Für eine Reihe energieintensiver Unternehmen könnte sich in den kommenden Monaten ein bislang verschlossener Förderzugang öffnen. Wie die DEHSt in einem Newsletter mitteilt, hat die Europäische Kommission am 28.05.2026 die von der Bundesregierung beantragte Erweiterung der beihilfeberechtigten Sektoren und Teilsektoren im Rahmen der Carbon-Leakage-Verordnung (BECV), vollständig genehmigt. Damit rückt für zahlreiche Unternehmen erstmals eine finanzielle Entlastung bei den nationalen CO₂-Kosten nach dem BEHG in greifbare Nähe. Weiterhin ist für einige Sektoren eine Anpassung des Kompensationsgrades vorgesehen.

Gegenwärtig wird die Ausweitung der Sektorenliste und die Anpassung des Kompensationsgrads sowie deren Bekanntmachung im Bundesanzeiger vorbereitet. Die beihilferechtliche Genehmigung der Europäischen Kommission, und somit die Ausweitung und Anpassung der Carbon-Leakage-Liste gemäß BECV umfasst, die aufgeführten Sektoren und Teilsektoren.

Für Unternehmen potenziell neu anerkannter Branchen dürfte es sinnvoll sein, sich frühzeitig mit den möglichen Auswirkungen einer Nachlistung auseinanderzusetzen. Denn sollte die Erweiterung tatsächlich kurzfristig im Bundesanzeiger veröffentlicht werden, beginnt unmittelbar die vergleichsweise kurze Sonderantragsfrist von 3 Monaten. Gerade bei rückwirkenden Ansprüchen für mehrere Jahre können die potenziellen Entlastungsvolumina erheblich sein. Siehe Bolgbeitrag: BECV: Weitere Branchen könnten kurzfristig beihilfeberechtigt werdenBECV: Weitere Branchen könnten kurzfristig beihilfeberechtigt werden  oder Beitrag im energate nEHS_ CO2-Entlastung wird vermutlich ausgeweitet _ energate messenger⁺

A) Nachträgliche Anerkennung nach quantitativen Kriterien gemäß § 20 BECV

Ab dem Abrechnungsjahr 2021

• 08.12.11.50: Quarzsand (Industriesand)
• 08.12.22.55: Anderer Ton und Lehm
• 10.61.33.53: Andere Lebensmittelzubereitungen, durch Aufblähen oder Rösten von Getreide oder Getreideerzeugnissen hergestellt
• 10.82.11: Kakaomasse, auch entfettet
• 10.83.12.40: Auszüge, Essenzen und Konzentrate aus Kaffee und Zubereitungen auf der Grundlage dieser Auszüge, Essenzen und Konzentrate oder auf der Grundlage von Kaffee
• 10.86: Herstellung von homogenisierten und diätischen Nahrungsmitteln
• 10.91.20.00: Mehl und Pellets von Luzerne
• 20.59.60.80: Gelatine und ihre Derivate (ohne Caseinleime, Knochenleime und Hausenblase)
• 24.32: Herstellung von Kaltband mit einer Breite von weniger als 600 mm
• 24.34.11: Kaltgezogener Draht aus nicht legiertem Stahl
• 24.34.13: Kaltgezogener Draht aus anderem legierten Stahl
• 25.61.12.30: Plastifizieren von Metallen (einschließlich Pulverbeschichtung)
• 25.61.21: Wärmebehandlungsleistungen an Metallen (ohne metallische Überzüge)
• 25.61.22.50: Anodische Oxidation von Metallen
• BWA 211: Spezialisierte Gemüsebaubetriebe Unterglas
• BWA 231: Spezialisierte Pilzzuchtbetriebe

Ab dem Abrechnungsjahr 2023

• 25.50.12: Gesenkschmiedeteile aus Stahl
• 25.93.16.31: Schraubenfedern aus Eisen oder Stahl, warmgeformtB) Nachträgliche Anerkennung nach qualitativen Kriterien gemäß § 21 BECV

Ab dem Abrechnungsjahr 2021

• 10.51: Milchverarbeitung (ohne Herstellung von Speiseeis)
• 10.83.11.50: Kaffee, geröstet (nicht entkoffeiniert)

C) Anpassung der Emissionsintensität (bereits) beihilfefähiger Teilsektoren gemäß § 23 BECV

Ab dem Abrechnungsjahr 2021

• 11.06.10: Malz
• 10.41.57: Palmöl und seine Fraktionen, raffiniert, jedoch nicht chemisch modifiziert
• 25.50.11.34: Eisenhaltige Freiformschmiedestücke für Maschinenwellen, Kurbelwellen, Nockenwellen und Kurbeln
• 10.89.13.34: Backhefen

In vielen Industrieunternehmen richtet sich der Blick derzeit vor allem auf den eigentlichen Strompreis. Die Diskussionen drehen sich um volatile Börsenpreise, langfristige Power Purchase Agreements, Batteriespeicher, Wasserstoff, Eigenversorgung oder den Ausbau erneuerbarer Energien. Verständlicherweise. Schließlich standen die vergangenen Jahre energiewirtschaftlich unter enormem Kostendruck, geopolitischen Verwerfungen und einer bisher kaum gekannten Unsicherheit auf den Energiemärkten. Dabei gerät allerdings häufig ein Bereich in den Hintergrund, der in den kommenden Jahren strategisch mindestens genauso wichtig werden könnte wie der reine Energieeinkauf selbst: die Struktur der Stromnetzentgelte.

Mit dem Projekt „AgNes“, der zukünftigen Allgemeinen Netzentgeltsystematik Strom, hat die Bundesnetzagentur erstmals ein umfassendes Konzept vorgestellt, wie die Kosten der Stromnetze ab 2029 verteilt werden sollen. Und genau diese Reform könnte weitreichendere Auswirkungen auf industrielle Standorte haben, als es die zunächst eher technische Diskussion vermuten lässt. Denn im Kern geht es um nicht weniger als die Frage, wie das zukünftige Stromsystem in Deutschland funktionieren soll. Wer trägt die Kosten der Energiewende? Wer profitiert von Flexibilität? Welche Rolle spielen Speicher, Eigenversorgung und steuerbare Lasten? Und vor allem: Welche Unternehmen werden künftig wirtschaftliche Vorteile aus einem intelligenten Energiesystem ziehen können?

Die Größenordnung macht deutlich, warum das Thema so relevant ist. Allein die Stromnetzkosten liegen inzwischen bei rund 37 Milliarden Euro jährlich. Für viele Unternehmen stellen Netzentgelte bereits heute einen erheblichen Anteil der gesamten Stromkosten dar. Gleichzeitig stammt die grundlegende Systematik der heutigen Entgeltstruktur im Wesentlichen noch aus dem Jahr 2005 , aus einer Zeit also, in der das deutsche Energiesystem völlig anders aussah als heute. Damals gab es kaum Batteriespeicher, praktisch keine Elektrolyseure, deutlich weniger volatile Einspeisung aus Wind- und Solarenergie und nur sehr begrenzte Flexibilitätsmärkte. Strom floss überwiegend in eine Richtung: vom Kraftwerk zum Verbraucher. Heute dagegen entwickelt sich das System zunehmend dynamisch, volatil und dezentral. Die Einspeisung schwankt wetterabhängig, Redispatchkosten steigen massiv an, Netzkapazitäten werden regional knapper und gleichzeitig entstehen völlig neue Verbraucher- und Erzeugungsstrukturen.

Genau an diesem Punkt setzt die Reform an. Die Bundesnetzagentur verfolgt mit AgNes mehrere Ziele gleichzeitig: Die Finanzierung der Netze soll langfristig gesichert bleiben, Engpassmanagementkosten sollen reduziert werden, knappe Netzkapazitäten sollen effizienter genutzt werden und Flexibilität soll wirtschaftlich attraktiver werden. Hinter diesen regulatorischen Formulierungen verbirgt sich allerdings ein deutlich größerer Paradigmenwechsel. Das Stromsystem der Zukunft soll nicht mehr allein nach verbrauchter Energiemenge funktionieren, sondern stärker danach, wie netzdienlich sich einzelne Marktakteure verhalten. Besonders größere Stromverbraucher werden von der neuen Systematik direkt betroffen sein. Für Verbraucher mit mehr als 100.000 kWh Jahresverbrauch plant die Bundesnetzagentur eine grundlegende Veränderung der bisherigen Leistungspreissystematik. Künftig soll stärker mit bestellten Kapazitäten gearbeitet werden, ergänzt um Preisaufschläge bei Überschreitungen dieser Kapazitäten. Gleichzeitig bleibt ein Arbeitspreis für die tatsächliche Strommenge bestehen.

Was zunächst nach einer rein regulatorischen Anpassung klingt, könnte in der Praxis erhebliche Auswirkungen auf industrielle Energiestrategien haben. Denn bislang führten einzelne hohe Lastspitzen oft unmittelbar zu erheblichen wirtschaftlichen Nachteilen bei den Netzentgelten. Genau diese Restriktion möchte die Bundesnetzagentur teilweise auflösen. Unternehmen sollen künftig flexibler auf Marktpreise reagieren können, ohne sofort massive Nachteile durch kurzfristig höhere Leistungsbezüge zu riskieren. Damit verändert sich das ökonomische Signal des Systems fundamental. Plötzlich wird Flexibilität zu einem echten wirtschaftlichen Faktor. Unternehmen mit steuerbaren Prozessen könnten davon erheblich profitieren. Das betrifft beispielsweise flexible Produktionsanlagen, elektrisch betriebene Wärmeprozesse, Power-to-Heat-Systeme, Batteriespeicher, Elektrolyseure oder generell Unternehmen mit intelligentem Lastmanagement. Wer Strom dann nutzt, wenn das Gesamtsystem entlastet wird oder große Mengen günstiger erneuerbarer Energie verfügbar sind, könnte künftig strukturelle Vorteile erzielen.

Damit verschiebt sich auch die strategische Perspektive vieler Unternehmen. Die entscheidende Frage lautet künftig möglicherweise nicht mehr ausschließlich: „Wie günstig kaufen wir Strom ein?“ Sondern zunehmend: „Wie flexibel kann unser Unternehmen auf das Stromsystem reagieren?“ Gerade für das Management entsteht daraus eine neue Dimension strategischer Energieplanung. Denn Energiebeschaffung, Produktion, Speicherbetrieb und Netznutzung wachsen zunehmend zusammen. Die klassische Trennung zwischen technischem Energiemanagement, Strombeschaffung und Produktionsplanung könnte in vielen Unternehmen langfristig verschwimmen. Besonders spannend wird dies vor dem Hintergrund der geplanten dynamischen Netzentgelte. Die Bundesnetzagentur macht deutlich, dass sie mittelfristig stärkere Preissignale etablieren möchte, um netzdienliches Verhalten zu fördern. Hintergrund sind unter anderem die massiv steigenden Redispatchkosten, die bereits heute Milliardenhöhe erreichen.

Das Grundprinzip dahinter ist vergleichsweise einfach: Wer das Netz in kritischen Situationen zusätzlich belastet, soll höhere Kosten tragen. Wer dagegen flexibel reagiert und netzdienlich agiert, könnte wirtschaftliche Vorteile erhalten. Noch existieren hierzu keine finalen Modelle, und die Einführung ist frühestens ab 2030 vorgesehen. Dennoch wird bereits heute deutlich, wohin sich das Energiesystem entwickelt. Stromnetze werden zunehmend nicht mehr nur als reine Infrastruktur betrachtet, sondern als dynamisches Steuerungsinstrument eines flexiblen Energiesystems.

Für die Industrie bedeutet das langfristig erhebliche Veränderungen. Die Wirtschaftlichkeit von Batteriespeichern könnte künftig nicht mehr allein vom Börsenstrompreis abhängen, sondern zusätzlich von regionalen Netzsituationen und dynamischen Entgeltsignalen. Elektrolyseure könnten gezielt dort wirtschaftliche Vorteile erzielen, wo Netzengpässe reduziert werden. Flexible Produktionsprozesse könnten stärker auf Preis- und Netzsignale reagieren. Selbst Standortentscheidungen könnten perspektivisch stärker von regionalen Netzbedingungen beeinflusst werden.

Hinzu kommt ein weiterer bedeutender Punkt der Reform: Künftig sollen auch Speicher und Stromerzeugungsanlagen stärker an der Finanzierung der Netze beteiligt werden. Bislang waren viele dieser Anlagen weitgehend von Netzentgelten befreit. Die Bundesnetzagentur plant nun moderate Kapazitätsentgelte auch für Speicher und Erzeuger. Zwar bleiben die geplanten Belastungen zunächst vergleichsweise moderat und zahlreiche Übergangsregelungen sollen Investitionssicherheit gewährleisten. Dennoch zeigt auch dieser Schritt deutlich die Richtung: Das zukünftige Stromsystem soll breiter finanziert werden, während gleichzeitig netzdienliche Flexibilität wirtschaftlich gestärkt werden soll. Für Unternehmen bedeutet dies vor allem eines: Energie wird zunehmend zu einem integrierten Managementthema.

Die Zeiten, in denen Netzentgelte lediglich als weitgehend fixer Kostenblock betrachtet wurden, könnten sich dem Ende nähern. Stattdessen entstehen neue strategische Fragestellungen:

• Wie flexibel sind die eigenen Prozesse tatsächlich?
• Welche Rolle spielen Speicher künftig wirtschaftlich?
• Wie verändert sich die Attraktivität von Eigenversorgung?
• Welche Chancen entstehen durch intelligente Lastverschiebung?
• Und wie eng müssen Energiebeschaffung und Produktionssteuerung künftig verzahnt werden?

Die AgNes-Reform zeigt damit sehr deutlich, wohin sich die Energiewirtschaft insgesamt entwickelt. Nicht allein der Strompreis wird über Wettbewerbsfähigkeit entscheiden, sondern zunehmend auch die Fähigkeit, sich intelligent und flexibel in ein immer dynamischeres Energiesystem einzubinden. Für viele Industrieunternehmen könnte genau darin einer der wichtigsten Wettbewerbsvorteile der kommenden Dekade liegen.

Das Hintergrundpapier der Bundesnetzagentur

Die EU-Kommission hat den deutschen Industriestrompreis beihilferechtlich genehmigt. Damit kann Deutschland energieintensive Unternehmen in zunächst 91 beihilfeberechtigten Sektoren von 2026 bis 2028 bei den Stromkosten entlasten. Der Zielstrompreis liegt bei 50 €/MWh, die maximale Entlastung derzeit bei bis zu 50 % des Großhandelsstrompreises. Maßgeblich ist dabei nach bisherigem Stand der jeweilige Baseload-Forward-/Future-Preis für Deutschland am Terminmarkt (Calendar Year Future). Siehe Beitrag

 

Parallel diskutiert die EU-Kommission bereits befristete Sonderregelungen für 2026. Im Rahmen einer geplanten Erweiterung des europäischen Beihilferahmens könnten die Mitgliedstaaten den Industriestrompreis kurzfristig nochmals ausweiten – unter anderem mit einer möglichen Erhöhung der Entlastung auf bis zu 70 % des Großhandelsstrompreises sowie flexibleren Kumulierungsregeln mit der Strompreiskompensation. Die KUEBLL-Liste mit den beihilfeberechtigten Sektoren finden Sie hier.

Am 28. und 29. September versammelten sich mehr als 50 Teilnehmer zu den zweiten EINTEC Energietagen im Oktogon, auf dem Gelände des Weltkulturerbes „Zeche Zollverein“. Dabei waren Teilnehmer aus der energieintensiven Industrie, den Industrieverbänden, von Umweltinstituten sowie von Lieferanten und Dienstleistern. An zwei Tagen wurden unter anderem Themen  wie Versorgungssicherheit, wettbewerbsfähige Energiepreise und Klimaschutz, miteinander diskutiert. Eine Abendveranstaltung mit einer Führung durch das Weltkulturerbe „Zeche Zollverein“, rundete den ersten Veranstaltungstag ab. Neben den interessanten Vorträgen wurde auch am Rande und in den Pausen, intensiv miteinander gesprochen, Networking betrieben und die Möglichkeiten einer Veranstaltung in Präsenz ausgekostet.

Die Versorgunssicherheit im Zeichen der Lieferabhängigkeit von russischem Erdgas und Öl ist für die Unternehmen genauso existenziell wie eine bezahlbare Energieversorgung. Aber auch die Transformation der Energiewirtschaft im Zuge der Dekarbonisierung wird die Unternehmen zukünftig weiterhin beschäftigen. Wie gelingt bei Wasserstoff der Durchbruch und welche Auswirkungen hat das für die Unternehmen der unterschiedlichen Branchen? Diese Fragestellungen wurden auf diesen Energietagen mit Experten ausgiebig diskutiert. 

Die Bundesregierung wappnet sich weiter für eine Zuspitzung der Lage auf den Energiemärkten. Dazu hat das Bundeskabinett am 05.07.2022 in einem schriftlichen Umlaufverfahren eine Formulierungshilfe für eine Anpassung des Energiesicherungsgesetzes und weiterer Folgeänderungen, u.a.  des Energiewirtschaftsgesetzes beschlossen. Die Formulierungshilfe wird in einem nächsten Schritt über die Fraktionen der Regierungskoalition in den Bundestag eingebracht. Ziel ist ein schneller Abschluss des parlamentarischen Verfahrens.

Bundeswirtschafts- und Klimaschutzminister Robert Habeck erklärte dazu: „Die Lage am Gasmarkt ist angespannt und wir können eine Verschlechterung der Situation leider nicht ausschließen. Wir müssen uns darauf vorbereiten, dass sich die Lage zuspitzt. Deshalb schärfen wir mit der Novelle des Energiesicherungsgesetzes und des Energiewirtschaftsgesetzes unsere Instrumente noch mal nach. Es geht darum, alles zu tun, um auch im kommenden Winter die grundlegende Versorgung aufrechtzuerhalten und die Energiemärkte so lange es geht am Laufen zu halten, trotz hoher Preise und wachsender Risiken.“

Mit dem Entwurf werden vor allem Anpassungen im Energiesicherungsgesetz vorgenommen, um die Instrumente zur Stärkung der Vorsorge noch einmal zu erweitern.

Neben Präzisierungen und Konkretisierungen zum bestehenden Preisanpassungsrecht des  § 24 Energiesicherungsgesetz (EnSiG) wird ein neues, alternatives Instrument eingeführt, das sogenannte saldierte Preisanpassungsrecht des  § 26   EnSiG. Dabei handelt es sich um einen Mechanismus, bei dem die Mehrkosten einer Ersatzbeschaffung infolge von verminderten Gasimporten gleichmäßig auf alle Gaskunden verteilt werden können.

Beide Instrumente – sowohl das Preisanpassungsrecht des  § 24   EnSiG wie auch das saldierte Preisanpassungsrecht des  § 26   EnSiG – sind an enge Voraussetzungen geknüpft und sollen aktuell nicht aktiviert werden. Sie sollen aber als Optionen im Instrumentenkasten zur Verfügung stehen, um im Falle weiter steigender Gaspreise und einer Zuspitzung der Lage in den kommenden Monaten handlungsfähig zu sein.

Übergreifendes Ziel beider, alternativ zueinander stehender Preisanpassungsrechte ist es, die Marktmechanismen und Lieferketten so lange wie möglich aufrechtzuerhalten und Kaskadeneffekte zu verhindern. So ist bei verminderten Gasimporten damit zu rechnen, dass Gas am Markt deutlich teurer wird. Können die Energieunternehmen die hohen Preise nicht bezahlen und somit ihre Verträge nicht erfüllen, drohen finanzielle Schieflagen bis hin zu Insolvenzen. Brechen diese Energieunternehmen weg, drohen ernste Störungen im gesamten Markt entlang der Lieferkette bis hin zum Letztverbraucher. Um das zu vermeiden, können außerordentliche gesetzliche Preisanpassungsrechte, zeitlich befristet und unten engen Voraussetzungen erforderlich werden und dann aktiviert werden.

Des Weiteren werden in  § 29   EnSiG  zeitlich befristet gesellschaftsrechtliche Anpassungen eingeführt, die es der Bundesregierung ermöglichen und erleichtern Unternehmen der Kritischen Infrastruktur im Energiesektor zu stabilisieren. Denn auch diese Stabilisierungsmaßnahmen können notwendig sein, um Marktprozesse aufrechtzuerhalten und auch hier Kaskadeneffekte zu vermeiden. Für Unternehmen der Kritischen Infrastruktur im Energiesektor, die nach  § 17   EnSiG  unter Treuhandverwaltung des Bundes stehen, werden zusätzlich mit  § 17a   EnSiG  ergänzende Regelungen für Kapitalmaßnahmen getroffen

Stabilisierungsmaßnahmen für Energieunternehmen können helfen, dass Preisanpassungsmechanismen nicht zum Einsatz kommen müssen. Daher wird im Gesetz in der Rangfolge der verschiedenen Instrumente klargestellt, dass die Stabilisierungsmöglichkeiten im Sinn des  § 29  Abs. 1   EnSiG  vorrangig zu den beiden Preisanpassungsmechanismen zu prüfen sind.

Zusätzlich wird auch der Instrumentenkasten für mögliche Einzelmaßnahmen zum Energiesparen noch einmal erweitert. Mit einer neuen Verordnungsermächtigung sollen Maßnahmen auch vor Eintritt des Krisenfalls und vor dem Einsatz der Bundeslastverteilung getroffen werden können, also zum Beispiel bereits nach Ausrufung der Frühwarnstufe Gas. Durch Rechtsverordnung können so beispielsweise Maßnahmen zur Energieeinsparung geregelt werden.

Den Entwurf der Formulierungshilfe finden Sie hier.

Die EU-Kommission hat am 31.12.2021, den lang erwarteten Entwurf der EU-Taxonomieverordnung, in den Konsultationsprozess gegeben. Sie will diesem Entwurf zufolge, die Energiegewinnung aus Atomkraft- und neueren Erdgasanlagen als klimafreundlich einstufen und entsprechend fördern. Diese entsprechenden Regelungen sollen dann bis 2030 beziehungsweise 2045 gelten.

Laut dem Verordnungsentwurf, der hier abgerufen werden kann, sollen bis 2045 erteilte Genehmigungen für neue Atomkraftwerke unter diese Taxonomieverordnung fallen. Dem Entwurf zufolge soll der Bau und der „sichere“ Betrieb neuer Kernkraftwerke zur Strom- oder Wärmeerzeugung, unter Einsatz der besten verfügbaren Technologien, als taxononmiekonform, also nachhaltig und klimafreundlich eingestuft werden. 

 

Für neue Gaskraftwerke soll dies unter bestimmten Voraussetzungen auch bis 2030 gelten. Investitionen in neue Gaskraftwerke sollen unter strengeren Voraussetzungen ebenfalls als grün eingestuft werden. Dabei soll unter anderem relevant sein, wie viel Treibhausgase ausgestoßen werden.

Der nun begonnene Konsultationsprozess mit den EU-Mitgliedstaaten soll bis zum 12. Januar dauern. Mitte Januar will die Kommission dann den finalen Vorschlag vorstellen. Anschließend haben der Rat der Mitgliedstaaten und das EU-Parlament jeweils ein Veto-Recht.

Die Übertragungsnetzbetreiber haben am 25.10.2021 die Strom-Netzumlagen für das nächste Jahr bekannt gegeben.

Die EEG-Umlage für das Jahr 2022 war schon seit dem 15.10.2021 bekannt und ist stark gesunken und liegt mit 3,723 Cent/kWh 43 Prozent unter den Vorjahreswert von 6,5 Cent pro kWh. Die wichtigsten Gründe für die sinkende EEG-Umlage sind das hohe Niveau der Börsenstrompreise und der daraus entstandene hohe EEG-Kontostand zum 30. September 2021. Hier wurde der Verlauf der EEG-Umlage seit 2011 dargestellt.

Die KWK Umlage steigt im kommenden Jahr auf 0,378 Cent/kWh. Gegenüber dem aktuellen Wert von 0,254 Cent/kWh entspricht dies einem Zuwachs von 49 Prozent. Der Verlauf wird hier wiedergegeben.

Auch die Offshore-Netzumlage steigt, von 0,395 ct in 2021 auf 0,419 ct für 2022.Die Ermittlung der Offshore-Netzumlage basiert zum einen auf den prognostizierten wälzbaren Kosten aus Entschädigungszahlungen an Betreiber von Offshore-Windparks sowie aus Kostenbestandteilen aus der Errichtung und dem Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen für das Jahr 2022 sowie vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) gemeldeten Prognosewerten der Letztverbräuche

Einen ähnlichen Anstieg verzeichnet auch die § 19 StromNEV-Umlage von 0,432 ct auf 0,437 ct. Hiermit werden entgangene Erlöse der Verteilnetze, die aus individuellen Netzentgelten resultieren, abgebildet.

Netzbetreiber berechnen auf Basis des Erneuerbare-Energien-Gesetzes jeweils zum 15. Oktober eines Kalenderjahres die fällige EEG-Umlage für das Folgejahr. Die „Besondere Ausgleichsregelung“ sieht vor, dass stromkostenintensive Unternehmen nur eine reduzierte EEG-Umlage zahlen müssen. Diese Ausnahmeregelung gilt nur für stromkostenintensive Unternehmen aus Branchen, die im internationalen Wettbewerb stehen.

Die begünstigten Unternehmen zahlen für die erste Gigawattstunde  die EEG-Umlage  in voller Höhe und für den darüber hinaus von ihnen verbrauchten Strom grundsätzlich 15 Prozent der EEG-Umlage. Diese Belastung wird jedoch auf maximal vier Prozent der Bruttowertschöpfung des jeweiligen Unternehmens begrenzt, bzw. für Unternehmen mit einer Stromkostenintensität von mindestens 20 Prozent auf maximal 0,5 Prozent (sog. „Cap“ bzw. „Super-Cap“ der Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien der EU).

Seit 2016 sind für die Antragstellung im Rahmen der Besonderen Ausgleichsregelung zur Begrenzung der EEG-Umlage für stromkostenintensive Unternehmen nicht mehr die tatsächlichen Stromkosten des antragstellenden Unternehmens maßgeblich. Die Stromkosten werden vielmehr anhand der veröffentlichten Durchschnittsstrompreise errechnet. Unter Zugrundelegung der maßgeblichen Durchschnittsstrompreise können antragstellende Unternehmen ihre Stromkostenintensität ermitteln. Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) hat die Durchschnittsstrompreise für die Besondere Ausgleichsregelung im Antragsjahr 2021 am 28.02.2021 veröffentlicht. Diese sind hier abrufbar. Die Grundlage dafür ist das Hinweisblatt des BAFA „Maßgebliche Stromkosten und Durchschnittsstrompreise“

Bei der Zugrundelegung der für die EEG-Umlage anrechenbaren und abzugrenzenden Strommengen differenziert der Gesetzgeber zwischen verschiedenen Arten des Verbrauchs.

Rechtlich ist mit dem Energiesammelgesetz am 01.01.2019 die Pflicht zur Drittstrommengenabgrenzung in Kraft getreten. Der Gesetzgeber verlangt, dass jederzeit sichergestellt ist, dass nur die Kilowattstunden in den Genuss einer Privilegierung kommen, die auch tatsächlich vom Unternehmen direkt verbraucht wurden. Durch mess- und eichrechtskonforme Messeinrichtungen sind durch Dritte verbrauchte Strommengen abzugrenzen und zu melden. Verantwortlich für die fristgerechte Einhaltung der energierechtlichen Vorgaben ist das jeweilige Unternehmen. Aufgrund der hohen Komplexität im Bereich der Drittstrommengenabgrenzung und um Rechtssicherheit und eine einheitliche Lösung für diese Komplexität bereitzustellen, hat die BNetzA im Oktober 2020 (nach §§ 62a, 62b EEG 2017) einen Leitfaden zum Messen und Schätzen bereitgestellt. Dieser regelt das Abgrenzen, Messen und Schätzen von Strommengen und zeigt konkrete Beispiele aus der Praxis auf.

Die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz, TransnetBW, TenneT und Amprion haben am 20. Januar 2021 ihr gemeinsames Grundverständnis für die Identifikation des Letztverbrauchers, für die Zurechnung der Stromverbräuche, für sachgerechte Schätzungen und für die Sicherstellung der Zeitgleichheit veröffentlicht. Mit Verweis auf den Leitfaden der Bundesnetzagentur halten es die vier Übertragungsnetzbetreiber für erforderlich, die Handlungsempfehlungen weiter zu konkretisieren.

Darüber hinaus legen die Ausführungen die aus Sicht der ÜNB bestehenden Anforderungen an die im Rahmen der Jahresendabrechnung 2021 nach § 104 Abs. 10 Satz 2 EEG 2021 zu leistende Erklärung dar.

Die Frist zur Umsetzung umfänglicher Messkonzepte oder alternativer Maßnahmen wurde Ende letzten Jahres um ein Jahr verlängert und muss erst zum 31.12.2021 erfolgt sein.

Im kommenden Jahr beträgt die Umlage zur Deckung der Kosten des nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) vergüteten Stroms 6,5 ct/kWh.

Die EEG-Umlage wird jährlich Mitte Oktober für das folgende Kalenderjahr von den Übertragungsnetzbetreibern auf Basis von gutachterlichen Prognosen bekannt gegeben. Im Jahr 2020 lag die Umlage bei 6,756 ct/kWh.

Corona-Konjunkturpaket verhindert Anstieg der Umlage

Die EEG-Umlage wird im kommenden Jahr durch das Corona-Konjunkturpaket begrenzt. Der hieraus gewährte Bundeszuschuss verhindert einen im Vergleich zum Vorjahr starken Anstieg der Umlage, der sich aufgrund der Auswirkungen der Corona-Pandemie ergeben hätte.

Die Corona-Pandemie hat erheblichen zusätzlichen Finanzierungsbedarf ausgelöst, weil sowohl die Einnahmen aus der Umlage 2020 in Folge des gesunkenen Stromverbrauchs als auch die Einnahmen aus dem Verkauf des aus erneuerbaren Energieträgern produzierten Stroms an der Börse durch den sinkenden Großhandelspreis zurückgingen. Beides zusammen führte im Jahr 2020 zu einem Rekorddefizit auf dem EEG-Konto, das 2021 ausgeglichen werden muss.

Auch im kommenden Jahr wird mit Einnahmeausfällen aus einer reduzierten Stromnachfrage und geringeren Stromgroßhandelspreisen gerechnet. Die Übertragungsnetzbetreiber haben versucht, dies bei den Einnahmeschätzungen für 2021 zu berücksichtigen.

Verlauf der EEG-Umlage

Erwarteter Zubau 2021 allein durch Solaranlagen getrieben

Für das Jahr 2021 rechnen die Übertragungsnetzbetreiber mit einem Nettozubau von Erneuerbaren-Energien-Anlagen in Höhe von 5,1 GW. Dieser wird durch den weiter erstarkenden Solarzubau getrieben. Der Zubau der Windenergie bleibt wie in den Vorjahren hinter den Zielen zurück.

Die erwartete Erzeugungsmenge aus Erneuerbaren Energien beträgt 228 TWh. Insgesamt prognostizieren die Übertragungsnetzbetreiber für das Jahr 2021 einen Gesamtzahlungsanspruch von Betreibern von Erneuerbare-Energien-Anlagen in Höhe von 34,0 Mrd. Euro. Dem stehen prognostizierte Vermarktungserlöse an der Strombörse in Höhe von rund 7,2 Mrd. Euro für den erneuerbaren Strom gegenüber. Somit müssen Förderkosten in Höhe von 26,8 Mrd. Euro durch die EEG-Umlage und den Bundeszuschuss gedeckt werden.

Offshore-Netzumlage

Gemäß § 17f EnWG sind die deutschen Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet die Offshore-Netzumlage (bis einschl. 2018 als „Offshore-Haftungsumlage“ bezeichnet) für das folgende Kalenderjahr transparent zu ermitteln und bis zum 15. Oktober des Kalenderjahres zu veröffentlichen. Im Jahr 2021 sinkt die Offshore-Netzumlageleicht auf o,295 ct/kWh.

Mit den Einnahmen aus der Offshore-Netzumlage werden die entsprechenden Kosten aus Entschädigungen bei Störungen oder Verzögerung der Anbindung von Offshore-Anlagen sowie die Kosten aus der Errichtung und dem Betrieb der Offshore-Anbindungsleitungen gedeckt. Verlauf der Offshore-Umlage

Mit dem Leitfaden legt die Bundesnetzagentur ihr Grundverständnis zu den Regelungen zum Messen und Schätzen dar. Er dient den betroffenen Unternehmen als Orientierungshilfe, um eine praxistaugliche und einheitliche Anwendungspraxis zu fördern und die bestehenden Rechtsunsicherheiten zu mindern.

Die gesetzlichen Regelungen werden anhand von 21 Vereinfachungen konkretisiert und deren Anwendung anhand von 27 Beispielen veranschaulicht.

Der Leitfaden gliedert sich in fünf Abschnitte, die mit Erläuterungen, Skizzen Abbildungen und Tabellen die praktische Anwendung der Regelungen erleichtern sollen. Dabei werden insbesondere Vereinfachungen aufgezeigt, anhand derer die Installation von möglicherweise komplexen und teuren Messinfrastrukturen vermieden oder zumindest reduziert werden kann.

Zur Infoseite der BNetzA:

https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/ErneuerbareEnergien/EEGAufsicht/Eigenversorgung/Eigenversorgung-node.html;jsessionid=C2F8B288797701F5E5646CABCDD2DE17#[Messen]