Stromerzeugung europäisch

Der physikalische Stromaustausch erfolgt mit elf Nachbarländern - Dänemark, Niederlande, Belgien, Luxemburg, Frankreich, Schweiz, Österreich, Tschechien, Polen und über Seekabel auch mit Schweden und Norwegen. Deutschland exportierte im Jahr 2019 72,4 Milliarden Kilowattstunden (kWh) Strom in seine Nachbarländer, während 39,8 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 1. April 2020) Erzeugungsanlagen mit einer Netto-Nennleistung von insgesamt 221,3 Gigawatt (GW) installiert. Von der Netto-Nennleistung entfällt ein Anteil von ca. 121 GW auf erneuerbare Energien, darunter ca. 47,3 GW auf Solar- und etwa 58,3 GW auf Windenergie. Die gesamte installierte Leistung von Photovoltaik- und Windenergieanlagen beträgt zusammen bereits knapp 106 GW.

Entwicklungen auf dem Strommarkt jederzeit nachvollziehen – mit SMARD

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

Auf der Internetseite www.SMARD.de werden zentrale Strommarktdaten für Deutschland, teilweise auch für Europa, nahezu in Echtzeit dargestellt. So können etwa Daten zu Erzeugung, Verbrauch, Großhandelspreisen, Im- und Export und Regelenergie 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.

Der Strommix verändert sich

In Deutschland wurden im Jahr 2019 rund 612,4 Terawattstunden (TWh) Strom erzeugt - das sind 612 Milliarden kWh. Bei stetig wachsendem Anteil von erneuerbaren Energien geht der Anteil von Kernenergie, Braun- und Steinkohle am Energieträgermix der deutschen Stromversorgung zurück.

Abweichungen in den Summen durch Rundungen
* vorläufig, teilweise geschätzt
1) Lauf- und Speicherwasser inklusive natürlichem Zufluss aus PS
2) aufgeteilt in regulärem und nicht-regulärem Anteil (50 % : 50 %)
3) ab 2003 alle Angaben zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien laut Daten und Berechnungen der AGEEStat.
4) Umwandlungsausstoß elektrischer Strom nach der Energiebilanz Deutschland (Zeile 39, Spalte elektrischer Strom); entspricht der Bruttostromerzeugung sofern PS als Kraftwerke eingestuft werden, wie dies bisher in der Energiebilanz Deutschland der Fall ist.
5) Bislang als Bezugsgröße zur Berechnung des Anteils erneuerbarer Energien verwendete Bezugsgröße, enthält Doppelzählungen, weil sowohl die PSE als auch der Speichersaldo/-verbrauch in dieser Größe zusätzlich enthalten sind.

Quelle: AG Energiebilanzen e.V.

Zur Erreichung der Klimaziele, sollen Erneuerbare Energien 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 dabei dem sich im Wandel befindlichen Stromsystem gerecht werden und den Transformationsprozess intelligent steuern.

Ein Meilenstein dafür waren die im Juni und Juli 2016 beschlossenen Gesetze zur Weiterentwicklung des Strommarkts und zur Digitalisierung der Energiewende. Mit diesen Gesetzen wurden die Weichen für einen Wettbewerb von flexibler Erzeugung, flexibler Nachfrage und Speichern gestellt sowie innovative Geschäftsmodelle im Strommarkt ermöglicht: Eine freie Preisbildung am Stromgroßhandelsmarkt sorgt für Investitionen in die benötigten Erzeugungskapazitäten bspw. in Form von Erneuerbare Energien Anlagen. Es werden die Kapazitäten vorgehalten, die von Kunden nachgefragt werden - nicht mehr aber auch nicht weniger. Das ist der zentrale Unterschied zu staatlichen Kapazitätsbeschaffungsmechanismen, bei denen der Staat die Höhe der vorzuhaltenden Leistung einfach festlegt. Dies resultiert oft in teuren Überkapazitäten.

Im sog. „Energy-only-Markt“ wird die Versorgungssicherheit hingegen kosteneffizient über den Markt sichergestellt. Dies funktioniert zum Beispiel so: Kunden können sich gegen hohe Preise in Form von 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. Im Rahmen des Strommarkts können sich dazu spezielle Geschäftsmodelle bilden. Im Endeffekt sorgt der Strommarkt 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 Terminhandelsprodukte gibt es bei den in Deutschland aktiven Strombörse.

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. Dadurch wird sichergestellt, dass der Wettbewerb und die Preisbildung am Strommarkt nicht beeinflusst werden. Die Europäische Kommission hat die Kapazitätsreserve bis zu einer Größe von 2 GW genehmigt. Sie hat am 1. Oktober 2020 ihren Einsatz mit einem Umfang von zunächst rund 1 Gigawatt (GW) begonnen.

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. So wurden zwischen 2016 und 2019 insgesamt acht Braunkohleblöcke mit einer Gesamtleistung von 2,7 GW in die Sicherheitsbereitschaft überführt. Nach vier Jahren werden sie endgültig stillgelegt. 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. Der Strom macht nicht an nationalen Grenzen halt und Deutschland liegt inmitten eines vernetzten europäischen Stromsystems, reguliert durch einheitliche Regeln des Binnenmarktes.

Die Bundesregierung hat ihre energiepolitischen Maßnahmen europarechtlich abgesichert, intensive Gespräche mit der Europäischen Kommission geführt und sichauf 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.

Das Marktstammdatenregister – für mehr Transparenz im Energiesektor

Zur Verbesserung der Datenlage und der Transparenz in der Energiewirtschaft wurde 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.

Redispatch 2.0

Mit der Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG) im Jahr 2019 wurden weitreichende Verbesserungen des Redispatch eingeführt. Ab Oktober 2021 können die Netzbetreiber wesentlich mehr Erzeugungs- und Speicheranlagen zur Behebung von Netzengpässen einsetzen. Es gilt dann nicht mehr die bisherige Schwelle von 10 MW installierter Leistung, ab der Anlagenbetreiber auf Anruf der Übertragungsnetzbetreiber am Redispatch teilnehmen müssen. Künftig gilt die Teilnahmepflicht bereits ab einer Größe von 100 kW sowie für alle steuerbare Anlagen auch unter dieser Schwelle. Auch der Strom aus EE- und KWK-Anlagen kann künftig planmäßig für Redispatch herangezogen werden, ohne dass der Einspeisevorrang aufgehoben wird.

Mit dem Redispatch 2.0 werden die bislang unterschiedlichen Regelungen zur Beseitigung von Netzengpässen für Einspeisemanagement und Redispatch zu einem einheitlichen, „optimierten Redispatch“ zusammengeführt. Die Auswahl der Maßnahmen erfolgt nach der insgesamt kostengünstigsten Maßnahmenkombination. Die Optimierung umfasst künftig nicht nur die Übertragungsnetzebene, sondern auch die Verteilnetzebene. Alle Maßnahmen im Redispatch 2.0 werden energetisch-bilanziell ausgeglichen.

Das vergrößerte Potenzial erlaubt es den Netzbetreibern, effektiver und kostengünstiger das Netz zu betreiben. Aktuelle Festlegungen der Bundesnetzagentur zur Umsetzung der neuen Redispatch-Regelungen finden Sie hier.

Studie „Untersuchung zur Beschaffung von Redispatch“

Daher hat das Bundeswirtschaftsministerium 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 der Studie ist auf Deutsch und Englisch verfügbar. Darin fassen die Gutachterinnen und Gutachter die Ergebnisse des Gesamtprojekts zusammen und leiten Handlungsempfehlungen für das Bundeswirtschaftsministerium 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 (Paragraph 12 Energiewirtschaftsgesetz, EnWG). Sie planen und warten das Höchstspannungsnetz, regeln den Netzbetrieb und stimmen Stromerzeugung und -nachfrage aufeinander ab.

Als Maß für die Zuverlässigkeit der Stromversorgung für Endverbraucherinnen und -verbraucher wird oft der sogenannte SAIDI (System Average Interruption Duration Index) angegeben. Dieser Index gibt an, wie lange jede einzelne Letztverbraucherin und jeder einzelne Letztverbraucher aus Netzgründen während eines Jahres durchschnittlich nicht mit Strom versorgt werden kann. Dieser Nichtverfügbarkeitswert wird in Deutschland durch die Bundesnetzagentur erfasst – er zeigt einen sinkenden Trend seit 2006. Das zeigt, dass die Stromversorgung auch durch einen hohen Anteil an erneuerbaren Energien nicht beeinträchtigt wird. Im Jahr 2019 waren die Menschen und Unternehmen bundesweit im Durchschnitt nur rund 12 Minuten ohne Strom. Ein sehr guter Wert im internationalen Vergleich.

Zur Untersuchung der Versorgungssicherheit am Strommarkt wird die Kenngröße Lastausgleichswahrscheinlichkeit betrachtet. Diese sagt aus, ob jederzeit eine ausreichende Stromproduktion zur Deckung der Stromnachfrage zur Verfügung steht.

Laufende Beobachtung der Versorgungssicherheit

Das Bundeswirtschaftsministerium führt ein kontinuierliches Monitoring der Versorgungssicherheit am Strommarkt durch. Dabei berücksichtigen die zugrunde liegenden wissenschaftlichen Untersuchungen auch Situationen mit geringer Einspeisung aus Wind- und Solaranlagen sowie den Ausstieg aus der Atom- und der Kohleverstromung. Die Untersuchungen zeigen, dass die Nachfrage am Strommarkt in Deutschland bis 2030 in allen untersuchten Szenarien zu 100 Prozent gedeckt werden kann.

Dieses Monitoring soll weiterentwickelt werden und wird dazu zum 1.1.2021 auf die BNetzA übergehen. Ziel ist eine integrierte Untersuchung der Versorgungssicherheit in allen versorgungssicherheitsrelevanten Bereichen.

Das Bundeswirtschaftsministerium legt nach Paragraph 51 des EnWG alle zwei Jahre einen Monitoringbericht zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität vor, der unter anderem auch auf dem oben genannten Gutachten basiert (den aktuellen Monitoring-Bericht finden Sie hier (PDF, 5 MB)). Unter dem Begriff Versorgungssicherheit wird im Rahmen dieses Monitoringberichts die angemessene Deckung des Strombedarfs verstanden. Diese umfasst die Aspekte Stromerzeugung, Stromtransport und die Verfügbarkeit von Energieträgern für die Stromerzeugung.

Der Bericht stellt die bestehende Versorgungslage und deren Entwicklung unter Berücksichtigung der nationalen und internationalen Marktgegebenheiten dar. Im Bericht werden keine Risiken mit unvorhersehbarer Eintrittswahrscheinlichkeit untersucht, da der Strommarkt hierfür selbst keine Vorsorge treffen kann. Die Absicherung für diese Risiken fällt in den Bereich der staatlichen Risikovorsorge durch Reserven, die zusätzlich zum Strommarkt in Extremsituationen zur Verfügung stehen.

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 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 (MW) 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 Sie dazu im Artikel zu „Kraft-Wärme-Kopplung“.

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

Die Plattform Strommarkt besteht aus dem Plenum sowie vier thematischen Arbeitsgruppen. Teilnehmende der Plattform sind Vertreterinnen und 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.