Strommix 2021: Anteil Erneuerbare Energien sinkt

Der Strommix aus erneuerbare Energien, der tatsächlich aus der Steckdose kommt, ist witterungsbedingt nach 50 Prozent 2020 auf 45,7 Prozent gesunken. Die Windkraft war mit einem Anteil von 23,1 Prozent an der Stromerzeugung wieder die wichtigste Energiequelle, erzeugte aber ca. 12 Prozent weniger Strom als 2020.

Die deutschen Photovoltaikanlagen erzeugten 2021 etwa 48,4 TWh, wovon ca. 44,6 TWh ins öffentliche Netz eingespeist und 3,8 TWh selbst verbraucht wurden. Der Zubau von 4,9 Gigawatt erhöhte die installierte Leistung auf ca. 58,6 Gigawatt (Stand November). Von März bis August war die monatliche Stromerzeugung von Photovoltaik-Anlagen höher als die von Steinkohlekraftwerken und von April bis Oktober höher als die von Gaskraftwerken.

Die Windkraft produzierte 2021 ca. 113,5 TWh, nach 132 TWh in 2020. Der Grund für den Rückgang waren die geringeren Windgeschwindigkeiten. Die Windenergie war wieder die stärkste Energiequelle, gefolgt von Braunkohle, Kernenergie, Gas, Solar, Steinkohle, Biomasse und Wasserkraft. In neun Monaten übertraf die Windstromproduktion die Erzeugung aus Braunkohle und in allen zwölf Monaten lag die Windenergie vor Steinkohle und vor Gas. Der Anteil der Onshore-Windstromproduktion betrug ca. 89,5 TWh und die Onshore- Produktion ca. 24 TWh. In der Nordsee wurden ca. 18,5 TWh erzeugt, in der Ostsee 3,5 TWh. Der Zubau von Wind sowohl onshore als auch offshore war erneut sehr schwach: Ende November 2021 lag die installierte Leistung von Onshore-Wind bei 56,1 GW (plus 1,7 GW gegenüber 2020) und von Offshore- Wind bei 7,77 GW (plus 0 GW).

Gemeinsam produzierten Solar- und Windenergieanlagen im Jahr 2021 ca. 162 TWh, ca. 15 TWh weniger als 2020. Nach dem überdurchschnittlich guten Windjahr 2020 war 2021 eher unterdurchschnittlich, auch für die die Solarenergie war 2021 ein unterdurchschnittliches Jahr.

Die Wasserkraft trug 19,4 TWh zur Stromerzeugung bei (2020: 18,2 TWh). Die Biomasse lag mit 43 TWh leicht über dem Wert des Vorjahres. Die installierte Leistung hat sich kaum verändert.

In Summe produzierten die erneuerbaren Energiequellen im Jahr 2021 ca. 225 TWh und damit etwa 6 Prozent unter dem Niveau des Vorjahres (240 TWh). Ihr Anteil an der öffentlichen Nettostromerzeugung sank auf 45,7 Prozent (2020: 50 Prozent). Diese gesamte Nettostromerzeugung beinhaltet neben der öffentlichen Nettostromerzeugung auch die Eigenerzeugung von Industrie- und Gewerbebetrieben, die hauptsächlich mit Gas erfolgt. Der Anteil der Erneuerbaren Energien an der gesamten Bruttostromerzeugung einschließlich der Kraftwerke der »Betriebe im verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen und Erden« liegt gemäß den Berechnungen der AG Energiebilanzen bei ca. 41,8 Prozent.

Kohlestromerzeugung und Kernkraft steigen wieder, Gasverstromung sinkt

Die Nettostromerzeugung aus Kernkraft lag mit 65,4 TWh etwa 7 Prozent über dem Niveau des Vorjahres (60,9 TWh). Grund für die geringere Erzeugung im Jahr 2020 waren längere Betriebsunterbrechungen von Gundremmingen C. Außerdem wurden bei den Kernkraftwerken Brokdorf und Gundremmingen C aufgrund der Abschaltung am 31.12.2021 die Brennelemente im Jahr 2021 nicht gewechselt, wodurch sie eine längere Betriebsdauer hatten.

Braunkohlekraftwerke steigerten ihre Produktion auf 99 TWh netto. Das sind ca. 17 TWh mehr als 2020, wo es einen Corona-bedingten Einbruch gab, aber 3 TWh weniger als 2019.

Die Nettoproduktion aus Steinkohlekraftwerken betrug 46,4 TWh und war damit um 11 TWh höher als im Jahr 2020. Grund waren die hohen Gaspreise Ende 2021, die zu einem Brennstoffwechsel (fuel shift) von Gas zu Steinkohle führten.

Gaskraftwerke lagen mit einer Nettostromproduktion von ca. 51 TWh unter dem Vorjahresniveau (57 TWh). Neben den Kraftwerken zur öffentlichen Stromversorgung gibt es auch Gaskraftwerke im Bergbau und im verarbeitenden Gewerbe zur Eigenstromversorgung. Diese produzierten zusätzlich ca. 35 TWh für den industriellen Eigenbedarf, der in dieser Veröffentlichung nicht berücksichtigt wird.

Börsenstrompreis verdreifacht

Die Last stieg 2021 um 29 TWh auf 504 TWh und lag damit auch 19 TWh über dem Vor-Corona-Jahr 2019. Diese umfasst den Stromverbrauch und die Netzverluste, aber nicht den Pumpstromverbrauch und den Eigenverbrauch der konventionellen Kraftwerke.

Der durchschnittliche volumengewichtete Day-Ahead-Börsenstrompreis lag bei 93,35 €/MWh bzw. 9,335 Ct/kWh. Das ist mehr als das Dreifache von 2020 (29,52 €/MWh) und das 2,5-fache von 2019 (36,64 €/MWh). Das Handelsvolumen lag 2021 bei 196 TWh. Der durchschnittliche volumengewichtete Intraday Stundenpreis betrug 99,20 €/MWh bzw. 9,92 Ct/kWh, nach 32,53 €/MWh in 2020 und 38,49 €/MWh in 2019. Das Handelsvolumen betrug 46 TWh.

Der Exportüberschuss (physikalische Flüsse) betrug 2021 etwa 19 TWh und lag damit etwa auf dem Vorjahresniveau. Der Großteil der Exporte floss in die Schweiz (12,6 TWh), gefolgt von Polen (8,4 TWh), Österreich (7,5 TWh) und Luxemburg (3,1 TWh). Deutschland importierte 5,6 TWh aus Frankreich. Die physikalischen Stromflüsse liefern keine Auskunft darüber, ob der Strom tatsächlich im Land verbraucht wurde, oder ob er an Nachbarländer weitergeleitet wurde.

Beim geplanten Stromhandel ergibt sich ein anderes Bild. Hier zeigen sich Exporte nach Österreich (18,5 TWh), Frankreich (6,5 TWh), Luxemburg (3,9 TWh), Schweiz (1,8 TWh) und Niederlande (1,6 TWh). Importe erfolgen aus Dänemark (9 TWh), Norwegen (3,2 TWh), Schweden (2 TWh) und Polen (1,8 TWh).