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Merit-Order Verdienst Ordnung ( Wikipedia)

Als Merit-Order (englisch für Reihenfolge der Leistung / des Verdienstes) bezeichnet man die Einsatzreihenfolge derKraftwerke. Diese wird durch die Grenzkosten der Stromerzeugung bestimmt.

Merit-Order des deutschen konventionellen Kraftwerkparks im Jahr 2008,
Quelle Forschungsstelle für Energiewirtschaft e. V.

Beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten werden solange Kraftwerke mit höheren Grenzkosten zugeschaltet, bis die Nachfrage gedeckt ist. An derStrombörse bestimmt das letzte Gebot, das noch einen Zuschlag erhält, den Strompreis (Market Clearing Price). Der Preis für Strom wird also durch das jeweils teuerste Kraftwerk bestimmt, das noch benötigt wird, um die Stromnachfrage zu decken. Dieses Kraftwerk wird auch als Grenzkraftwerk bezeichnet.

Entwicklung der EEG-Umlage vor (blau) und nach (orange) Inkrafttreten der AusglMechV

Durch die Reform des Ausgleichsmechanismus kam es zu einem starken Absinken der Börsenstrompreise. Nach Inkrafttreten des neuen Ausgleichsmechanismus gingen die Erlöse für Ökostrom trotz höherer Erzeugung binnen eines Jahres von 5,15 Mrd. Euro im Jahr 2009 auf 3,35 Mrd. Euro im Jahr 2010 zurück. Anschließend sanken die Börsenstrompreis durch den Merit-Order-Effektweiter ab, sodass die Börsenstrompreise im ersten Quartal 2014 nur noch bei der Hälfte des Wertes von 2008 lagen.

Dadurch stiegen die Differenzkosten zwischen Börsenstrompreis und durchschnittlicher Einspeisevergütung nach EEG deutlich an, wodurch die EEG-Umlage deutlich überproportional stieg. Verlief bis 2009 der Anstieg der Vergütungszahlungen nach EEG und die Entwicklung der EEG-Umlage weitgehend proportional, kam es nach der Reform zu einer starken Auseinanderentwicklung. Während sich die Vergütungszahlungen von 2009 bis 2014 von 10,5 Mrd Euro auf gut 21 Mrd. Euro verdoppelten, verfünffachte sich die EEG-Umlage im gleichen Zeitraum fast von 1,33 ct/kWh auf 6,24 ct/kWh.[12] Die Gesamtsumme aus Börsenspreis plus EEG-Umlage blieb hingegen nahezu konstant.[13]

Ursächlich hierfür ist der reformierte Ausgleichsmechanismus.[14] Nach Fraunhofer ISE gibt es daher eine große Diskrepanz zwischen der gestiegenen Förderung der Erneuerbaren Energien einerseits und der um ein Mehrfaches erhöhten EEG-Umlage.[12]

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Zukunft bis 2020

Ein integrierter europäischer Energiemarkt wird in Zeiten steigender Einspeisung erneuerbarer Energien und konkurrierender Marktmodelle immer dringlicher. Die erste Phase der Liberalisierung der europäischen Strommärkte war von der Entwicklung nationaler Teilmärkte mit unterschiedlichen Öffnungsgraden geprägt. Aufgrund von Netzengpässen an den Grenzen entstanden zwischen den einzelnen Marktgebieten mit Ausnahme Deutschland/Österreich erhebliche Preisdifferenzen. Angesichts dessen stellt sich die Frage, wie eine Integration des europäischen Energiebinnenmarktes am besten erreicht werden kann. Ein Sechs-Punkte-Programm zur Stärkung des Strommarktes der Verbund AG setzt mehr auf Markt statt Regulierung. Bei harmonisierter Umsetzung könnten die energiepolitischen Ziele der EU wesentlich effizienter erreicht werden.

Im zentraleuropäischen Strommarkt haben sich Spot- und Terminmärkte etabliert, deren Handelsvolumen zu etwa einem Drittel auf Börsen und zwei Drittel auf OTC-Geschäfte entfallen. Auf diesen Märkten werden nur Arbeitspreise für tatsächlich erzeugte oder künftig zu erzeugende elektrische Energie abgegolten, weshalb sie auch Energy Only-Markets genannt werden. Die Preisbildung erfolgt auf Basis von Angebot und Nachfrage nach dem Merit Order-Prinzip.

Hierbei bestimmen die variablen Kosten des für die Bedarfsdeckung zuletzt benötigten Kraftwerks den Markträumungspreis für alle Marktteilnehmer. In Märkten mit ausreichenden Kraftwerkskapazitäten können nach diesem Prinzip nur jene Kraftwerke Deckungsbeiträge zu den Fixkosten erwirtschaften, die geringere variable Kosten aufweisen als das preisbestimmende Grenzkraftwerk.

Verdienst Ordnung Merit order

Merit Order Verdienstordnung
Obwohl in den letzten Jahren ein beschleunigter Prozess der Marktkonzentration stattfand, gibt es bis heute keinen einheitlichen europäischen Strombinnenmarkt. Im Wettbewerb der Strombörsen konnte sich die EEX in Leipzig durchsetzen und wurde gemeinsam mit dem deutschen OTC-Markt zum liquidesten Stromhandelsmarkt in Zentraleuropa. Durch Marktkopplung, Transparenzinitiativen und gemeinsame Marktplattformen nahm zwar die Konvergenz der Großhandelspreise in den angrenzenden nationalen Stromhandelsmärkten zu, aber bis heute sind Deutschland und Österreich immer noch die einzigen Länder, die einen gemeinsamen Strommarkt mit einheitlichen Preisen besitzen.Ein Merit Order-Market führt daher nur dann zu Investitionsanreizen, wenn in genügend vielen Stunden ältere, ineffiziente und teure Kraftwerke für die Bedarfsdeckung benötigt werden und der technische Fortschritt groß genug ist, damit die Betreiber neuer Kraftwerke mit höheren Wirkungsgraden vollkostendeckende Erlöse erwarten können (vgl. Abb. 1).

Das Merit Order-Modell in der Krise

Durch die hohen Strompreise vor dem Ausbruch der Finanzkrise wurde eine intensive Investitionstätigkeit ausgelöst, so dass – verstärkt durch die rückläufige Konjunkturentwicklung – erhebliche Überkapazitäten entstanden. Der geförderte Ausbau der erneuerbaren Energien und deren vorrangige Einspeisung führen außerdem zu wachsenden Erzeugungsmengen mit sehr geringen variablen Kosten. Thermische Kraftwerke werden dadurch zunehmend verdrängt und können mit den Erlösen aus den verbleibenden Einsatzstunden nicht mehr ihre Vollkosten decken.

Für den Ausgleich der Einspeiseschwankungen der Erneuerbaren werden langfristig (ab ca. 2020) neue flexible Kraftwerkskapazitäten benötigt. Angesichts des hohen Anteils an geförderten erneuerbaren Technologien stellt sich die Frage, ob das Merit Order-Modell für diesen zu erwartenden Bedarf in Zukunft überhaupt ausreichende Investitions- bzw. Preissignale liefern kann (siehe Abb. 2).

Das Gasmarkt-Paradoxon

Gaskraftwerke befinden sich in einer besonders schwierigen Situation. Die Strompreise sind im Vergleich zu den Gaspreisen zu niedrig und die Clean Spark Spreads (Erzeugungsmargen für Gaskraftwerke) liegen auf einem extrem tiefen Niveau. Noch dramatischer ist die Lage von Gaskraftwerken, die Gas auf Basis langfristiger, ölpreisgebundener Verträge mit Mindestabnahmeverpflichtung beziehen – das ist in Zentraleuropa die Mehrzahl aller Kraftwerke.

Die europäischen Gasmarktpreise haben sich in den letzten Jahren aufgrund der steigenden Bedeutung von Liquefied Natural Gas (LNG) vom Ölpreis abgekoppelt und liegen deutlich tiefer als die ölindexierten Vertragspreise. Diese langfristigen Gasbezugsverträge sind als historische Relikte mit den liberalisierten Energiemärkten nicht mehr vereinbar. Die intensiven Bemühungen der Gasimporteure und großen Gasverbraucher um eine marktkonforme Anpassung dieser Verträge stoßen aber auf den Widerstand der Gasproduzenten.

Doch selbst mit den aktuellen Gasmarktpreisen sind derzeit sogar hocheffiziente Gaskraftwerke unwirtschaftlich. Damit herrscht die paradoxe Situation vor, dass es gerade für Gaskraftwerke, die als besonders geeignete Ausgleichskapazitäten für die volatile Erzeugung aus Wind- und Photovoltaik gelten, keine Investitionsanreize gibt und dass sich bestehende Anlagen in einer existenzbedrohenden wirtsch

EEG-Umlage ( Wikipedia ) 

EEG-Umlagebetrag = Differenz aus Ausgaben und Einnahmen bei der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen durch das EEG[2], Zahlen für 2012[46]

Durch die Vergütungspflicht entstehen den Netzbetreibern Kosten. Durch den Verkauf des EEG-finanzierten Stroms an der Börse erzielen sie Einnahmen. Die Differenz zwischen Vergütungen und Einnahmen bildet die Grundlage für die Ermittlung der EEG-Umlage, die von den Stromverbrauchern zu bezahlen ist. Vielfach wird sie als die Kosten bezeichnet, die aus der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen entstehen. Dies ist allerdings umstritten.[47] Denn mit den Vergütungen werden die Vollkosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien finanziert, während die Strompreise an der Börse auf Basis der Grenzkosten ermittelt werden. Diese sind derzeit deutlich niedriger als die Vollkosten neuer Kohle-, Gas- oder Atomkraftwerke. Da aufgrund des Atomausstieges bis 2022, des insgesamt veralteten konventionellen Kraftwerksparks und der Anforderungen des Klimaschutzes eine Modernisierung des deutschen Kraftwerkparks ohnehin ansteht, müssten zur Ermittlung der tatsächlichen Zusatzkosten durch den Ausbau der erneuerbaren Energien durch das EEG nicht die Börsenpreise für Strom, sondern die Stromentstehungskosten konventioneller Kraftwerke verwendet werden. Diese liegen laut Bundeswirtschaftsministerium zwischen 7 und 11 Cent pro Kilowattstunde, während die Börsenpreise derzeit bei rund 4 Cent pro Kilowattstunde liegen.[48]

Mit der Vermarktung des EEG-Stroms sind seit 2010 die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) auf Grundlage der Ausgleichsmechanismus-Verordnung betraut.[49] Sie ermitteln zum 15. Oktober die Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr in einer Prognose, die zusammen mit Forschungsinstituten anhand der erwarteten Ausgaben für EEG-Vergütungen und der voraussichtlichen Einnahmen aus dem Verkauf des EEG-Stroms an der Strombörse EPEX Spotmarktaufgestellt wird.[2]

Ausgaben fallen im Wesentlichen für die festgelegten Vergütungen für eingespeisten Strom und für die mit dem EEG 2012 eingeführte Marktprämie an. (Summe aus beiden Teilbeträgen 2012: 17,97 Mrd. Euro, 2013: 18,5 Mrd. Euro). Außerdem fallen Kosten für zugehörige Aufwendungen an, darunter ein Liquiditätsausgleich von 3 % der Ausgaben (2013: 1,61 Mrd. Euro), der größte Einzelposten unter den „Sonstigen Kosten“. Ende September eines laufenden Jahres findet ein Kontoausgleich statt, der den Ausgleich zwischen den prognostizierten und tatsächlichen Ergebnissen schafft. Er ist für 2013 mit 2,59 Mrd. Euro verbucht und macht rund 11 % der Ausgaben aus.[50]

Die Ausgaben bei der Förderung der Stromerzeugung nach EEG lagen für 2013 bei 19,4 Mrd. Euro[51] (zum Vergleich 2012: 19,43 Mrd. Euro; siehe Tabelle).

Kostenanteile der EEG-Umlage 2013
PostenGesamt-
kosten
in Mio. Euro
Kosten
in ct/kWh
Kosten-
anteil
Photovoltaik 8.528 2,2 41,8 %
Biomasse 4.191 1,1 20,6 %
Wind onshore 2.708 0,7 13,3 %
Wind offshore 343 0,19 1,7 %
Wasser 171 0,04 0,8 %
Gase, Geothermie 41 0,01 0,2 %
Verrechnung
negativer Kontostand(1)
2.589 0,67 12,7 %
Liquiditätsreserve 10 %(2) 1.614 0,42 7,9 %
Nachrüstung
Photovoltaik (3)
105 0,03 0,51 %
Effekt Grünstromprivileg 52 0,01 0,25 %
EEG-Direktvermarktung 50 0,01 0,25 %
Gesamt20.3935,277100 %
(1) Die Differenz zwischen Börsenpreis und garantierter
Einspeisevergütung brachte das Umlagenkonto ins Minus.
Zum 30. Sep. 2012 wurde der Stand inkl. Zinsen ausgeglichen
und in die EEG-Umlage 2013 übernommen.
(2) Zur Vermeidung erneuter Differenzbeträge wurde eine
Liquiditätsreserve von 10 % eingeführt.
(3) Nachrüstungskosten für Photovoltaikanlagen zur
Entschärfung des 50,2-Hertz-Problems nach System-
stabilitätsverordnung (SysStabV)
Kalkulation EEG-Umlage[2]
2012
(Prognose
Okt. 2011)
[46]
2013
(Prognose
Okt. 2012)
[50]
Prognostizierte Kosten Mrd. € Mrd. €
EEG-Vergütung nach § 23-33 EEG 16,61 12,67
Marktprämie(1) 1,36 5,83
Übrige Kosten(2) 0,75 1,85
Kontoausgleich im September 0,71 2,59
Summe prognostizierte Kosten 19,43 22,94
Einnahmen aus Vermarktung −4,95 −2,54
Vermiedene Netzentgelte(3) −0,44 −0,50
Summe prognostizierte Erlöse −5,39 −3,04
Prognostizierter Umlagebetrag 14,10 19,90
Stromabsatz TWh/a TWh/a
Letztverbraucher mit EEG-Umlage-Verpflichtung(4) 392,8 384,7
Umlagebetrag je kWh ct/kWh ct/kWh
Kernumlage 3,31 4,19
Umlage für Liquiditätsreserve 0,10 0,42
Umlage Kontoverrechnung September 0,18 0,67
EEG-Umlagebetrag je kWh 3,59 5,28
(1) für Anlagen, die Strom direkt vermarkten (§ 33b EEG)
(2) für Profilserviceaufwand und Liquiditätsreserve
(3) von den Übertragungsnetzbetreibern getragen
(4) 2012: Gesamt 477,5 TWh/a, davon 88,7 TWh/a privil. Verbrauch (rd. 19 %)
2013: Gesamt 480,9 TWh/a, davon 96,2 TWh/a privil. Verbrauch (20 %)
(ohne EEG-Umlagepflicht)

Die wesentlichen Einnahmen werden aus dem Verkauf des eingespeisten Stroms gewonnen, dessen Vermarktung seit 2010 durch die Ausgleichsmechanismus-Verordnung (AusglMechV) geregelt ist.[2] Die vier bundesweitenÜbertragungsnetzbetreiber vermarkten den EEG-Strom an der Strombörse EPEX Spotmarkt, die von der Firma EPEX SPOT SE (Sitz in Paris) betrieben wird. EEG-Strom wird im Spotmarkt mit Tagesvorlauf (Day ahead) oder im Tagesverlauf (Intraday) als „Graustrom“ vermarktet. Die Vermarktung als gekennzeichneter „Grünstrom“ (Strom aus erneuerbaren Quellen) mit möglicherweise höheren Erlösen wird diskutiert, jedoch nicht praktiziert.[3] Die Börsenpreise werden von EPEX SPOT SE im Internet veröffentlicht.[52] Diese Einnahmen aus der Vermarktung am Spotmarkt fließen direkt in die EEG-Umlage ein. Der Börsenpreis wird auch bei der Bewertung des Stroms angesetzt, der im Marktprämienmodell direkt vermarktet wird. Die verbleibende Differenz zur EEG-Vergütung wird als Marktprämie im Zuge der EEG-Umlage ausgeglichen (siehe Ausgaben), ebenso die organisatorischen Aufwendungen (Profilservicekosten, Managementprämie).[46]

Die Summe der Einnahmen wird für 2013 mit 3,04 Mrd. Euro prognostiziert, gegenüber 2012 (5,39 Mrd. Euro, s. Tabelle) ein Rückgang um 44 %.[46][50] Auf die Höhe der EEG-Umlage wirken sich Sonderregelungen aus, wie dieSonderregelungen für stromintensive Unternehmen, da diese teilweise von der EEG-Umlage befreit sind.

Die verbleibende Differenz, die sogenannten EEG-Differenzkosten (für 2013 prognostiziert 19,9 Mrd. Euro), wird auf den erwarteten Stromverbrauch verteilt, der für die sog. EEG-pflichtigen Letztverbraucher erwartet wird. Die von der EEG-Umlage befreiten Abnehmer werden als sog. „privilegierte Verbraucher“ entsprechend an der Umlage nicht beteiligt (Mitte 2012 waren es 18 % des bundesweiten Stromabsatzes, 88,7 TWh/a von insgesamt 477,5 TWh/a bzw. die Hälfte des Stromabsatzes an Industrie und Gewerbe). Die teilweise befreiten Abnehmer werden anteilig in der Umlageberechnung berücksichtigt (s. „Letztverbraucher mit reduzierter EEG-Umlage“ in der Tabelle).[53]

Der eingetretene Unterschied zwischen dem Prognosewert und dem tatsächlichen Ergebnis wird im Folgejahr mit der sogenannten „Nachholung“ durch Kontoausgleich mit Stichtag Ende September ausgeglichen. Die Zahlung des Umlagebetrags erfolgt von den Verbrauchern über die Stromversorger (Verteilnetzbetreiber) an die vier deutschenÜbertragungsnetzbetreiber (ÜNB).[53]

Von 2011 auf 2012 wurde ein geringfügiger Anstieg der EEG-Umlage von 3,530 Cent/kWh auf 3,592 Cent/kWh prognostiziert.[54] Im Sommer 2011 hatte das Bundesumweltministerium zunächst sogar einen Rückgang der Kosten erwartet,[55] erklärte den moderaten Anstieg dann aber mit dem neu eingeführten Liquiditätspuffer, mit dem ein finanzielles Polster für das EEG-Umlagekonto geschaffen wurde. Ohne diesen Sonderposten hätte die Umlage 2012 unter dem Niveau des Jahres 2011 gelegen, so das Ministerium. Diese Einschätzung hat sich mittlerweile jedoch als falsch herausgestellt. Die Prognose der EEG-Umlage wurde für 2012 zu niedrig festgelegt, sodass es im Rahmen der Prognose für die EEG-Umlage 2013 zu einer Nachholung von 0,67 Cent/kWh gekommen ist.[50] 2014 steigt die EEG-Umlage auf 6,24 Cent/kWh.[56]

Da die Einspeisevergütungen für 20 Jahre zzgl. dem Jahr der Inbetriebnahme garantiert sind, entstehen durch das EEG langfristige Zahlungsverpflichtungen. Die Summe dieser Zahlungsverpflichtungen – auch implizite Verschuldung des EEG genannt – wird auf nominal 290 Mrd. Euro geschätzt, was einem Barwert von 228 Mrd. Euro entspricht.[57]

Das Aktionsbündnis „Freiburger Appell“ fordert ein neues Strommarktdesign, mit dem die EEG-Umlage umgehend um ein Drittel gesenkt werden könnte. Die derzeitige gesetzliche Zwangsvermarktung von EEG-Strom zu Niedrigstpreisen am Spotmarkt der Strombörse solle abgeschafft werden. Stattdessen soll der EEG-Strom zeitgleich den Stromhändlern zugewiesen werden. Die Bewertung des Stroms soll zum höheren Terminmarkt-Preis erfolgen. Damit würden die Erlöse für EEG-Strom stark steigen und die EEG-Umlage würde im Gegenzug um etwa ein Drittel sinken.[58]

Der Strompreis an der Strombörse war bis zum Jahr 2008 kontinuierlich gestiegen und erreichte im Jahr 2008 das Maximum von 8,279 Cent/kWh. Durch das vermehrte Auftreten der erneuerbaren Energien ist der Strompreis unter Druck geraten.[59][60] Im ersten Halbjahr 2013 betrug der mittlere Strompreis an der Strombörse nur noch 3,75 Cent/kWh und für den Terminmarkt 2014 lag dieser im Juli 2013 bei 3.661 Cent/kWh.[61][62] D.h. der Strompreis an der Strombörse ist bereits mehr als 4 Cent/kWh gefallen. Die erneuerbaren Energien haben somit nicht nur einen verteuernden Effekt, sondern auch einen verbilligenden Effekt, welche man beide gegeneinander aufwiegen müsste.

Greenpeace Energy argumentiert, dass konventionelle Stromerzeuger sog. externe Kosten hätten, wie etwa Umweltschäden, die nicht über den Strompreis abgewickelt werden, sondern vom Steuerzahler aufgebracht werden müssten. Dies sei eine Subvention der konventionellen Stromerzeuger und stelle eine Marktverzerrung dar. Die EEG-Umlage sei nur ein Ausgleich für diese Marktverzerrungen. Durch u.a. einen funktionierenden Emissionshandel könnten diese Marktverzerrungen behoben werden und die EEG-Umlage würde automatisch gegen Null sinken.[63][64]

Entwicklung der EEG-Umlage[54][65][66][56]
Jahr200320042005200620072008200920102011201220132014
EEG-Umlage (ct/kWh) 0,41 0,58 0,68 0,88 1,02 1,12 1,13 2,047 3,530 3,592 5,277 6,240
Änderung z. Vorj. (%) N.A. 41,5 17,2 29,4 15,9 9,8 0,9 81,2 72,4 1,8 46,9 18,2
EEG-Umlage nach Energieträgern in Cent je kWh[67]
Energieträger Wind Biomasse Photovoltaik (Solar) Wasser
Geothermie
Gase
Sonstiges Nachholung und
Liquiditätsreserve[68]
gesamt
Stand 2012 0,482 0,839 1,860 0,040 0,091 0,280 3,592
Erhöhung 2013 0,30 0,25 0,35 0,00 0,00 0,785 + 1,685
Stand 2013 0,782 1,089 2,210 0,040 0,091 1,065 5,277

Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen[Bearbeiten]

Stromintensive Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie Schienenbahnen sind durch die besondere Ausgleichsregelung im EEG zum Schutz ihrer internationalen und intermodalen Wettbewerbsfähigkeit von der EEG-Umlage teilweise befreit (§ 40 EEG sowie zugehörige Regelungen §§ 41–44 EEG). Antragsberechtigt sind Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit einem Stromverbrauch über 1 GWh/a (bis 31. Dezember 2011: 10 GWh/a) und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung des Unternehmens von mindestens 14 %. Sind diese Voraussetzungen erfüllt, wird die EEG-Umlage für das Unternehmen wie folgt begrenzt: Für den Stromanteil bis 1 GWh/a wird die EEG-Umlage nicht begrenzt. Für den Stromanteil zwischen 1 und 10 GWh/a sind 10 % der EEG-Umlage zu bezahlen. Für den Stromanteil zwischen 10 und 100 GWh/a sind 1 % der EEG-Umlage zu bezahlen. Für den Stromanteil über 100 GWh/a beträgt die EEG-Umlage 0,05 Cent/kWh. Für Betriebe mit einem Strombezug über 100 GWh/a und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung von mindestens 20 % ist die EEG-Umlage auf 0,05 Cent/kWh begrenzt. Für Schienenbahnen gilt ein Stromverbrauch von 10 GWh/a als Voraussetzung. Ist diese Voraussetzung erfüllt, wird die EEG-Umlage wie folgt begrenzt: Für 10 % des Stromverbrauchs wird die EEG-Umlage nicht begrenzt. Für den übrigen Verbrauch beträgt die EEG-Umlage 0,05 Cent/kWh.

Sonderregelungen für
stromintensive Unternehmen ab 2013
reduzierte EEG-Umlage (§ 41 EEG)(1) (2)
Reduzierung der Umlage
für Verbrauch
EEG-Umlage
bis 1 GWh/a 100 %
über 1 GWh/a bis 10 GWh/a 10 %
über 10 GWh/a bis 100 GWh/a 1 %
über 100 GWh/a 0,05 ct/kWh
Sonderregelung bei Verbrauch
über 100 GWh/a und Stromkosten
min. 20 % der Bruttowertschöpfung
0,05 ct/kWh
(1) Voraussetzungen:
  • min. 1 GWh/a Stromverbrauch,
  • Stromkosten min. 14 % der Bruttowertschöpfung
(2) Eigenerzeugung ist von EEG-Umlage befreit

2013 betrug der absolute Anteil der Umlagebefreiung für stromintensive Unternehmen an der EEG-Umlage 1,29 Cent/kWh. Dies entspricht etwa 25 % der Gesamthöhe (5,28 Cent/kWh) der EEG-Umlage.[69]

Nach Angaben des Bundesumweltministeriums vom März 2012 war durch diese Regelungen zu diesem Zeitpunkt etwa die Hälfte des industriellen Stromverbrauchs ganz oder teilweise von der EEG-Umlage befreit, wodurch sich die EEG-Umlage für die Letztverbraucher 2011 um etwa 0,9 ct/kWh erhöht hat.[2] Die Zahl der befreiten Unternehmen hat nach der EEG-Novelle 2012 erheblich zugenommen. Die Bundesregierung erwartete, dass 2013 voraussichtlich etwa zweieinhalb Mal so viele Unternehmen wie bisher von der Sonderregelung profitieren konnten.[70]

Diese Entlastung stieß mit Blick auf Wettbewerbsverzerrungen, Mehrbelastungen für Privatverbraucher und ökologisch fragwürdige Anreizeffekte auf breite Kritik.[71][72][73] Die EU-Kommission leitete ein Beihilfeverfahren gegen Deutschland ein, um die Subventionierung von Unternehmen durch die Teilbefreiung von der EEG-Umlage wettbewerbsrechtlich zu prüfen.[74]

Im Mai 2012 veröffentlichte die Bundesnetzagentur einen Evaluierungsbericht, in dem die Ausnahmeregelungen für die Großindustrie kritisiert werden. So betrachte die Netzagentur die „Reduktion des EEG-umlagepflichtigen Letztverbrauchs aufgrund der Ausweitung der Privilegierungsregelungen mit Sorge“, da mit den derzeit geltenden Regelungen die privilegierten Unternehmen zwar ca. 18 % des Stroms verbrauchten, allerdings nur 0,3 % der EEG-Umlage trügen. Zukünftig gelte es, eine bessere Balance zwischen Großverbrauchern sowie kleineren und mittleren Unternehmen sowie Haushaltskunden zu finden. Durch die Privilegierung der stromintensiven Industrie würde diese um ca. 2,5 Mrd. Euro jährlich entlastet, die Kosten würden auf nichtprivilegierte Unternehmen sowie Privathaushalte abgewälzt.[75][76] Für die Produktion einer einzelnen Aluminiumhütte wurden so nach journalistischen Recherchen im Jahr 2014 rund 450 Mio. Euro Strompreisvergünstigungen gewährt. Da das betreffende Unternehmen jedoch nur eintausend Beschäftigte habe, ergab das eine Subvention von 440.000 Euro pro Jahr und Arbeitsplatz.[77]

Auf Kritik stößt auch, dass viele Unternehmen durch Auslagern von Arbeiten über Werkverträge in den Genuss der Ausnahmeregelung kommen. Dadurch werden einerseits die eigenen Personalkosten verringert. Zudem werden Werkverträge laut Gesetz nicht zur betrieblichen Wertschöpfung hinzugezählt. Das Kriterium für die Ausnahmeregelung wird unter Umständen dadurch erreicht, dass Arbeiten an ausländische (Lohndumping-)Unternehmen vergeben werden, was der Zielsetzung des Gesetzes völlig widerspricht.[78]

Das Bundesumweltministerium und das Bundeswirtschaftsministerium planten, die Ausnahmeregelungen zurückzufahren, um so den Kostenanstieg zu dämpfen. Unternehmen, die nicht im „intensiven internationalen Wettbewerb“ stehen, sollten sich wieder stärker am Ausbau der Erneuerbaren Energien beteiligen.[79] Nach Einschätzung der KfW hat die deutsche Industrie von der Energiewende profitiert; eine wettbewerbliche Benachteiligung sei aufgrund der unterdurchschnittlichen Entwicklung nicht ohne weiteres erkennbar.[80] Diese Einschätzung wurde von weiteren Gutachten gestützt.[81][82]Aufgrund der verschiedenen steuer- und abgabenrechtlicher Privilegierungen sowie infolge des Merit-Order-Effekts erneuerbarer Energien sinkender Großhandelspreise bezieht die energieintensive Industrie in Deutschland im Vergleich zu den Vorjahren sowie im Vergleich zu anderen Industrieländern relativ günstig Strom. Im Jahr 2013 kostete eine Kilowattstunde am Spotmarkt im Schnitt 3,78 Cent. In Frankreich kostete das gleiche Produkt im selben Jahr dagegen 4,3 Cent, in Italien und Großbritannien 6,2 Cent. In den USA stiegen die Börsenstrompreise ab dem Jahr 2012 wieder an und liegen in manchen Regionen ebenfalls über dem deutschen Niveau. Auch die Strompreise im außerbörslichen Handel werden in Deutschland günstiger. Für die Jahre 2015 bis 2017 kostet der Strom bei direkten Lieferverträgen laut dem Verband der Industriellen Energie- und Kraftwirtschaft (VIK) zwischen 2,68 und 4,28 Cent pro Kilowattstunde.[83][84]Weitere Gutachten aus dem Jahr 2013 stützen diesen Befund.[85][86][87] Im Januar 2014 kündigte eine niederländische Aluminiumhütte ihre Schließung an, da sie aufgrund des billigen Industriestroms in Deutschland nicht mehr wettbewerbsfähig sei.[88]

Die Energiekosten wie auch die EEG-Umlage haben im verarbeitenden Gewerbe in Deutschland nur einen geringen Anteil am Bruttoproduktionswert, verglichen etwa mit Faktoren wie Material- und Personalkosten. Dennoch ist eine Belastung der Betriebe durch die gesetzliche EEG-Umlage durchaus messbar: Im Maschinenbau hatte diese im Jahr 2007 (aktuellste verfügbare Datengrundlage des Statistischen Bundesamts) einen Anteil von höchstens 0,05 % am Bruttoproduktionswert. In den energieintensivsten Branchen, etwa der Glas-, Keramik- oder Papierherstellung, betrug der Anteil der EEG-Umlage höchstens 0,3 %.[89] Hochgerechnet auf die EEG-Umlage für nicht-privilegierte Letztverbraucher im Jahr 2013 (5,23 Cent/kWh) ergäbe sich in diesen Branchen ein Höchstanteil von 1,5 %.

Mitte 2013 profitierten 1691 stromintensive Unternehmen von der Sonderregelung. Bei voller Veranlagung hätten sie vier Milliarden Euro entrichten müssen.[90] Für 2014 haben 2367 Unternehmen Ökostrom-Rabatt beantragt. Die Anträge beziehen sich auf 3458 Betriebsteile; 791 von ihnen liegen in Nordrhein-Westfalen.[91]

Im Jahr 2014 profitieren 2098 Unternehmen bzw. Unternehmensteile von der besonderen Ausgleichsregelung des EEG. Die privilegierte Strommenge dieser Unternehmen lag bei 107.101 GWh. Der Liste der betroffenen Unternehmen ist zu entnehmen, dass viele dieser Unternehmen keinen Handel mit dem Ausland betreiben. [92]

Nach einem vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung unterbreiteten Reformvorschlag sollen Unternehmen künftig nur noch privilegiert werden, wenn sie aufgrund von europarechtlichen Kriterien auch unter die Strompreiskompensationsregel des EU-Emissionshandels fallen. Davon profitieren 15 zentrale Sektoren, darunter die Eisen-, Stahl-, Aluminium-, Kupfer-, Chemie- und Papierindustrie. Die bisherige Kopplung der Privilegierung an die Höhe des jährlichen Stromverbrauchs soll hingegen ersatzlos entfallen.[93][94]

Die Deutsche Bahn zahlte nach eigenen Angaben im Jahr 2013 55 Millionen Euro EEG-Umlage. Aufgrund veränderter Bemessungsgrundlagen soll dieser Betrag im Jahr 2014 auf 108 Millionen Euro steigen.[95] Laut eigenen Angaben werde ihr EEG-Anteil im Jahr 2015 um weitere 52 Millionen Euro, auf 160 Millionen Euro, erhöhen.[96]

Sonderregelung für Eigenverbrauch von Kraftwerken[Bearbeiten]

Der Eigenstromverbrauch von Kraftwerken, beispielsweise Kohle-, Gas- oder Atomkraftwerke, ist von der EEG-Umlage befreit.[97] Diese Sonderregelung führt zu Mehrbelastungen von ca. 2,6 Mrd. Euro bzw. 12 % der EEG-Umlage (2013).[98]

Ausgleichsmechanismusverordnung[Bearbeiten]

Entwicklung der EEG-Umlage vor (Blau) und nach (Orange) Inkrafttreten der AusglMechV

Durch die im Jahr 2009 erlassene Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV),[99] die für ab 2010 erzeugten EEG-Strom gilt, wird der gesetzliche Ausgleichsmechanismus des EEG grundsätzlich umgestaltet. Die AusglMechV erging auf der Grundlage des § 64Abs. 3 EEG, der die Bundesregierung zu weitgehenden Änderungen des bundesweiten Ausgleichsmechanismus im Hinblick auf die für EEG-Strom anfallenden Kosten ermächtigt. Die AusglMechV entbindet die Übertragungsnetzbetreiber davon, den EEG-Strom an die Energieversorgungsunternehmer durchzuleiten, und diese werden wiederum aus ihrer Abnahmepflicht entlassen (§ 1 Nr. 1 und 2 AusglMechV). Die Übertragungsnetzbetreiber werden stattdessen verpflichtet, den EEG-Strom am Spotmarkt einer Strombörse transparent und diskriminierungsfrei zu verwerten (§ 1 Nr. 3 und § 2 AusglMechV). Die Übertragungsnetzbetreiber können zusätzlich von den Energieversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern, anteilig Ersatz der erforderlichen Aufwendungen im Zusammenhang mit der EEG-Umlage verlangen (§ 3 Abs. 1 AuslgMechV). Die Umlage berechnet sich gemäß der AusglMechV nach der Differenz der Einnahmen aus der Vermarktung des EEG-Stroms nach§ 2 EEG (zzgl. damit zusammenhängender Einnahmen) und der Aufwendungen im Zusammenhang mit der Abnahme des EEG-Stroms, hier vor allem der nach dem EEG zu leistenden Vergütungen (§ 3 AusglMechV).

Die Vergünstigung von stromintensiven Unternehmen und von Schienenbahnen nach § 40 EEG, wonach deren Pflicht zur Abnahme von EEG-Strom begrenzt werden kann, wird dahingehend geändert, dass jene nur einen Ausgleich von 0,05 Cent/kWh als EEG-Umlage zu zahlen haben. Darüber hinaus enthält die AusglMechV Grundsätze zu Ermittlung der EEG-Umlage und verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber, die für die Ermittlung der Umlage festgestellten Einnahmen und Ausgaben monatlich und jährlich auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen, desgleichen auch eine Prognose für die erwartete Umlage des nächsten Jahres. Die Bundesnetzagentur wird wiederum ermächtigt, weitergehende Verordnungen zu erlassen. Mit der AusglMechV wird ein wesentlicher Teil des EEG auf dem Verordnungswege geändert, weswegen die verfassungsrechtliche Zulässigkeit einer gesetzesvertretenden Verordnung bezweifelt wird – ein Einwand, den der Bundesrat im Gesetzgebungsverfahren bereits erhoben hatte.[100]

Entschädigungszahlungen für nicht eingespeiste Strommengen[Bearbeiten]

Kann Strom produziert aber nicht eingespeist werden, etwa weil der Netzbetreiber den Anlagenbetreiber aufgrund mangelnder Netzkapazitäten oder Netzüberlastung ferngesteuert herunterfährt, steht dem Anlagenbetreiber seit dem EEG 2009 eine Entschädigung zu, die sich gewöhnlich an der sonst zu zahlenden EEG-Vergütung orientiert.[101] Bei den von Abregelungen betroffenen Anlagen handelt es sich schwerpunktmäßig um Windkraftanlagen in Nord- und Ostdeutschland. Im Jahr 2011 mussten 407 GWh Windstrom abgeregelt werden[102], knapp 1 % der deutschen Windstromerzeugung von rund 46.000 GWh. Die Entschädigungszahlungen hierfür beliefen sich auf 33,5 Mio. Euro.[103]

Im Jahr 2012 sank die abgeregelte Arbeit auf 385 GWh, was ca. 0,71 % der insgesamt eingespeisten Windstromproduktion entspricht. Hauptsächlich betroffen waren mit ca. 93,2 % Windkraftanlagen. Hierfür wurden Entschädigungen in Höhe von 33,1 Mio. Euro gezahlt.[104]

Rahmenbedingungen und Einflüsse[Bearbeiten]

Einordnung in das Energiewirtschaftsgesetz[Bearbeiten]

Kleinere stromerzeugende Anlagen können als Vorhaben zum Zwecke der Energieversorgung die imEnergiewirtschaftsgesetz (EnWG) vorgesehene Möglichkeit zur Enteignung gem. § 45 Abs. 1 Nr. 3 EnWG in Anspruch nehmen, was vor allem dann Bedeutung hat, wenn die privaten Anlagen Grund und Boden Dritter zur Durchleitung von Kabeln zum nächsten aufnahmebereiten öffentlichen Netz beanspruchen müssen. Strittig ist unter den Gerichten, ob dies das Recht zur vorzeitigen Besitzeinweisung (§ 44b EnWG) mitumfasst.[105]

Die Befugnisse der Energieversorgungs- und Netzunternehmen, zur Wahrung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems nach § 13 Abs. 1 und § 14 Abs. 1 EnWG Maßnahmen (wie Produktionsbeschränkungen) zu ergreifen, bestehen den EEG-Strom erzeugenden Anlagenbetreibern gegenüber – und zwar insoweit ohne Entschädigungspflicht (§ 11 Abs. 2 EEG).[106]

Beständigkeit der zwanzigjährigen Vergütungsregelung[Bearbeiten]

Mit dem EEG wird gewährleistet, dass Anlagenbetreiber den im Jahr der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage geltenden Vergütungssatz für dieses Jahr und zwanzig weitere Jahre erhalten. Mit dieser Festlegung soll den Anlagenbetreibern eine ausreichende Investitionssicherheit gegeben werden. Die im Gesetz vorgesehene jährliche Degression der Vergütungssätze gilt jeweils nur für im jeweiligen Jahr ans Netz gegangene Anlagen (§ 20 EEG). Nicht geklärt ist, ob und unter welchen Voraussetzungen der Gesetzgeber rückwirkend für betriebene Anlagen die Vergütungsbedingungen einschließlich der Sätze kürzen kann. Das BVerfG, das sich in einer Entscheidung vom 18. Februar 2009 mit der rückwirkenden Anwendung des neuen Anlagenbegriffs im EEG von 2009 befasste, der seit Inkrafttreten des Gesetzes zu einem Vergütungseinbruch von knapp 50 % bei einigen Betreibern von Biomassenanlagen geführt hatte, ließ diese Frage unbehandelt, da es eine rü

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