Stromerzeugung europäisch

Der physikalische Stromaustausch erfolgt mit neun unmittelbaren Nachbarländern - Dänemark, Niederlande, Luxemburg, Frankreich, Schweiz, Österreich, Tschechien, Polen und über ein Seekabel mit Schweden. Deutschland exportierte im Jahr 2018 82,7 Milliarden kWh Strom in seine Nachbarländer, während 31,5 Milliarden kWh Strom importiert wurden.

In Europa verfügt Deutschland über die höchste installierte Kraftwerksleistung und erzeugt und verbraucht am meisten Strom. Weitere Informationen zu den Energiedaten der europäischen Staaten sind auf den Internetseiten von Eurostat, der europäischen Statistikbehörde, veröffentlicht.

Stromerzeugung national

Mit der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (BNetzA) wird der Stromerzeugungsmarkt in Deutschland abgebildet. Demnach sind derzeit (Stand 7. März 2019) Erzeugungsanlagen mit einer Netto-Nennleistung von insgesamt 214,2 Gigawatt (GW) installiert. Von der Netto-Nennleistung entfällt ein Anteil von ca. 111,8 GW auf erneuerbare Energien, darunter ca. 42,3 GW auf Solar- und ca. 55,7 GW auf Windenergie. Die gesamte installierte Leistung von Photovoltaik- und Windenergieanlagen beträgt zusammen bereits 98 GW.

Entwicklungen auf dem Strommarkt jederzeit nachvollziehen – mit SMARD

Strommarktdaten transparent, verständlich und übersichtlich aufbereitet – das bietet die die neue Informationsplattform Strommarkt SMARD.

Auf der Internetseite www.SMARD.de werden zentrale Strommarktdaten für Deutschland, teilweise auch für Europa, nahezu in Echtzeit dargestellt. Daten etwa zu Erzeugung, Verbrauch, Großhandelspreise, Im- und Export und Regelenergie können für unterschiedliche Zeiträume ermittelt und kombiniert abgerufen werden. Die Daten sind anwenderfreundlich aufbereitet, zudem profitieren Expertinnen und Experten von umfangreichen Analysefunktionen. Auf diese Weise können Nutzerinnen und Nutzer jederzeit die Entwicklungen am Strommarkt und den Fortgang der Energiewende nachverfolgen.

Erneuerbare immer wichtiger bei der Stromerzeugung

226 Milliarden Kilowattstunden wurden im Jahr 2018 aus erneuerbaren Energien erzeugt und erreichten einen Anteil von 37,8 Prozent am Bruttostromverbrauch.

Der Strommix verändert sich

In Deutschland wurden im Jahr 2018 rund 646 Terawattstunden (TWh) Strom erzeugt - das sind 646 Milliarden Kilowattstunden (kWh). Bei stetig wachsendem Anteil von erneuerbaren Energien geht der Anteil von Kernenergie, Braun- und Steinkohle am Energieträgermix der deutschen Stromversorgung zurück.

Stand: 06. März 2019; Abweichungen in den Summen durch Rundungen
1) Vorläufige Angaben, z.T. geschätzt
2) Unter Einbeziehung des erzeugten Energieverbrauchs
3) Erzeugung in Lauf- und Speicherwasserkraftwerken sowie Erzeugung aus natürlichem Zufluss in Pumpspeicherkraftwerken
4) Nur Erzeugung aus biogenem Anteil des Hausmülls (ca. 50 %)
5) Nur Erzeugung aus nicht-biogenem Anteil des Hausmülls (ca. 50%), Pumpspeicherwerke ohne natürlichen Zulauf, sonstigen Gasen, Industrieabfall, sonstigen Energieträgern
6) Einschließlich Netzverluste und Eigenverbrauch

Quellen: Statistisches Bundesamt; Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie; BDEW Bundesverband der Energie-und Wasserwirtschaft e.V.; Statistik der Kohlenwirtschaft e.V.; Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW); AG Energiebilanzen e.V.

Im Juni und Juli 2016 haben Bundestag und Bundesrat die Gesetze zur Weiterentwicklung des Strommarktes und zur Digitalisierung der Energiewende beschlossen. Mit diesen Gesetzen werden die Weichen für einen Wettbewerb von flexibler Erzeugung, flexibler Nachfrage und Speichern gestellt sowie innovative Geschäftsmodelle im Strommarkt ermöglicht.

Erneuerbare Energien sollen in Deutschland zukünftig den Hauptanteil der Energieversorgung übernehmen. Bis 2050 soll ihr Anteil am Bruttostromverbrauch mindestens 80 Prozent betragen. Die erneuerbaren Energien müssen daher kontinuierlich in das Stromversorgungssystem integriert werden, damit sie die konventionellen Energieträger mehr und mehr ersetzen. Die rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen müssen einem sich im Wandel befindlichen Stromsystem gerecht werden und den Transformationsprozess intelligent steuern. Der weiterentwickelte Strommarkt integriert Sonne, Wind und Co. optimal in den Markt - und sorgt gleichzeitig für Versorgungssicherheit.

Eine freie Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt sorgt für Investitionen in die benötigten Kapazitäten. Es werden die Kapazitäten vorgehalten, die von Kunden nachgefragt werden - nicht mehr aber auch nicht weniger. Das ist der zentrale Unterschied zu staatlichen Kapazitätsbeschaffungsmechanismen, wo der Staat die Höhe der vorzuhaltenden Leistung einfach festlegt. Dies resultiert oft in teuren Überkapazitäten. Im Energy-only-Markt wird die Versorgungssicherheit hingegen kosteneffizient über den Markt sichergestellt. Dies funktioniert zum Beispiel so: Kunden können sich gegen Preisspitzen versichern und zahlen dafür eine Prämie. Diese Prämie nutzen Spitzenlastkraftwerke als konstanten Einkommensstrom, auch wenn sie nur auf sehr wenige Betriebsstunden pro Jahr kommen – nämlich dann, wenn der Strom wirklich knapp ist. Dieses Geschäftsmodell kann über sogenannte Cap Futures abgebildet werden. Im Endeffekt sorgt es dafür, dass immer genügend Kapazitäten vorhanden sind. Voraussetzung ist lediglich, dass Strom zu jedem Zeitpunkt in der Zukunft gehandelt werden kann. Die dafür in Frage kommenden Handelsprodukte gibt es bei der Strombörse EEX.

Eine neu geschaffene Kapazitätsreserve, die strikt vom Strommarkt getrennt wird, wird ein Sicherheitsnetz für unvorhersehbare und außergewöhnliche Ereignisse darstellen - sie sichert den Strommarkt zusätzlich ab. Im Unterschied zum "Kapazitätsmarkt" umfasst eine solche Kapazitätsreserve nur Kraftwerke, die nicht am Strommarkt teilnehmen und den Wettbewerb und die Preisbildung somit unbeeinträchtigt lassen.

Die Kapazitätsreserve wird ab dem 1. Oktober 2020 einsatzfähig sein und einen Umfang von 2 Gigawatt haben. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Ausschreibung für Kraftwerke zur Teilnahme an der Kapazitätsreserve bereits auf den Weg gebracht (https://www.netztransparenz.de/EnWG/Kapazitaetsreserve). Die entsprechende Verordnung dafür war am 6. Februar 2019 in Kraft getreten. Die Europäische Kommission hatte bereits Anfang 2018 die Kapazitätsreserve beihilferechtlich genehmigt.

Die Überführung von 13 Prozent der Braunkohlekapazitäten in eine "Sicherheitsbereitschaft" mit anschließender endgültiger Stilllegung trägt dazu bei, unsere Klimaziele im Stromsektor bis 2020 zu erreichen. Am 1. Oktober 2016 wurde das Braunkohlekraftwerk Buschhaus als erstes Kraftwerk für vier Jahre vorläufig stillgelegt und damit in die Sicherheitsbereitschaft überführt. Zum 1. Oktober 2018 wurden zwei Blöcke im Kraftwerk Niederaußem in Nordrhein-Westfalen sowie ein Block im Kraftwerk Jänschwalde in Brandenburg in die Sicherheitsbereitschaft überführt. Das BMWi hat im Einvernehmen mit dem BMU die Emissionseinsparung der Braunkohle-Sicherheitsbereitschaft evaluiert. Der entsprechende Bericht kann hier abgerufen werden, ebenso wie das dazugehörige Gutachten der Forscher.

Wir denken und verankern die Energiewende europäisch

Die Energiewende kann nur gelingen, wenn sie europäisch gedacht und EU-rechtskonform ausgestaltet wird. Zumal Deutschland inmitten eines vernetzten europäischen Stromsystems liegt, das den Regeln des Binnenmarktes unterliegt.

Die Bundesregierung hat ihre energiepolitischen Maßnahmen europarechtlich abgesichert, intensive Gespräche mit der Europäischen Kommission geführt und vorbehaltlich der förmlichen Kommissions-Verfahren auf ein Energiepaket verständigt. Am 15. Dezember 2016 hat der Bundestag das Gesetz beschlossen, mit dem die Verständigung zu den wichtigsten Energie-Beihilfedossiers umgesetzt wurde. Detaillierte Informationen zu dieser Verständigung mit der EU-Kommission und dem hieraus resultierenden Umsetzungsbedarf in nationales Recht finden Sie hier (PDF: 68 KB).

Mit unseren Nachbarländern sind wir in einem ständigen Austausch über die Weiterentwicklung des Strommarktes, da wir überzeugt sind, dass die Energiewende effizient nur im Rahmen des Binnenmarktes gelingen kann. Auf diese Weise verbinden wir zum Beispiel Wasserkraft in Skandinavien und den Alpenländern mit Windkraft und Photovoltaik in Deutschland.

In einer "Gemeinsamen Erklärung zu regionaler Kooperation" hatte das Bundeswirtschaftsministerium im Juni 2015 mit den Energieministerinnen und -ministern von elf Nachbarstaaten verabredet, dass weder in die freie Preisbildung noch in den grenzüberschreitenden Stromhandel eingegriffen wird - auch nicht in Zeiten von Knappheit und hohen Preisen an den Strombörsen. Deutschland und die Nachbarstaaten sehen große Vorteile im Binnenmarkt, weil mit ihm Versorgungssicherheit zu geringeren Kosten erreicht werden kann.

Diskussionsprozess „Strom 2030“

Deutschland hat sich ambitionierte Ziele gesetzt: Die Investitionen in Effizienztechnologien zu erhöhen und Treibhausgasemissionen bis 2050 weitgehend zu vermeiden. Dabei ist die Zeit bis 2030 entscheidend. Mit dem Impulspapier „Strom 2030“ (veröffentlicht im Sommer 2016) richtet das BMWi daher den Blick nach vorne. Darin skizziert es auf der Grundlage aktueller Studien zwölf Trends für den Stromsektor, mit dem Ziel, die Klimaziele zu erreichen und eine sichere und kostengünstige Stromversorgung zu gewährleisten. Das Impulspapier wurde konsultiert und bis zum Frühjahr 2017 vertieft in den Plattformen Strommarkt und Energienetze diskutiert. Die Schlussfolgerungen wurden in einem Ergebnispapier veröffentlicht. Weitere Informationen finden Sie hier.

Das Marktstammdatenregister – für mehr Transparenz im Energiesektor

Zur Verbesserung der Datenlage und der Transparenz in der Energiewirtschaft wird ein Marktstammdatenregister (MaStR) eingerichtet. Das Register ist ein von jedermann nutzbares Instrument, das erstmals sämtliche Erzeugungsanlagen – Neuanlagen und Bestandsanlagen, Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer und konventioneller Energie, von Strom und Gas – und bestimmte Verbrauchsanlagen sowie die Betreiber der Anlagen erfasst. Es kommt dem Monitoring zugute und trägt darüber hinaus zum Bürokratieabbau bei, indem es bestehende Meldepflichten ersetzt oder vereinfacht.

Rechtliche Grundlage dafür ist die sogenannte Marktstammdatenregisterverordnung (PDF, 132 KB), die am 1. Juli 2017 in Kraft getreten ist. Die Bundesnetzagentur betreibt das Marktstammdatenregister ab 31. Januar 2019 als online-basierte Datenbank. Nähere Informationen finden Sie bei der Bundesnetzagentur. Stellungnahmen zum Referentenentwurf der Verordnung finden Sie hier.

Redispatch als Schnittstelle zwischen Markt und Netz

Können die auf dem Strommarkt verkauften Strommengen nicht vollständig durch das Stromnetz transportiert werden, führen die Übertragungsnetzbetreiber Redispatch durch. Das bedeutet, dass sie an bestimmten Stellen im Netz („vor dem Engpass“) Erzeugungsanlagen anweisen, die Einspeisung zu reduzieren. Damit werden die Stromflüsse über besonders belastete Leitungen reduziert, so dass das Netz sicher bleibt. Allerdings fehlen die abgeregelten Mengen dem Stromsystem, das heißt es wird weniger Strom erzeugt als zuvor verkauft wurde. Um dies auszugleichen, weisen die Übertragungsnetzbetreiber andere Erzeugungsanlagen („hinter dem Engpass“) an, ihre Einspeisung zu erhöhen.

Redispatch bildet damit die Schnittstelle zwischen dem Handel mit Strom auf dem Strommarkt und der Infrastruktur Stromnetz, über welche die Handelsgeschäfte physikalisch erfüllt werden. In diesem Zusammenhang stellen sich eine Reihe von Fragen, zum Beispiel zur effizienten Durchführung von Redispatch. Eine sehr grundlegende Frage ist, wie die Übertragungsnetzbetreiber die benötigten Redispatch-Mengen beschaffen können. Die Wahl des Beschaffungskonzepts kann Auswirkungen auf den Handel am Strommarkt und auf Investitionsanreize für Marktakteure haben.

Studie „Untersuchung zur Beschaffung von Redispatch“

Daher hat das BMWi 2017 die Studie „Untersuchung zur Beschaffung von Redispatch“ in Auftrag gegeben, die mit einem Abschlussbericht im November 2019 zum Abschluss kam. Gegenstand der Untersuchung war es, verschiedene Konzepte dazustellen und zu bewerten, mit denen die Übertragungsnetzbetreiber die notwendigen Redispatch-Mengen beschaffen können. Die nachfolgenden Berichte der Gutachter Neon, Consentec und Connect umfassen die Ergebnisse aus den verschiedenen Arbeitspaketen.

Der Abschlussbericht zum zweiten Arbeitspaket hat grundsätzliche Fragen zur Organisation von Strommarkt und Stromnetz zum Thema. Er geht der Frage nach, wie sich die knappe Ressource Stromnetz sinnvoll bewirtschaften lässt. Die Gutachter haben hierzu verschiedene Optionen zum Umgang mit Netzengpässen und zur Anpassung des Strommarktdesigns mit Blick auf das Stromnetz dargestellt und anhand einer Reihe von Bewertungskriterien diskutiert.

Der Abschlussbericht zum dritten Arbeitspaket beinhaltet eine techno-ökonomischen Analyse, welche zusätzlichen Potenziale für Redispatch in Deutschland zur Verfügung stünden und durch einen Redispatch-Markt gehoben werden könnten (z.B. Speicher und flexible Verbraucher). Die Ergebnisse wurden auch für die empirische Modellierung in Arbeitspaket 6 verwendet.

Der Abschlussbericht zum vierten Arbeitspaket stellt die Spannbreite möglicher Beschaffungskonzepte für Redispatch vor. Die Auftragnehmer haben hierbei berücksichtigt, wie in anderen Ländern die Beschaffung notwendiger Redispatch-Mengen organisiert ist. Sie haben zudem Bewertungskriterien entwickelt und eine erste Einschätzung der Konzepte anhand qualitativer Kriterien vorgenommen.

Der Abschlussbericht zum sechsten Arbeitspaket umfasst eine empirische Simulation des deutschen Stromsystems im Jahr 2030. Mit detaillierten Strommarkt- und Netzflussmodellen überprüfen die Gutachter darin die theoretischen Ergebnisse aus den vorherigen Arbeitspaketen. Unter anderem zeigen sie, welche Auswirkungen ein marktbasierter Redispatch für Redispatch und dessen Kosten hätte: Der Redispatchbedarf kann sich um den Faktor 7 und die Redispatchkosten um den Faktor 3 erhöhen. Für die Netzbetriebsführung wäre das eine gewaltige Herausforderung. Die erhöhten Kosten müssten die Verbraucher zahlen.

Der Abschlussbericht der Studie ist auf Deutsch und Englisch verfügbar. Darin fassen die Gutachter die Ergebnisse des Gesamtprojekts zusammen und leiten Handlungsempfehlungen für das BMWi ab, wie die Beschaffung von Redispatch zukünftig ausgestaltet werden kann. Das Fazit: Es wird empfohlen, den kostenbasierten Redispatch beizubehalten und in Einzelaspekten weiterzuentwickeln. Auf die Einführung von Redispatch-Märkten auf Übertragungsnetzebene sollte wegen seiner gravierenden Nachteile verzichtet werden.

Zuverlässigkeit auf Rekordniveau

Die Gewährleistung eines sicheren Netzbetriebs ist in Deutschland die Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber (§ 12 EnWG). Sie planen und warten das Höchstspannungsnetz, regeln den Netzbetrieb und stimmen Stromerzeugung und -nachfrage aufeinander ab.

Ein Maß für die Zuverlässigkeit der Stromversorgung ist die durchschnittliche Nichtverfügbarkeit, das heißt die Zeit des Jahres, während derer ein Letztverbraucher nicht mit Elektrizität versorgt wird. Der Nichtverfügbarkeitswert wird in Deutschland durch die Bundesnetzagentur erfasst – er zeigt einen sinkenden Trend seit 2006. Im Jahr 2017 waren die Menschen und Unternehmen bundesweit im Durchschnitt nur rund 15 Minuten ohne Strom. Das zeigt, dass die Stromversorgung auch durch einen hohen Anteil an erneuerbaren Energien nicht beeinträchtigt wird.

Laufende Beobachtung der Versorgungssicherheit

Das BMWi führt nach § 51 des EnWG alle zwei Jahre ein Monitoring zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität durch (den aktuellen Monitoring-Bericht finden Sie hier). Dabei werden unter Berücksichtigung der nationalen und internationalen Marktgegebenheiten die bestehende Versorgungslage und deren Entwicklung untersucht und in einem Bericht dargestellt. Im Zentrum des Berichts steht die Frage, ob und inwieweit die Unternehmen im Bereich der Stromerzeugung sowie bei der Stromübertragung und -verteilung ausreichend Vorsorge getroffen haben, um die Nachfrage nach Strom heute und in Zukunft jederzeit auch in extremen Situationen sicher zu decken.

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Kraft-Wärme-Kopplung

Die Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) ist ein wichtiger Baustein der Energiewende. Bei KWK handelt es sich um eine CO2-arme Kraftwerkstechnologie, die gleichzeitig Strom und Wärme erzeugt. Die bei der Stromerzeugung entstehende Wärme wird als Wärmeenergie vor Ort oder über Wärmenetze genutzt. Der eingesetzte Brennstoff wird damit deutlich effizienter und sparsamer verwendet.

Grundlage der Förderung von Kraftwerken mit KWK-Technologie ist seit dem Jahr 2002 das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG). Es regelt eine umlagefinanzierte Förderung für die gemeinsame und hocheffiziente Erzeugung von Strom und Wärme. Nach dem KWKG erhalten Betreiber geförderter Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen zeitlich befristete Zuschlagszahlungen pro Kilowattstunde KWK-Strom.

Damit setzt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) Anreize für Investitionen in hocheffiziente und CO2-arme KWK-Anlagen. Ziel ist ein höherer Anteil der Stromerzeugung aus KWK.

Novelle des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG)

Um sicherzustellen, dass die hocheffiziente und klimafreundliche KWK auch in Zukunft eine wichtige Rolle bei der weiteren Umsetzung der Energiewende in Deutschland spielt, wurde das KWKG mehrfach novelliert.

Die Anfang 2016 in Kraft getretene Novelle (PDF: 309 KB) hat das Ziel, die Nettostromerzeugung aus KWK-Anlagen zu erhöhen und Investitionen in besonders effiziente, flexible und CO2-arme Anlagen zu steigern.

Das Anfang 2017 in Kraft getretene KWK-Änderungsgesetz öffnet die Förderung für mehr Wettbewerb: Die Förderhöhe für Strom aus KWK-Anlagen mit einer Leistung zwischen 1 und 50 Megawatt wird seit Ende 2017 per Ausschreibungen festgelegt. Eine zusätzliche Ausschreibung für innovative KWK-Systeme fördert besonders flexible und emissionssparende KWK-Systeme, die Wärme aus erneuerbaren Energien in ihren Betrieb integrieren. Diese neue Förderkategorie soll der KWK Zukunftsperspektiven eröffnen und notwendige Investitionen in flexible Technologien anreizen. Mehr erfahren.

Ende 2018 wurde das KWKG im Rahmen des so genannten "Energiesammelgesetzes" bis 2025 verlängert. Mehr erfahren.

Die Plattform Strommarkt besteht aus dem Plenum sowie vier thematischen Arbeitsgruppen. Teilnehmer der Plattform sind Vertreter von Behörden, Verbänden, Nicht-Regierungs-Organisationen und wissenschaftlichen Einrichtungen. In den regelmäßig stattfindenden Plenarsitzungen werden vor allen Dingen Themen diskutiert, die für alle Arbeitsgruppen relevant sind. Mehr zur Plattform erfahren Sie hier.