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.

Der Industriestrompreis ist in seiner aktuellen Ausgestaltung weniger als klassische Förderung zu verstehen, sondern als strategisches Instrument zur Stabilisierung energieintensiver Industrien im Übergang zu einem elektrifizierten und klimaneutralen Energiesystem. Ausgangspunkt ist ein struktureller Wettbewerbsnachteil: dauerhaft höhere Strompreise in Europa bei gleichzeitig steigenden Anforderungen durch Elektrifizierung und Dekarbonisierung. Der Industriestrompreis soll diese Lücke temporär abfedern – jedoch nicht vollständig schließen.

Die beihilferechtliche Grundlage bildet der europäische Rahmen, konkret der Clean Industrial Deal State Aid Framework (CISAF). Dieser begrenzt die Förderung bewusst: Sie greift nur für einen Teil des Stromverbrauchs, ist in ihrer Höhe gedeckelt und zeitlich befristet. Ökonomisch handelt es sich daher nicht um eine vollständige Strompreissenkung, sondern um eine partielle Entlastung, die vor allem Preisspitzen abfedert. In der praktischen Umsetzung zeigt sich, dass die Förderfähigkeit zweistufig funktioniert. Zunächst erfolgt eine sektorale Vorauswahl, die sich an bestehenden Listen wie der KUEBLL orientiert. Entscheidend ist jedoch die unternehmensspezifische Stromintensität. Damit verschiebt sich die Bewertung von einer rein branchenspezifischen hin zu einer betriebswirtschaftlichen Betrachtung. Unternehmen desselben Sektors können daher unterschiedlich bewertet werden, je nachdem, welche Rolle Strom in ihrer Kostenstruktur spielt.

Die wirtschaftliche Wirkung ist dennoch erheblich. Unter den derzeit diskutierten Parametern ergeben sich Entlastungen von etwa 15 bis 25 €/MWh auf den Gesamtstromverbrauch. Für typische Industriestandorte entspricht das Einsparungen im sechs- bis siebenstelligen Bereich pro Jahr. Allerdings ist diese Entlastung an klare Bedingungen geknüpft. Zentral ist die

Gegenleistungsverpflichtung. Unternehmen müssen einen wesentlichen Teil der erhaltenen Beihilfe – typischerweise mindestens 50 % – in Maßnahmen investieren, die zur Transformation des Energiesystems beitragen. Dazu zählen insbesondere erneuerbare Eigenerzeugung, Speicher, Flexibilisierung, Elektrifizierung und Effizienzmaßnahmen. Der Industriestrompreis wirkt damit nicht nur kostensenkend, sondern auch investitionssteuernd.

Aus strategischer Sicht entsteht dadurch eine doppelte Optimierungsaufgabe: Einerseits ist die maximale Entlastung zu ermitteln, andererseits müssen geeignete und anrechenbare Investitionen identifiziert werden. Die Herausforderung liegt somit weniger im Antrag selbst als in der Entwicklung eines konsistenten Maßnahmenportfolios. Zusätzliche Komplexität entsteht durch die Wechselwirkung mit bestehenden Instrumenten, insbesondere der Strompreiskompensation. Eine doppelte Förderung derselben Strommenge ist ausgeschlossen, sodass eine gezielte Aufteilung der Verbräuche erforderlich wird.

In der praktischen Umsetzung sind vor allem drei Aspekte kritisch: die saubere Abgrenzung der Strommengen, steigende Anforderungen an Nachweis und Prüfung sowie die zeitliche Einordnung der Investitionen. Unternehmen, die diese Punkte frühzeitig strukturieren, haben einen klaren Vorteil. Insgesamt ist der Industriestrompreis damit kein isoliertes Förderinstrument, sondern Teil einer umfassenden Transformationslogik. Seine Wirkung entfaltet er vor allem dann, wenn er strategisch in die Energie- und Investitionsplanung integriert wird.

Entwurf der Förderrichtlinie

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.

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. 

Die beiden Grafiken zeigen den Einfluss (ceteris paribus Berechnung) des sogenannten Osterpakets zum beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien, welches von den Abgeordneten des Deutschen Bundestages am 7. Juli 2022 verabschiedet wurde. Die Auswirkungen auf die Basepreise in Deutschland und Europa sowie auf den europäischen Stromaustausch sind signifikant.

Wir veröffentlichen unter https://www.eintec.de/grafiken regelmäßig interessante Inhalte zu Langfristpreisprognosen und den dazugehörigen Modellen. Bereitgestellt werden diese von unserem Partnerunternehmen GEEC · global experts energy consulting GmbH und stellen Auszüge aus deren regelmäßig durchgeführten Workshops dar.

Der Koalitionsvertrag für die laufende Koalitionsperiode sieht vor, dass die Förderkosten des  EEG  ab 1. Januar 2023 vollständig aus dem Staatshaushalt finanziert werden. Damit würde ab diesem Datum auch die EEG-Umlage entfallen. Derzeit wird politisch auch über eine frühere Abschaffung der EEG-Umlage diskutiert.
Vor diesem Hintergrund hat das BAFA eine Mitteilung herausgegeben, ob eine Antragstellung in diesem Jahr für die Besondere Ausgleichsregelung noch sinnvoll ist. Das BAFA schreibt, dass die Entscheidung hierüber eine betriebswirtschaftliche Entscheidung sei, die jedes Unternehmen selbst zu treffen hat. Das BAFA weist aber vorsorglich darauf hin, dass selbst bei einer vollständigen Abschaffung der EEG-Umlage nach gegenwärtigem Kenntnisstand Begrenzungsbescheide nach §§ 64, 64a EEG 2021 auch im kommenden Jahr eine Begrenzungswirkung entfalten

können, da sie unmittelbar auch zu einer Begrenzung der KWKG- und der Offshore-Netzumlage genutzt werden können.

Das  BAFA  wird daher auch in diesem Jahr das reguläre Antragsverfahren auf Basis des geltenden Rechts anbieten. Die Antragsportale des BAFA werden daher wie gewohnt für Anträge zur Verfügung stehen. Im Übrigen befindet sich das BAFA mit dem BMWK in einem engen Austausch, um die Besondere Ausgleichsregelung auf eine neue Rechtsgrundlage zu stellen. Diese neue Grundlage könnte ab dem Antragsjahr 2023 wirksam werden und dabei auch die Anforderungen aus den Klima-, Umwelt- und Energiebeihilfeleitlinien der Europäischen Kommission (KUEBLL) umsetzen.

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 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.

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.

Die Europäische Kommission hat am 29.04.2021, nach den EU-Beihilfevorschriften, die Verlängerung und Änderung des deutschen Erneuerbaren-Energien-Gesetzes (EEG 2021) gebilligt. Für einige Teilregelungen, etwa die Umlagebefreiung für Wasserstoff, fehlt aber noch die Bestätigung aus Brüssel. In einer Mitteilung der EU heißt es: „Deutschland hat eine Verlängerung und Änderung der Förderregelung für erneuerbare Energien bei der Kommission zur Genehmigung angemeldet. Die Regelung soll die bisherige Förderung erneuerbarer Energien im Rahmen einer bestehenden Regelung, die die Kommission im Rahmen ihrer Beschlüsse zum EEG 2017 (SA.45461) und zum EEG 2014 (SA.38632) genehmigt hat, ersetzen. Die neue Maßnahme gilt bis Ende 2026.“

Mit der Regelung werden u.a. Änderungen an der Teilbefreiung von der EEG-Umlage für stromintensive Unternehmen sowie eine spezielle Regel für Teilbefreiungen von energieintensiven Unternehmen von der Umlage für Wasserstoff, eingeführt. Am 4. BAFA Informationstag zur Besondere Ausgleichsregelung am 29. April 2021 hat Bernhard Schurr vom BAFA die „Zentralen Neuerungen des EEG 2021“ vorgestellt. Wir hatten mit diesem verlinkten Artikel auch schon einige Hinweise zur EEG-Antragstellung gegeben.

Das BAFA hat am 10.03.2021 ein Merkblatt herausgegeben, in dem die wichtigsten Neuregelungen des EEG 2021 in Bezug auf die Besondere Ausgleichsregelung, wie folgt zusammenfasst werden:

Vergrößerter Kreis der Antragsberechtigten
Mit den Änderungen der §§ 63 ff. EEG 2021 wurden neue Besondere Ausgleichstatbestände geschaffen. Nach den neuen Regelungen begrenzt das BAFA auf Antrag ab dem Antragsjahr 2021 / Begrenzungsjahr 2022 abnahmestellenbezogen auch:
• nach § 64a EEG 2021: Unternehmen, die Wasserstoff elektrochemisch herstellen
• nach § 65a EEG 2021: Verkehrsunternehmen mit elektrisch betriebenen Bussen im Linienverkehr, die über einen elektrischen Antrieb ohne zusätzlichen Verbrennungsmotor verfügen
• nach § 65b EEG 2021: Landstromanlagen für Seeschiffe.

Anpassung der Schwellenwerte der Stromkostenintensität bei der Liste 1
Durch die Änderung des § 64 Absatz 1 EEG 2021 werden die Schwellenwerte der Stromkostenintensität für Unternehmen der Liste 1 der Anlage 4 für das Antragsjahr 2021 auf 14 Prozent vereinheitlicht und der Schwellenwert in den Antragsjahren 2022 bis 2024 jährlich um 1 Prozentpunkt reduziert, so dass dieser ab dem Antragsjahr 2024 bei 11 Prozent liegt. Die sukzessive Absenkung der Schwellenwerte soll sicherstellen, dass die Unternehmen, die derzeit in der

Besonderen Ausgleichsregelung privilegiert sind, auch dauerhaft privilegiert bleiben, wenn die EEG-Umlage in den kommenden Jahren schrittweise sinkt.

Vorlage der Zertifizierungsbescheinigung nicht mehr ausschlussfristrelevant
Mit der Änderung von § 64 Absatz 3 Nummer 2 EEG 2021 i. V. m. § 66 Absatz 1 Satz 1 EEG 2021 muss innerhalb der materiellen Ausschlussfrist neben der Vorlage des Prüfungsvermerkes nach § 64 Absatz 3 Nummer 1 Buchstabe c EEG 2021 künftig lediglich eine Angabe dazu gemacht werden, dass von dem antragstellenden Unternehmen ein Energie – oder Umweltmanagementsystem oder ein alternatives System zur Verbesserung der Energieeffizienz betrieben wird. Die Bescheinigung der Zertifizierungsstelle selbst muss nicht mehr zwingend eingereicht werden und ist auch nicht mehr relevant für die Ausschlussfrist.

Anpassung der Begrenzungswirkung
Durch § 64 Absatz 2 Nummer 2 EEG 2021 wird die EEG-Umlagebegrenzung für den Stromanteil über 1 Gigawattstunde (Selbstbehalt) je Abnahmestelle zukünftig einheitlich auf 15 Prozent der nach § 60 Absatz 1 EEG 2021 ermittelten EEG-Umlage reduziert.
Hierbei ist zu beachten, dass die vorgenannte Regelung nur Begrenzungen nach § 64 EEG 2021 betrifft; die Begrenzungswirkung nach der Härtefallregelung gemäß § 103 Absatz 4 EEG 2021 bleibt davon unberührt.

Corona-Sonderregelungen
Durch § 103 Absatz 1 EEG 2021 wird für Anträge der Antragsjahre 2021 bis 2024 (für die Begrenzungsjahre 2022 bis 2025) eine Sonderregelung geschaffen, welche die Auswirkungen der COVID 19-Pandemie für die Unternehmen reduzieren soll. Anstelle der letzten drei abgeschlossenen Geschäftsjahre werden in diesen Antragsjahren nur zwei von den letzten drei abgeschlossenen Geschäftsjahren zugrunde gelegt. Dabei steht dem Unternehmen ein Wahlrecht zu, welche zwei der letzten drei abgeschlossenen Geschäftsjahre zugrunde gelegt werden sollen.
es Weiteren können Unternehmen gemäß § 103 Absatz 3 EEG 2021 für das Antragsjahr 2021 anstelle des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres auch das letzte vor dem 01.01.2020 abgeschlossene Geschäftsjahr zugrunde legen, um den erforderlichen Mindeststromverbrauch von 1 GWh nachzuweisen.

Erweiterung des Begriffs der Umwandlung
Mit der Änderung in § 3 Nummer 45 EEG 2021 wird der Begriff der Umwandlung um die Anwachsung gemäß § 738 Bürgerliches Gesetzbuch erweitert. Zukünftig werden auch diese Fallkonstellationen bei den diesbezüglichen Regelungen im EEG 2021, insbesondere in § 67 EEG 2021, erfasst.

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.

Die Rohölpreise fielen, weil die jüngsten Entwicklungen der Corona-Krise die Angst am Ölmarkt vor einem Rückgang der Nachfrage, insbesondere im Mobilitätssektor, schüren. Während die Wetterprognosen von einem Kälteeinbruch über die Ostertage ausgehen, sind die Gasspeicherstände auf einem niedrigen Niveau. Chinas Kohlevorräte stehen aktuell unter Druck und sorgten für einen Anstieg

des Kohlepreises. Von Januar bis März produzierten die erneuerbaren Energien nur 40 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms. Der Anteil der Stromerzeugung auf Basis von Kohle und Erdgas stieg im Vergleich zum Vorjahr deutlich. Der Marktbericht Commodities KW 13 steht hier als pdf zur Verfügung.