Nach unseren Informationen steht eine Erweiterung der beihilfeberechtigten Sektoren und Teilsektoren im Rahmen der BEHG-Carbon-Leakage-Verordnung (BECV) offenbar kurz bevor. Für zahlreiche energieintensive Unternehmen außerhalb der bislang anerkannten Branchen könnte sich daraus erstmals ein Zugang zur nationalen CO₂-Kompensation ergeben. Besonders betroffen wären nach aktuellem Kenntnisstand Teile der metallverarbeitenden Industrie.

Die wirtschaftliche Bedeutung einer solchen Nachlistung kann erheblich sein. Bei einem beispielhaften Erdgasverbrauch von 10 Mio. kWh pro Jahr wäre, abhängig von Kompensationsgrad, beihilfefähigen Brennstoffmengen und den finalen Vorgaben der Verordnung, eine Rückerstattung von ca. 45.000 € für das Jahr 2025 bei einem Kompensationsgrad von 65% denkbar. Sollte die Aufnahme eines Sektors zudem rückwirkend für die Abrechnungsjahre 2023 und 2024 erfolgen, könnten sich für einzelne Unternehmen entsprechend spürbare Nachzahlungsansprüche ergeben.

Rechtlich relevant ist dabei insbesondere § 13 BECV. Für nachträglich anerkannte Sektoren gilt grundsätzlich eine besondere Antragsfrist von drei Monaten nach offizieller Bekanntmachung im Bundesanzeiger. Erst mit dieser Veröffentlichung werden die jeweiligen Sektoren formal beihilfeberechtigt. Gleichzeitig werden dort auch der jeweilige Kompensationsgrad sowie der Zeitpunkt der Einbeziehung in das Beihilfesystem festgelegt.

Für betroffene Unternehmen entsteht dadurch jedoch nicht automatisch ein unkomplizierter Förderzugang. Das BECV-Antragsverfahren gilt in der Praxis als anspruchsvoll und stark dokumentationsgetrieben. Neben der eigentlichen Antragstellung über das Formularmanagementsystem der Deutsche Emissionshandelsstelle sind umfangreiche Nachweise erforderlich. Dazu zählen insbesondere Brennstoffverbräuche, Emissionsmengen, Bruttowertschöpfung, beihilfefähige Kostenpositionen sowie Wirtschaftsprüferbestätigungen. Hinzu kommen seit dem Abrechnungsjahr 2023 die sogenannten ökologischen Gegenleistungen, die mittlerweile ein zentraler Bestandteil der Beihilfegewährung sind.

Gerade diese ökologischen Gegenleistungen werden in vielen Unternehmen bislang noch unterschätzt. Tatsächlich geht es längst nicht mehr nur darum, formale Mindestanforderungen zu erfüllen. Entscheidend ist vielmehr eine wirtschaftlich

sinnvolle Gesamtstrategie, die technische Effizienzmaßnahmen, standortspezifische Klimaschutzmaßnahmen und mögliche Investitionen sinnvoll miteinander verbindet. Gleichzeitig müssen energiewirtschaftliche, regulatorische und prüferische Anforderungen sauber aufeinander abgestimmt werden. In der Praxis zeigt sich häufig, dass genau diese Schnittstellen zwischen Technik, Energiewirtschaft, Wirtschaftsprüfung und Förderrecht über Erfolg oder Misserfolg eines Antrags entscheiden.

Besonders relevant wird dies vor dem Hintergrund der zunehmend komplexeren Förderlandschaft. Viele Unternehmen prüfen derzeit parallel Themen wie Industriestrompreis, Strompreiskompensation, Transformationsförderungen oder Flexibilitätsmaßnahmen. Die BECV entwickelt sich dabei immer stärker von einer reinen Rückerstattung nationaler CO₂-Kosten hin zu einem strategischen Transformationsinstrument für energieintensive Standorte.

Aus unserer Erfahrung sind gerade mittelständische Industrieunternehmen häufig auf pragmatische und wirtschaftlich orientierte Unterstützung angewiesen. Persönliche Ansprechpartner mit energiewirtschaftlichem und technischem Hintergrund sind deshalb häufig der entscheidende Faktor, um komplexe Förderverfahren wirtschaftlich sinnvoll umzusetzen. Genau an dieser Schnittstelle arbeiten die Energieberatung Dimnik GmbH und die Energiewirtschaftliche Beratung EINTEC in Kooperation zusammen. Beide Beratungshäuser verfügen über langjährige Erfahrung im Umfeld energieintensiver Industrieunternehmen. Ziel ist dabei nicht nur die formale Antragstellung, sondern die Entwicklung einer wirtschaftlich tragfähigen Gesamtstrategie rund um CO₂-Kompensation, Energieeffizienz und regulatorische Anforderungen.

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 veröffentlicht werden, beginnt unmittelbar die vergleichsweise kurze Sonderantragsfrist. Gerade bei rückwirkenden Ansprüchen für mehrere Jahre können die potenziellen Entlastungsvolumina erheblich sein.

Beide vorgenannten Beratungshäuser haben für betroffene Unternehmen die Plattform becv-erstattung.de eingerichtet. Hier werden die Voraussetzungen und Abläufe für einen erfolgreichen Antragsprozess erläutert.

Die Internationale Energieagentur hat einen historischen Schritt vollzogen: Ihre 32 Mitgliedsländer beschlossen am 11. März 2026, insgesamt 400 Millionen Barrel Öl aus strategischen Notfallreserven für den Markt verfügbar zu machen. Es ist die größte koordinierte Freigabe in der Geschichte der IEA. Hintergrund sind massive Verwerfungen an den Energiemärkten infolge des Nahostkriegs und der drastisch eingeschränkten Passage durch die Straße von Hormus.

Für Deutschland ist das mehr als nur ein symbolischer Solidaritätsakt. Die Bundesregierung beteiligt sich mit 2,64 Millionen Tonnen beziehungsweise 19,51 Millionen Barrel. Bundeswirtschaftsministerin Katherina Reiche betonte zugleich, dass Deutschland derzeit keinen physischen Versorgungsengpass habe. Die Freigabe soll also vor allem den Markt beruhigen, Preisspitzen dämpfen und ein Signal senden: Die Industriestaaten wollen einen erneuten Energieschock wie 2022 möglichst früh abfedern.

Warum die Lage diesmal so ernst ist

Die IEA spricht inzwischen von der größten Ölangebotsstörung der Geschichte. Laut ihrem März-Marktbericht dürfte das globale Angebot im März um rund 8 Millionen Barrel pro Tag sinken – nahezu 8 Prozent der weltweiten Nachfrage. Ursache ist vor allem die Blockade beziehungsweise massive Behinderung von Transporten durch die Straße von Hormus, die seit dem 28. Februar 2026 im Zentrum des Konflikts steht. Gleichzeitig haben mehrere Golfstaaten ihre Produktion bereits um mindestens 10 Millionen Barrel pro Tag reduziert.

Warum Hormus so systemrelevant ist, zeigt ein Blick auf die Struktur des Welthandels: Durch die Meerenge liefen 2024 und Anfang 2025 mehr als ein Viertel des weltweiten seeseitigen Ölhandels und rund ein Fünftel des globalen Öl- und Produktverbrauchs. Auch rund ein Fünftel des weltweiten LNG-Handels ging über diese Route. Für Europa ist wichtig: Die direkte Betroffenheit ist geringer als in Asien, weil der größte Teil der Öl- und LNG-Ströme aus der Region nach Asien geht. Dennoch ist Europa über die Weltmarktpreise voll exponiert.

Genau das erklärt, warum Deutschland selbst bei relativ begrenzter direkter Importabhängigkeit mitzieht. Es geht nicht nur um physische Moleküle, sondern um Marktpsychologie, Preisbildung und die Stabilisierung eines global vernetzten Systems. Schon die Ankündigung einer Freigabe kann preisberuhigend wirken, weil sie Händlerinnen und Händlern signalisiert, dass zusätzliche Mengen verfügbar gemacht werden, falls die Krise anhält. Dieses Argument zieht sich auch durch die Kommunikation der IEA und der Bundesregierung.

Historisch, aber kein Allheilmittel

Die IEA-Mitgliedstaaten halten mehr als 1,2 Milliarden Barrel an strategischen Notfallbeständen; zusätzlich existieren rund 600 Millionen Barrel industrieseitige Pflichtbestände unter staatlicher Auflage. Die koordinierte Freigabe 2026 ist erst die sechste in der Geschichte der IEA. Frühere gemeinsame Eingriffe gab es 1991, 2005, 2011 und zweimal 2022. Das allein zeigt, wie außergewöhnlich die jetzige Situation ist.

Gleichzeitig mahnt die IEA selbst zur Nüchternheit: Die Maßnahme ist ein Puffer, aber kein dauerhafter Ersatz für reguläre Lieferströme. In ihrem aktuellen Ölmarktbericht schreibt sie ausdrücklich, dass die Reservefreigabe nur eine Zwischenlösung ist, solange die Schifffahrt durch Hormus nicht verlässlich wieder aufgenommen werden kann. Entscheidend bleiben also Dauer, Intensität und geografische Ausweitung des Konflikts.

Das ist ein zentraler Punkt für Unternehmen. Strategische Reserven können Zeit kaufen. Sie können aber keine längerfristige geopolitische Neuordnung kompensieren. Für energieintensive Industrien bedeutet das: Die aktuelle Entlastung ist hilfreich, ersetzt aber keine robuste Beschaffungs-, Hedging- und Risikostrategie.

Deutschland: Notfallreserve ja – aber parallel Eingriffe an der Zapfsäule

Berlin reagiert nicht nur über die Reservefreigabe. Die Bundesregierung will zudem Tankstellen künftig nur noch eine Preiserhöhung pro Tag erlauben und kartellrechtlich schärfer gegen mögliche marktbeherrschende Effekte im Kraftstoffsektor vorgehen. Katherina Reiche verwies dabei auf den sogenannten „Raketen-und-Federn-Effekt“: Preise steigen schnell bei höheren Rohölkosten, fallen aber bei sinkenden Einkaufskosten oft nur zögerlich.

Interessant ist dabei die internationale Vergleichsebene. Deutschland will sich am bisherigen österreichischen Modell orientieren, bei dem Spritpreise bislang nur einmal täglich erhöht werden durften.

Österreich hat seine Regel angesichts der aktuellen Krise inzwischen sogar weiter verschärft und will Preiserhöhungen nur noch dreimal pro Woche zulassen. Das zeigt, wie stark der politische Druck inzwischen geworden ist, an der Schnittstelle zwischen Großhandel, Raffinerie, Vertrieb und Endverbraucher sichtbare Gegenmaßnahmen zu präsentieren.

Ob solche Maßnahmen dauerhaft stark preisdämpfend wirken, ist offen. Politisch sind sie aber wirksam, weil sie Transparenz schaffen sollen und das Gefühl mindern, internationale Krisen würden im Inland zusätzlich durch opportunistische Margenausweitungen verschärft.

Die EU denkt schon einen Schritt weiter

Parallel zur Ölfrage rückt in Brüssel erneut der Gas- und Strompreis in den Mittelpunkt. Ursula von der Leyen hat vor dem Europäischen Parlament angekündigt, dass die Kommission verschiedene Optionen vorbereitet, um die Belastung durch hohe Energiepreise zu begrenzen. Genannt wurden ein besserer Einsatz von PPAs und Contracts for Difference, Beihilfemaßnahmen sowie die Prüfung einer Subventionierung oder Deckelung des Gaspreises. Hintergrund ist das bekannte europäische Strommarktdesign: Häufig setzt das teuerste noch benötigte Kraftwerk – oft ein Gaskraftwerk – den Strompreis für alle.

Von der Leyen verwies zudem darauf, dass die ersten zehn Kriegstage Europa bereits zusätzliche fossile Importkosten von rund 3 Milliarden Euro verursacht hätten. Gleichzeitig versucht die EU, Versorgungssicherheit nicht durch überharte Regulierung selbst zu gefährden. So will die Kommission laut Reuters die Anwendung neuer Gas-Herkunftsnachweisregeln flexibel handhaben, damit in der aktuellen Lage keine LNG-Lieferungen verzögert oder fehlgeleitet werden.

Damit wird ein Grundkonflikt sichtbar: Europa will einerseits Energiepreise dämpfen, andererseits aber in einem angespannten Weltmarkt genügend Gas anziehen. Genau deshalb ist die Idee eines Gaspreisdeckels hoch umstritten. Norwegen, heute Europas wichtigster Gaslieferant, warnt bereits offen davor. Ein Preisdeckel könne die Nachfrage erhöhen, während das Angebot knapp bleibe – das Problem würde also eher verschoben als gelöst.

Klimapolitik unter Druck – aber nicht automatisch auf dem Rückzug

Mit den steigenden Energiepreisen flammt in Europa auch die Debatte auf, ob Klimaschutzinstrumente wie das EU-ETS vorübergehend abgeschwächt werden sollten. Doch genau hier formiert sich Widerstand. Acht EU-Staaten – darunter Spanien, die Niederlande, Dänemark, Finnland, Luxemburg, Portugal, Slowenien und Schweden – haben die Kommission laut Reuters davor gewarnt, das Emissionshandelssystem auszusetzen oder strukturell zu schwächen. Ihre Begründung: Wer nun zentrale Klimainstrumente beschädigt, bestraft gerade jene Unternehmen, die bereits in Dekarbonisierung investiert haben.

Für die Industrie ist das eine wichtige Botschaft. Auch in einer akuten Versorgungskrise ist nicht automatisch damit zu rechnen, dass CO₂-Kosten oder Dekarbonisierungspflichten einfach verschwinden. Eher zeichnet sich ab, dass Europa versucht, kurzfristige Preisentlastung und langfristige Transformationsziele parallel zu managen – ein schwieriger Spagat, aber politisch derzeit die wahrscheinlichste Linie.

Was heißt das für Unternehmen konkret?

Erstens: Die IEA-Freigabe senkt das Risiko eines sofortigen physischen Schocks, aber nicht das Risiko hoher und volatiler Preise. Zweitens: Die Preisbildung bleibt extrem geopolitisch. Selbst wenn Deutschland direkt weniger exponiert ist als asiatische Länder, reichen globale Verschiebungen von Rohöl- und LNG-Strömen aus, um in Europa Preisniveaus und Beschaffungsrisiken massiv zu verändern. Drittens: Politik und Regulierung werden kurzfristig stärker intervenieren – im Kraftstoffbereich, bei Gasbeschaffung, möglicherweise auch bei staatlichen Entlastungsmechanismen.

Für industrielle Beschaffer bedeutet das in der Praxis: Marktbeobachtung, Szenarioplanung und Flexibilität gewinnen weiter an Bedeutung. Wer Beschaffung noch immer nur als linearen Einkaufsvorgang betrachtet, unterschätzt inzwischen die strategische Dimension. In einem Umfeld, in dem sich geopolitische Ereignisse binnen Tagen in Reservenfreigaben, Kartellrechtsdiskussionen, Gaspreisdebatten und Handelsumlenkungen übersetzen, wird professionelles Risikomanagement selbst zum Wettbewerbsfaktor.

Nach Angaben der Bundesnetzagentur beliefen sich die Gesamt-Gasimporte Deutschlands 2024 auf 865 TWh. Die Verteilung nach Herkunftsländern bzw. -quellen war wie folgt :

Damit entfielen knapp drei Viertel der Pipeline-Im- und Exporte auf die Hauptlieferanten Norwegen, Niederlande und Belgien, während LNG via deutsche Terminals (Wilhelmshaven, Brunsbüttel, Lubmin, Mukran) etwa 8 % des importierten Gases bereitstellte .

Die Bundesregierung hatte die Differenzbetragsanpassungs-Verordnung (DBAV), das heißt eine Berechnungsvorschrift für den Differenzbetrag nach dem Erdgas-Wärme-Preisbremsengesetz (EWPBG) und dem Strompreisbremsegesetz (StromPBG) für ausgewählte Kundengruppen, beschlossen. Die Änderung der Energiepreisbremsen betrifft Unternehmen mit einer Entlastungssumme von mehr als 2 Millionen Euro. Die DBAV ist am 21.03.2023 im Bundesgesetzblatt verkündet worden und damit am 22.03.2023 in Kraft getreten. 

Mit der Differenzbetragsanpassungsverordnung setzt die Bundesregierung eine beihilferechtliche Anforderung an die Energiepreisbremsen um. Sie ergänzt die Regelung zur Berechnung des sogenannten Differenzbetrags für ausgewählte Kundengruppen. Der Differenzbetrag ist eine zentrale Stellschraube, um die Höhe der Entlastungen der Strom-, Erdgas- und Wärmekunden durch die Energie-Preisbremsen zu ermitteln. Er ergibt sich aus der Differenz zwischen dem – in der Regel vertraglich – vereinbarten Arbeitspreis der Kundinnen und Kunden mit ihrem Energieversorgungsunternehmen und den in den Preisbremsen-Gesetzen festgelegten Referenzpreisen für Strom, Gas oder Wärme. Die Verordnung regelt die Höhe des maximalen Differenzbetrages für Unternehmen, die eine Entlastungssumme von über 2 Mio. Euro durch die Energiepreisbremsen und weitere Beihilfen nach dem Befristeten Krisenrahmen der Europäischen Kommission (Temporary Crisis Framework (TCF)) erhalten. Für sie soll künftig ein maximal zulässiger Differenzbetrag gelten. 

Die Höhe dieses maximalen Differenzbetrages (Arbeitspreis minus Referenzpreis) beträgt 8 Cent pro Kilowattstunde bei Erdgas und Wärme/Dampf sowie 24 Cent pro Kilowattstunde bei Strom. Die Höhe des Differenzbetrages wurde ermittelt, indem auf Basis unterschiedlicher Beschaffungsstrategien und -zeitpunkte marktgängige Preisniveaus berechnet wurden. Dadurch wird dem Umstand Rechnung getragen, dass Beschaffungskosten von Energieversorgungsunternehmen, die den Endkundenpreis maßgeblich prägen, sehr unterschiedlich ausfallen, ohne dass missbräuchliches oder wettbewerbsverzerrendes Verhalten unterstellt werden kann.

Mit der Anpassung des Differenzbetrages soll einerseits der Preiswettbewerb zwischen den Energieversorgungsunternehmen (EVU) sichergestellt bleiben und andererseits potentieller Missbrauch durch Letztverbraucher oder EVU eingeschränkt werden. Gleichzeitig sollen Kundinnen und Kunden weiterhin vor einer finanziellen Überlastung durch zu hohe Energiepreise geschützt bleiben.

Die Begrenzung des Differenzbetrages soll auf aktuelle Marktentwicklungen Rücksicht nehmen. Eine erste Überprüfung der Anpassung der Berechnung des Differenzbetrages erfolgt deshalb spätestens zum 15. Juni 2023. 

Hier steht die Verordnung im Bundesgesetzblatt

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. 

RLM Bilanzierungsumlage

Zur Deckung des zu erwartenden Fehlbetrages aus dem Einsatz von Regel- und Ausgleichsenergie wird gemäß GaBi Gas 2.0 u.a. eine RLM Bilanzierungsumlage erhoben. Diese ist von Bilanzkreisverantwortlichen zu tragen, die RLM Entnahmestellen beliefern. 

Die ab dem 1. Oktober 2021 gültige RLM Bilanzierungsumlage beträgt 0 EUR/MWh. Die ab dem 1. Oktober 2022 gültige RLM Bilanzierungsumlage beträgt 3,90 EUR/MWh.

SLP Bilanzierungsumlage

Zur Deckung des zu erwartenden Fehlbetrages aus dem Einsatz von Regel- und Ausgleichsenergie wird gemäß GaBi Gas 2.0 u.a. eine SLP Bilanzierungsumlage erhoben. Diese ist von Bilanzkreisverantwortlichen zu tragen, die SLP Entnahmestellen beliefern.

Die ab dem 1. Oktober 2021 gültige SLP Bilanzierungsumlage beträgt 0 EUR/MWh. Die ab dem 1. Oktober 2022 gültige SLP Bilanzierungsumlage beträgt 5,70 EUR/MWh.

VHP Entgelt

Gemäß Festlegung der Bundesnetzagentur (BK7-11-003) ist der Marktgebietsverantwortliche seit dem  01. Oktober 2011 berechtigt, ein Entgelt für die Nutzung des Virtuellen Handelspunktes zu erheben.

Das VHP Entgelt wird bei jeder nominierten Übertragung am Virtuellen Handelspunkt fällig und wird dabei sowohl dem aufnehmenden als auch dem abgebenden Bilanzkreisverantwortlichen in Rechnung gestellt.

Entsprechend der Vorgabe der Bundesnetzagentur ist die Höhe des Entgeltes von dem Marktgebietsverantwortlichen so zu wählen, dass die direkt und indirekt durch den Virtuellen Handelspunkt entstehenden Kosten gedeckt werden können. 

Das ab dem 1. Oktober 2021 gültige VHP Entgelt beträgt 0,001 EUR/MWh. Das ab dem 1. Oktober 2022 gültige VHP Entgelt beträgt 0,00148 EUR/MWh.

Konvertierungsentgelt (H-L)

Gemäß Beschluss der Bundesnetzagentur (BK7-16-050, „Konni Gas 2.0“) ist der  Marktgebietsverantwortliche berechtigt ein anreizorientiertes Konvertierungsentgelt für die Konvertierung von H-Gas nach L-Gas zu erheben.

Ein Konvertierungsentgelt für die Konvertierung von L-Gas nach H-Gas ist nicht vorgesehen.

Das ab dem 1. Oktober 2021 gültige Konvertierungsentgelt beträgt 0,45 EUR/MWh. Das ab dem 1. Oktober 2022 gültige Konvertierungsentgelt beträgt 0,45 EUR/MWh.

Konvertierungsumlage

Zur Deckung der Kosten, die dem Marktgebietsverantwortlichen im qualitätsübergreifenden Marktgebiet durch Konvertierungsmaßnahmen entstehen, kann der Marktgebietsverantwortliche eine Konvertierungsumlage erheben. Die Konvertierungsumlage wird auf alle täglich in einen Bilanzkreis eingebrachten physikalischen Einspeisemengen erhoben.

Die ab dem 1. Oktober 2021 gültige Konvertierungsumlage beträgt 0 EUR/MWh. Die ab dem 1. Oktober 2022 gültige Konvertierungsumlage beträgt 0,38 EUR/MWh.

Gasbeschaffungsumlage

Hintergrund der Einführung der Gasbeschaffungsumlage ist die von der Bundesregierung erlassene und am 9. August 2022 in Kraft getretene Gaspreisanpassungsverordnung. Hiernach haben die von einer erheblichen Reduzierung der Gesamtgasimportmengen unmittelbar betroffenen Gasimporteure Anspruch auf einen finanziellen Ausgleich eines Teiles der Mehrkosten der Ersatzbeschaffungen, sofern die Gasbezugsverträge vor dem 1. Mai 2022 abgeschlossen worden sind.

Die ab dem 1. Oktober 2022 gültige Gasbeschaffungsumlage beträgt 2,419 ct/kWh (24,19 EUR/MWh).

Gasspeicherumlage

Hintergrund der Erhebung ist das novellierte Energiewirtschaftsgesetz, das Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen vorsieht.

Die ab dem 1. Oktober 2022 gültige Gasspeicherumlage beträgt 0,59 EUR/MWh.

Biogasumlage

Gemäß der Novelle des § 20 b GasNEV wurde mit Wirkung zum 1. Januar 2014 erstmalig eine bundesweit einheitliche Biogasumlage eingeführt.

Gemäß § 7 der Kooperationsvereinbarung in der jeweils gültigen Fassung („KoV“) in Verbindung mit dem Leitfaden Kostenwälzung Biogas veröffentlicht Trading Hub Europe den im Bundesgebiet einheitlich gültigen spezifischen Biogaskosten-Wälzungsbetrag. Dieser beträgt im Kalenderjahr 2021 bundeseinheitlich 0,6250 €/kWh/h/a. Der entsprechende Biogaskosten-Wälzungsbetrag wird zusätzlich zu den Netzentgelten an den Ausspeisepunkten zu direkt angeschlossenen Letztverbrauchern sowie nachgelagerten Netzbetreibern der Fernleitungsnetzbetreiber erhoben. Ausspeisepunkte zu Speichern, Grenzübergangs- und Marktgebietsübergangspunkten werden nicht berücksichtigt.

Die Biogasumlage für das Kalenderjahr 2022 wird 0,5740 €/kWh/h/a betragen.

Marktraumumstellungsumlage

Die Marktraumumstellungsumlage (MRU-Umlage) wird gem. § 25 der Geschäftsbedingungen für den Ein- und Ausspeisevertrag bzw. gem. § 10 KoV über alle Netze bundesweit gewälzt und an allen Ausspeisepunkten zusätzlich zu den Netzentgelten erhoben. Ausspeisepunkte zu Speichern sowie Grenzübergangs- und Marktgebietsübergangspunkten werden nicht berücksichtigt.

Der spezifische Wälzungsbetrag für die Marktraumumstellung beträgt im Kalenderjahr 2021 bundesweit 0,7291 €/kWh/h/a. Die gesamten bundesweit gemeldeten Kosten für Marktraumumstellung belaufen sich auf 223.527.688,44 € für das Jahr 2021. 

Für weiterführende Fragen stehen wir Ihnen gerne zur Verfügung.

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.

das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz hat heute nach Abstimmung innerhalb der Bundesregierung die Europäische Kommission darüber informiert, dass die Bundesregierung die erste Stufe des Notfallplans Gas, die sogenannte Frühwarnstufe, ausgerufen hat: Die Pressemitteilung kann hier abgerufen werden

Frühwarnstufe:

Voraussetzungen, Indikatoren, Konsequenzen Das

BMWi prüft die Voraussetzungen für die Ausrufung der Frühwarnstufe (siehe 6.3) insbesondere anhand folgender Indikatoren (einzeln oder gemeinsam auftretend):

• Nichtvorhandensein/Ausbleiben/Reduzierung von Gasströmen an wichtigen physischen Einspeisepunkten
• lang anhaltende niedrige Speicherfüllstände
• Ausfall von wichtigen Aufkommensquellen
• technischer Ausfall wesentlicher Infrastrukturen (z.B. Leitungen und/oder Verdichteranlagen) mit Möglichkeit einer Alternativversorgung
• extreme Wetterverhältnisse bei gleichzeitig hoher Nachfrage • Gefahr langfristiger Unterversorgung
• Ausrufung von Krisenstufen in Nachbarländern Feststellung:

Die Frühwarnstufe wird vom BMWi durch Presseerklärung bekannt gegeben. Es ergeben sich folgende Konsequenzen:

• Europäische Binnenmarktregeln gelten weiter uneingeschränkt.
• Gasversorgungsunternehmen stellen weiter die Versorgung mit Erdgas gemäß § 53a EnWG sicher:

• Hierfür stehen marktbasierte Maßnahmen gemäß dieses Notfallplans zur Verfügung.
• Fernleitungs- und Verteilernetzbetreiber ergreifen im Rahmen ihrer jeweiligen Systemverantwortung Maßnahmen gemäß §§ 16 und 16a EnWG.

• Die Fernleitungsnetzbetreiber (FNB)
  • geben in Abstimmung mit den MGV zeitnahe schriftliche Lageeinschätzungen, mindestens einmal täglich an das BMWi;
  • und Übertragungsnetzbetreiber Strom (ÜNB) tauschen notwendige Informationen aus und koordinieren soweit möglich ihre Maßnahmen untereinander mit der Maßgabe, ihre jeweiligen Netze so lange wie möglich stabil zu halten.
• Verpflichtung der Gasversorgungsunternehmen zur umfassenden Unterstützung des BMWi bei der Lagebewertung und Mitwirkung im Krisenteam; die MGV spielen aufgrund ihrer Kenntnis über die Versorgungssituation des Marktgebietes eine wichtige Rolle.

• Das BMWi unterrichtet unverzüglich die EU-KOM, insbesondere über geplante Maßnahmen (Art. 11 Abs. 2 SoS-VO); das BMWi beendet die Frühwarnstufe bei Wegfall der Voraussetzungen durch Presseerklärung und unterrichtet unverzüglich die EU-KOM.

Folgende Abfolge ist bei den Warnstufen vorgesehen:

Auf Grundlage der sog. Security of Supply-Verordnung, kurz SoS-VO, hat Deutschland den „Notfallplan Gas für die Bundesrepublik Deutschland“ erstellt. Danach sind bei einem (drohenden) Gasmangel drei Krisenstufen zu unterscheiden, deren Feststellung einen Pool an verschiedenen Maßnahmen eröffnet: 

• Frühwarnstufe: konkrete Hinweise auf eine erhebliche Verschlechterung: marktbasierte Maßnahmen der Gasversorgungsunternehmen
• Alarmstufe: Störung / außergewöhnlich hohe Nachfrage: aktbasierte Maßnahmen der Gasversorgungsunternehmen
• Notfallstufe: erhebliche Störung / außergewöhnlich hohe Nachfrage: marktbasierte Maßnahmen der Gasversorgungsunternehmen sowie hoheitliche Eingriffsmöglichkeiten der Bundesnetzagentur und der Bundesländer

Die jeweilige Krisenstufe wird durch Verordnung der Bundesregierung festgestellt. Bei mehreren in Betracht kommenden Maßnahmen, welche in gleicher Weise geeignet sind, werden grundsätzlich diejenigen Maßnahmen gewählt, die Umwelt und Wirtschaft am wenigsten belasten.

Eine Versorgungspflicht besteht grundsätzlich nur für sog. „geschützte Kunden“.

Das sind insbesondere

• Haushaltskunden und Letztverbraucher, die Haushaltskunden zum Zwecke der Wärmeversorgung beliefern sowie Letztverbraucher, bei denen standardisierte Lastprofile anzuwenden sind (i. d. R. Entnahme von max. 500 kWh pro Stunde und max. 1,5 Mio. kWh pro Jahr);
• Unternehmen aus dem Bereich Gesundheitsversorgung, grundlegende soziale Versorgung, Sicherheit, Bildung oder öffentliche Verwaltung;
• Fernwärmeanlagen, soweit sie Wärme an Kunden liefern, an ein Erdgasverteilernetz oder ein Fernleitungsnetz angeschlossen sind und keinen Brennstoffwechsel vornehmen können, und zwar zu dem Teil, der für die Wärmelieferung benötigt wird.

Über die Konsultation des Entwurfs zur EU-Taxonomie hatten wir bereits berichtet.

Die Europäische Kommission hat am 02.02.2021 einen Taxonomie-Rechtsakt zum Klimaschutz und zur Anpassung an den Klimawandel vorgelegt, der bestimmte Gas- und Kernenergietätigkeiten abdeckt. Das Kollegium der Kommissionsmitglieder hat eine politische Einigung über den Rechtsakt erzielt, der förmlich angenommen wird, sobald die Übersetzungen in alle EU-Sprachen vorliegen.

Damit die EU bis 2050 klimaneutral werden kann, bedarf es umfangreicher privater Investitionen. Durch die EU-Taxonomie sollen private Investitionen in Tätigkeiten gelenkt werden, die notwendig sind, um Klimaneutralität zu erreichen. 

Die Taxonomie-Klassifikation gibt nicht den Ausschlag dafür, ob eine bestimmte Technologie Teil des Energiemixes eines Mitgliedstaats ist oder nicht. Ziel ist, den Übergang zu beschleunigen, indem auf alle möglichen Lösungen zur Verwirklichung der Klimaziele zurückgegriffen wird. Gestützt auf wissenschaftliche Gutachten und angesichts des derzeitigen technischen Fortschritts ist die Kommission der Auffassung, dass privaten Investitionen in Gas- und Kernenergietätigkeiten eine Rolle beim Übergang zukommt. Die in dem Rechtsakt erfassten Gas- und Kernenergietätigkeiten stehen im Einklang mit den Klima- und Umweltzielen der EU. Mit ihrer Hilfe möchte die EU den Übergang von umweltschädlicheren Tätigkeiten wie der Kohleverstromung zu einer klimaneutralen Zukunft mit überwiegend erneuerbaren Energieträgern beschleunigen.

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.

Der Rohölmarkt ist weiterhin geprägt von einem schwachen Angebot. In den USA wird über die Freigabe der strategischen Ölreserven diskutiert. Das ließ die Ölpreise zunächst fallen. Russland liefert aktuell tatsächlich mehr Gas nach Europa, aber die Zertifizierung der Nord Stream 2 wurde durch die Bundesnetzagentur ausgesetzt. China drosselt die Kohleimporte und setzt weiter auf den 

Ausbau der inländischen Kohleminen. Der Kohlepreis stürzte ab. Der Strompreis reagierte, wie in der Vergangenheit oft,  auf die Entwicklungen im Gasmarkt. Der CO2-Preis überschritt die magische Marke von 60 € pro Tonne deutlich und zog auf über 70 € pro Tonne davon. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Die letzte Woche war sehr uneinheitlich, aber hat an den Energiemärkten, auf hohem Niveau, für etwas Entspannung gesorgt. Während der Ölpreis, aufgrund der Angebotslage, wieder anstieg, konnten Erdgas, Strom, CO2 und insbesondere Kohle den starken Anstieg stoppen. Die IEA schreibt in ihrem Gasmarktbericht, dass Russland mehr Gas nach Europa liefere, aber vor allem über die Türkei. 

Die chinesische Reformkommission werde bezüglich der Kohlepreise Maßnahmen ergreifen, die einen Preisanstieg stoppen und auch die europäische Kommission hat auf ihrem Gipfel beschlossen, sich die Energiemärkte und insbesondere die Spekulationen genauer anzusehen. Der Marktbericht Commodities KW 43 steht hier zum Abruf bereit.

Im Oktober hat die IEA den „World Energy Outlook 2021“ veröffentlicht. Im Bericht wird beschrieben, dass im Jahr 2020, als die Volkswirtschaften unter den Covid-19-Sperren litten, die erneuerbaren Energiequellen wie Wind- und Solar-PV weiterhin schnell wuchsen und Elektrofahrzeuge neue Verkaufsrekorde aufstellten. Die neue Energiewirtschaft werde demnach elektrifizierter, effizienter, vernetzter und sauberer. Im Energy Outlook wird dargelegt, dass dieser Umschwung das Ergebnis von politischen Maßnahmen und technologischen Innovationen ist, und die Dynamik durch niedrigere Kosten der verschiedenen Technologien aufrechterhalten werden kann. In den meisten Märkten wären Photovoltaik oder Windkraft mittlerweile die günstigste verfügbare Quelle für neue Stromerzeugung. Saubere Energietechnologie werde zu einem wichtigen neuen Bereich für Investitionen und Beschäftigung – und zu einer dynamischen Arena für internationale Zusammenarbeit und Wettbewerb.

Der Bericht zeigt auf, dass die schnelle, aber ungleichmäßige wirtschaftliche Erholung von der Covid-Rezession des letzten Jahres, Teile des heutigen Energiesystems stark belastet hat und aktuell zu starken Preisanstiegen auf den Erdgas-, Kohle- und Strommärkten führt. Trotz aller Fortschritte, die durch erneuerbare Energien und Elektromobilität erzielt werden, erlebe 2021 eine starke Erholung der Kohle- und Ölnutzung. Vor allem aus diesem Grund verzeichne es auch den zweitgrößten jährlichen Anstieg der CO2-Emissionen in der Geschichte.

Die öffentlichen Ausgaben für nachhaltige Energie im Rahmen der Konjunkturpakete hätten nur etwa ein Drittel der Investitionen mobilisiert, die erforderlich wären, um das Energiesystem auf neue Schienen zu bringen, wobei das größte Defizit in den Entwicklungsländern zu finden sei.

Die Erdgasnachfrage steigt in allen Szenarien des „World Energy Outlook“ in den nächsten fünf Jahren mit starken regionalen Abweichungen. Viele Faktoren beeinflussen, in welchem ​​Umfang und wie lange Erdgas einen Platz im Energiemix behalten könne, wenn die Energiewende beschleunigt werde. Dabei sei der Ausblick in den verschiedenen Ländern und Regionen alles andere als einheitlich. Aber auch nach dem Jahr 2030 werde Erdgas global gesehen, ein wichtiger Energieträger bleiben.

Zum ersten Mal geht man in einem World Energy Outlook, in allen untersuchten Szenarien, von einem Rückgang der Ölnachfrage aus, obwohl der Zeitpunkt und die Geschwindigkeit des Rückgangs sehr unterschiedlich gesehen werden.

Die aktuelle Fahrtrichtung sei allerdings weit entfernt von dem im Mai 2021 von der IEA veröffentlichten „Net Zero Emissions by 2050 Scenario“, das einen engen, aber erreichbaren Fahrplan für das 1,5 °C Ziel und auch andere energiebezogene, nachhaltige Entwicklungsziele aufzeigt.

Die OPEC+ hat sich auf eine Anhebung der Fördermenge ab April 2022 geeinigt. Der Rohölpreis Brent verharrte in der letzten Woche auf einem Niveau von knapp 75 $ pro Barrel. Trotz Wartungsarbeiten an der Yamal, waren die Gasflüsse nicht so stark reduziert, wie von Experten erwartet. Der Gaspreis Cal 22 sank auf 25,96 €/MWh. Aufgrund der starken asiatischen Nachfrage stieg der Kohlepreis

in der letzten Woche nochmals deutlich. Das „Fit for 55“ Paket der EU sorgte nur kurzfristig für Turbulenzen beim Strompreis und dem Preis für Emissionszertifikate. Händler meinten aber, dass die Ziele längst eingepreist sind. Der Preis für die beiden Commodities sank in der letzten Woche. Der neue Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Das Thema der Woche war der rasant steigende Gaspreis, verbunden mit der Frage wohin die Reise mittelfristig geht. Die LNG-Preise sind in Asien, aufgrund einer hohen chinesischen Nachfrage, gestiegen und auch Indien wird zukünftig die Nachfrage wieder ankurbeln. Beim Rohöl wird auf die Entscheidung der OPEC+ gewartet, ob es zu einer Ausweitung der Produktion kommt.

Da sich die Industrieproduktion auch außerhalb Chinas erholt, wird nach Ansicht von Experten, die Nachfrage nach Kohle weltweit deutlich steigen. Der Strompreis wird weiterhin von den Gas- und CO2-Preisen nach oben gedrückt und der Preis für die EU-Emissionszertifikate stieg letzte Woche nochmals deutlich. Der Marktbericht ist hier abrufbar.

Die IEA hat am 02. Juni 2021 den „World Energy Investment Report“ veröffentlicht. Demnach werden die weltweiten Energieinvestitionen 2021 voraussichtlich um fast 10 % auf 1,9 Billionen US-Dollar ansteigen und den größten Teil des Rückgangs des letzten Jahres, der durch die Covid-19-Pandemie verursacht wurde, rückgängig machen, aber die Ausgaben für den Übergang zu sauberer Energie müssen viel schneller beschleunigt werden, um die Klimaziele zu erreichen.

Die Energieinvestitionen sind auf Vorkrisenniveau zurückgekehrt, aber es verschiebt sich ihre Verteilung in Richtung Strom: 2021 soll laut IEA das sechste Jahr in Folge sein, in dem die Investitionen im Stromsektor, die der traditionellen Öl- und Gasversorgung übersteigen.

Die weltweiten Investitionen im Stromsektor werden laut IEA in 2021 voraussichtlich um rund 5 % auf über 820 Milliarden US-Dollar steigen, den höchsten Stand aller Zeiten, nachdem sie 2020 unverändert geblieben sind. Erneuerbare Energien dominieren die Investitionen in neue Stromerzeugungskapazitäten und werden voraussichtlich 70 % der die Summe in diesem Jahr ausmachen. Dank stark verbesserter Technologie und sinkender Kosten wird damit viermal mehr Strom erzeugt als vor zehn Jahren.

Während Erneuerbare Energien die neuen Strominvestitionen dominieren und die Genehmigungen für Kohlekraftwerke rund 80 % unter dem Stand von vor fünf Jahren liegen, ist Kohle, laut IEA, nicht wegzudenken. Angetrieben von China und einigen anderen asiatischen Volkswirtschaften gab es Im Jahr 2020 sogar einen leichten Anstieg der Genehmigungen für Kohlekraftwerke.

Es wird erwartet, dass die Investitionen in Öl- und Gas im Jahr 2021 um etwa 10 % steigen werden, da sich die Unternehmen finanziell von dem Schock von 2020 erholen. Die Entscheidung Katars, den weltweit größten Ausbau von Flüssigerdgas

voranzutreiben und CO2-Abscheidungstechnologien in diese Investition einzubeziehen, ist ein starkes Signal für die Absicht, die führende Position im Bereich LNG zu behaupten.

Die jüngsten Daten deuten auf den Beginn der Diversifizierung der Ausgaben einiger globaler Öl- und Gasunternehmen. Eine Analyse der IEA im letzten Jahr hat gezeigt, dass nur etwa 1 % der Investitionsausgaben in Investitionen in saubere Energie flossen. Die bisherigen Daten im Jahr 2021 deutet jedoch darauf hin, dass dies in diesem Jahr für die gesamte Branche auf 4 % und für einige der führenden europäischen Unternehmen auf weit über 10 % steigen könnte.

Der Einfluss von Konjunkturpaketen und neuen klimapolitischen Maßnahmen zeigt sich in den Erwartungen steigender Ausgaben im Jahr 2021 für erneuerbare Energien, Stromnetze, Energieeffizienz – insbesondere im Gebäudesektor in Europa – und innovative Technologien wie CO2-Abscheidung sowie Nutzung und Speicherung von Wasserstoff. Die Vereinigten Staaten könnten auch Impulse setzen, wenn der von der Regierung von Präsident Joe Biden vorgeschlagene Infrastrukturplan umgesetzt wird.

Die erwarteten 750 Milliarden US-Dollar, die nach Ansicht der IEA 2021 für saubere Energietechnologien und Effizienz ausgegeben werden sollen, bleiben aber weit unter dem, was erforderlich ist, um das Energiesystem auf einen nachhaltigen Weg zu bringen. Die Investitionen in saubere Energie müssten sich in den 2020er Jahren verdreifachen, um die Welt auf den Weg zu bringen bis 2050 Netto-Null-Emissionen zu erreichen und damit die Tür für eine Stabilisierung des globalen Temperaturanstiegs um 1,5 °C offen zu halten. Das hat die IEA in dem Bericht „Roadmap to Net Zero“ beschrieben. Der Bericht steht hier als pdf bereit.

Das Top Thema der letzten Woche war der Start des britischen Emissionshandels, der die Märkte durcheinanderwirbelte. Die Aussicht auf die Aufhebung der Wirtschaftssanktionen gegen den Iran, ließ die Rohölpreise fallen. Die USA haben die Sanktionen gegen die Projektgesellschaft der Nord-Stream-2 aufgehoben, so dass eine baldige Fertigstellung wahrscheinlicher wird.

Der Gaspreis ging in der letzten Woche deutlich nach unten. Die Kohlenachfrage hat sich in diesem Jahr deutlich erholt, weshalb China seine Produzenten aufgefordert hat, die Produktion im eigenen Land deutlich zu erhöhen. Der Strompreis folgte dem gesunkenen Gas- und CO2-Preis. Der Marktbericht ist hier als pdf abrufbar.

Am Rohölmarkt belastete die Sorge, dass die angespannte Corona-Lage in großen Nachfrageländern wie Indien, die Öl-Nachfrage senkt. Beim Erdgas hingegen steht das Angebot im Fokus, denn die Speicherstände sind sehr niedrig und die Pipeline-Kapazitäten begrenzt. Das LNG Angebot bleibt aber weiterhin hoch. Der Kohlemarkt wird aktuell, saisonal bedingt, wegen der steigenden Nachfrage aus Indien, vor der traditionellen Monsunzeit von Juli bis September, gestützt.

Durch die gestiegenen Gas- und CO2-Preise bewegte sich auch der Strommarkt in der letzten Woche nach oben. Beflügelt von den Ankündigungen, des von den USA einberufenen Klimagipfels und den Verschärfungen der EU-Klimaziele, stieg der CO2-Preis wieder auf Rekordhöhe. Der Marktbericht Commodities steht hier als pdf zum abruf bereit.