Die deutschen Photovoltaikanlagen speisten 2019 etwa 46 TWh ins öffentliche Netz ein, das war 1.7 Prozent mehr als im Vorjahr. Der Zubau von 3.3 Gigawatt erhöhte die installierte Leistung auf ca. 48.6 Gigawatt (Stand Ende Oktober). Die maximale Solarleistung wurde am 19.04.2019 um 13 Uhr mit etwa 33 Gigawatt erreicht, das waren 48 Prozent der gesamten Stromerzeugung zu diesem Zeitpunkt. Von März bis September 2019 war die monatliche Stromerzeugung von PV-Anlagen höher als die von Steinkohlekraftwerken.

Windkraft stärkste Energiequelle
Die Windkraft produzierte 2019 ca. 127 TWh (ein Plus von 15.7 Prozent) und war damit erstmals die stärkste Energiequelle in Deutschland. In acht Monaten übertraf die Windstromproduktion die Erzeugung aus Braunkohle und in allen zwölf Monaten lag die Windenergie vor der Kernenergie. Die maximal erzeugte Leistung betrug ca. 46 GW am 15.03.2019 um 19 Uhr. Der Anteil der Onshore-Windstromproduktion betrug 102.6 TWh. Offshore wurden 24.4 TWh erzeugt, nach 19.1 TWh im Jahr 2018. Der Zubau von Wind onshore ist stark eingebrochen: Nur 660 MW gingen bis Ende Oktober 2019 neu ans Netz. Ende Oktober 2019 lag die installierte Leistung von Onshore-Windenergie bei 53.1 GW und von Offshore-Windenergie bei 7.6 GW.

Gemeinsam produzierten Wind- und Solarenergieanlagen 2019 ca. 173 TWh Strom. Das Verhältnis zwischen Solar- und Windenergieanlagen ist weiterhin unausgewogen: Ende 2019 fehlten über 15 GW installierter Solarleistung zu einem optimalen Verhältnis Wind- Solar.

Wasserkraft und Biomasse
Die Wasserkraft erlebte unter den erneuerbaren Energien prozentual den stärksten Anstieg (21,2 Prozent) und trug 19.2 TWh zur Stromerzeugung bei. Die Biomasse lag mit 44 TWh leicht unter dem Wert des Vorjahres.

14 Prozent Rückgang bei Nicht-Erneuerbaren
In Summe produzierten die erneuerbaren Energiequellen im Jahr 2019 ca. 237 TWh Strom (plus 7 Prozent gegenüber 2018) und lagen damit vor den fossilen Energiequellen (207 TWh). Die Nettostromerzeugung aus Kernkraft lag mit 71.1 TWh leicht unter dem Niveau des Vorjahres. Damit gingen die nicht-erneuerbaren Energiequellen um 14 Prozent zurück.

Einbruch bei Kohlestromerzeugung
Einen starken Einbruch verzeichnete die Braunkohle: Hier sank die Nettostromproduktion um 29.3 TWh bzw. 22.3 Prozent auf 102.2 TWh. Die Nettostromproduktion aus Steinkohle sank um 23.7 TWh bzw. 32.8 Prozent auf 48.7 TWh.

Für diesen starken Rückgang sind mehrere Faktoren verantwortlich: Erstens ist die Stromerzeugung aus Windenergie deutlich angestiegen, wodurch die Kohlestromproduktion gedrosselt werden musste. Zweitens sind die CO₂-Zertifikate deutlich teurer geworden: der durchschnittliche CO₂-Zertifikatspreis stieg von 15.79 Euro/Tonne im Jahr 2018 auf 24.80 Euro/Tonne im Jahr 2019. Weil durch die hohe erneuerbare Produktion die Börsenstrompreise niedrig waren, wurde der Abstand zwischen CO₂-Preis und Börsenstrompreis sehr klein, womit die Marge bei der Kohle sank. Der durchschnittliche volumengewichtete Day-Ahead-Strompreis sank um 15 Prozent auf 36.64 Euro/MWh (2018: 43.26 Euro/MWh).

Da eine MWh Braunkohlestrom ca. 1 Tonne CO₂-Emissionen verursacht, arbeiten Braunkohlekraftwerke nicht mehr rentabel, wenn der CO₂-Preis in Euro/Tonne so hoch wie der Börsenstrompreis in Euro/MWh ist. Auch die um 9.5 Prozent verringerte Last hat zum niedrigen Börsenstrompreis und damit verschlechterten Marktbedingungen für die Braunkohle beigetragen.

Niedrige Gaspreise verursachen Brennstoffwechsel
Ein weiterer Grund waren die sehr niedrigen Gaspreise. Da die Stromerzeugung aus Gas deutlich weniger CO₂-Emissionen als die Erzeugung aus Braunkohle hat, werden auch weniger CO₂-Zertifikate benötigt. Die Kosten für Gas und CO₂-Zertifikate für die Emissionen des Gaskraftwerks lagen damit zeitweise unter den reinen CO₂-Zertifikatskosten des Braunkohlekraftwerks. Trotz Brennstoffkosten von Null konnten die Braunkohlekraftwerke nicht mehr konkurrieren und es kam insbesondere in den Monaten März, Juni und Dezember zu einem Brennstoffwechsel(»fuel switch«) von Braunkohle zu Gas. Gaskraftwerke steigerten ihre Nettostromproduktion um 21.4 Prozent auf 54.1 TWh. Das war nicht nur ein nationaler Effekt in Deutschland: Für die Nachbarländer war es aufgrund der hohen CO₂-Preise günstiger, mit den eigenen Gaskraftwerken Strom zu erzeugen, als Braunkohlestrom in Deutschland zu kaufen.

Exportüberschuss geht zurück
Deshalb gingen auch die Stromexporte deutlich zurück: Der Exportüberschuss (physikalische Flüsse) sank 2019 von 48 auf 30 TWh. Der wichtigste Abnehmer war Österreich (11.7 TWh) vor Polen (10 TWh), das einen Teil des Stromes aus den neuen Bundesländern über Tschechien nach Süddeutschland transportierte. In die Schweiz flossen 6.5 TWh, die hauptsächlich nach Italien weitergeleitet wurden. Deutschland importierte 11.9 TWh Strom aus Frankreich, der aber hauptsächlich an die Nachbarländer weitergeleitet wurde. Die durchschnittlich exportierte Leistung betrug 3.4 GW, was der Leistung von ca. 3 Kernkraftwerken entspricht. An 6310 Stunden des Jahres (72 Prozent der Zeit) wurde Strom exportiert, an 2450 Stunden wurde Strom importiert. Beim Aussenhandel mit Strom ergibt sich bis Ende Oktober ein Exportüberschuss von 24.2 TWh und Einnahmen im Wert von 1.2 Mrd. Euro. Eingeführter Strom kostete durchschnittlich 45.08 Euro/MWh, ausgeführter Strom 46.99 Euro/MWh.

Zur Datengrundlage
Diese erste Version vom 2.1.2020 berücksichtigt alle Stromerzeugungsdaten der Leipziger Strombörse EEX bis einschliesslich 31.12.2019. Über die verfügbaren Monatsdaten des Statistischen Bundesamtes (Destatis) zur Elektrizitätserzeugung bis einschliesslich Oktober 2019 und die Monatsdaten zu Im- und Export von Elektrizität bis einschliesslich Oktober 2019 wurden die Stundenwerte der EEX energetisch korrigiert. Für die restlichen Monate wurden die Korrekturfaktoren auf Basis von zurückliegenden Jahresdaten abgeschätzt. Die hochgerechneten Werte unterliegen grösseren Toleranzen.

Stündlich aktualisierte Daten finden Sie in den Energy-Charts >>

Text: Fraunhofer-Institut für solare Energiesysteme ISE