundenprodukte des EPEX-Spot-Day-Ahead-Markts wurden in den Monaten Mai und Juni zwischen 76,50 und minus 90,01 Euro je Megawattstunde (Euro/MWh) gehandelt und hatten dabei einen Durchschnittspreis von 35,22 Euro/MWh. Dies sind 2,69 Euro/MWh weniger als im Vorjahr.

Der höchste Börsenpreis auf dem Day-Ahead-Markt der beiden vergangenen Monate war am Donnerstag, den 13. Juni, in der Zeit von 20 bis 21 Uhr mit 76,50 Euro/MWh zu zahlen. In dieser Stunde traf ein hoher Stromverbrauch auf eine geringe Einspeisung aus erneuerbaren 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. Aufgrund der Kopplung der Strommärkte in Europa konnte Deutschland in dieser Stunde zudem aus Dänemark, Frankreich, Schweden, Tschechien, den Niederlanden und der Schweiz günstigeren Strom importieren (rund 5,3 GWh).

Am Samstag, den 8. Juni 2019, waren die Auktionspreise für Strom am EPEX-Spot-Day-Ahead-Markt 19 Stunden in Folge von 0 bis 19 Uhr negativ (durchschnittlich bei minus 59,02 Euro/MWh). Negative Preise haben zur Folge, dass Stromerzeuger in diesen Stunden für die Abnahme des erzeugten Stroms zahlen müssen. Sie sind ein wichtiger Anreiz für Erzeuger und Verbraucher, flexibel auf die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien zu reagieren.

Der niedrigste Strompreis mit minus 90,01 Euro/MWh war zwischen 14 und 15 Uhr zu beobachten. Ursachen für dieses niedrige Preisniveau waren zum einen ein geringer Stromverbrauch während des Pfingstwochenendes, zum anderen hohe Erzeugungswerte der erneuerbaren Energien. Zusätzlich sorgten IT-Probleme an der Strombörse für mehrere Serverausfälle, die den Prozess der Gebots-Abgabe verzögerten und letztlich zu einer bisher einmaligen Teilentkopplung von Grenzen (u.a. Deutschland-Frankreich, Deutschland-Österreich, Deutschland-Niederlande, Deutschland-Schweden) führten. Es hatte zur Folge, dass auf jedem nationalen Markt lokale Auktionen durchgeführt wurden. Der Preis in Deutschland war dadurch tendenziell niedriger, als er bei einer vollständig funktionierenden Marktkopplung gewesen wäre. Bei einer Marktkopplung errechnen die Strombörsen in einem koordinierten Verfahren, wie die Übertragungskapazitäten optimal genutzt werden können. Die Folge: Eine zunehmende Preisangleichung in den europäischen Ländern. In den an Deutschland angrenzenden Ländern waren die Preise am 8. Juni 2019 daher durchweg höher als in Deutschland und - mit Ausnahme von vier Stunden in Frankreich und 15 Stunden in Tschechien - positiv.

Die Grafik stellt die Großhandelspreise der gemeinsamen Gebotszone von Deutschland und Luxemburg und seiner Anrainerstaaten am 8. Juni 2019 dar.

Da in allen Anrainerstaaten die Strompreise über den deutschen Preisen lagen, fand in der Zeit von 0 bis 19 Uhr auch ein Export ins Ausland statt. Die Zuteilungen der Übertragungskapazitäten für diesen Austausch erfolgten wegen der Marktentkopplung jedoch durch einen anderen Mechanismus, in sogenannten expliziten Auktionen. Der Nettoexport in diesem Zeitraum betrug rund 151 GWh.

Dieses außergewöhnliche Ereignis hat einen deutlichen Effekt auf den durchschnittlichen Börsenstrompreis in den Monaten Mai und Juni 2019. Wenn man die 19 Stunden negativer Preise am 8. Juni 2019 herausrechnet, beträgt der Börsenstrompreis 36,46 Euro/MWh und damit nur noch 1,30 Euro/MWh weniger als im Vorjahr (bei vergleichbarer Anzahl an Stunden im Jahr 2018).