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.

Auf der Nachfrageseite treibt die Hoffnung auf konjunkturelle Besserung, gestützt durch Fortschritte bei den Corona-Impfungen und die Aussicht auf weniger Beschränkungen des öffentlichen Lebens die globalen Energie Commodities. Es gab in den vergangenen Tagen allerdings, nach Aussage von Händlern,  keine großen Impulse für die Märkte,

so dass eine eher volatile Seitwärtsbewegung festzustellen war. Das Gasspeicherniveau liegt in Europa 6,1 % unter der saisonalen Norm. Bei einer größeren Gasnachfrage, aufgrund von tieferen Temperaturen, könnte das für steigende Großhandelspreise sorgen. Der Marktbericht ist hier abrufbar.

Die Preise der Energie-Notierungen waren in den letzten beiden Wochen uneinheitlich, aber mit Ausnahme der Kohlenotierungen, nach oben gerichtet. Bei Rohöl spielten die Förderkürzungen der OPEC+ eine Rolle. Das kalte Wetter in Europa beflügelte die Erdgas- und Stromnotierungen.

Aufgrund einer geringeren Nachfrage nach Kohle aus Asien, sanken die Kohlenotierungen. Die Preise für Emissionszertifikate setzen hingegen ihren Höhenflug fort und notierten auf einem All-Time-High bei über 40 € pro Tonne. Der Marktbericht steht hier bereit.

Nach Angaben des Marktstammdatenregisters (MaStR) fehlt für eine ganze Reihe von Bestandsanlagen derzeit noch eine Registrierung. Betreiber, die ihre Anlagen bislang nicht registriert haben (Frist war der 31.01.2021), können dies unter www.marktstammdatenregister.de in den kommenden Wochen nachholen. Die Bundesnetzagentur fordert die Betreiber nicht registrierter Anlagen auf, von dieser Möglichkeit Gebrauch zu machen.

Die Anschlussnetzbetreiber sollen nun beginnen, die Förderzahlungen für nicht registrierte EEG- und KWK-Anlagen zurückzuhalten. Sobald die Registrierung vorgenommen wurde, sollen die zurückbehaltenen Zahlungen nachgeholt werden. Jochen Homann, der Präsident der Bundesnetzagentur meint dazu: „Es ist mir ein Anliegen, darauf hinzuweisen, dass die Betreiber der Bestandsanlagen kein Geld verlieren, wenn sie ihre Anlage nach Ende der Übergangsfrist registrieren“. Das Marktstammdatenregister stellt verschiedene Registrierungshilfen, z.B. für KWK-Anlagenbetreiber, zur Verfügung.

EINTEC-INSIGHTS Fristenkalender

Meldepflichten und Meldefristen gehören zu den jährlichen Aufgaben der Energieverantwortlichen in den Unternehmen. Die COVID19-Pandemie bringt hierbei auch so manche Unsicherheiten. Eigenerzeugung, Selbstnutzung, Stromlieferung an Dritte – wer muss was und wann an wen melden? Diese Fragen müssen im Unternehmen rechtzeitig geklärt sein, um der Meldepflicht von Energiedaten rechtzeitig nachzukommen.  Wer seinen Pflichten nicht nachkommt, kann einerseits eine erhebliche Menge Geld verschenken oder muss andererseits, im schlechtesten Falle, mit empfindlichen Strafen rechnen.

Eine gute Übersicht über diese vielfältigen Meldepflichten liefert der EINTEC-INSIGHTS Fristenkalender. Neben den Fristen, sind darin die entsprechenden, notwendigen Dokumente und gesetzlichen Auflagen dokumentiert und verlinkt. EINTEC unterstützt bei der Individualisierung dieses Fristenkalenders für das einzelne Unternehmen.

Die Preise der Energie-Notierungen sind in den letzten Tagen etwas gefallen, aber haben einen starken Anstieg hinter sich.  Ein Grund für den leichten Rückgang war der starke US-Dollar. Gerade bei in Dollar notierten Commodities, wirkt sich das Wechselkursverhältnis aus.

Weiterhin werden negative wirtschaftliche Auswirkungen wegen der geplanten, weiteren COVID 19 Lockdown-Maßnahmen , befürchtet.  Bei den Erdgaspreisen wirken die LNG Entwicklungen in Asien, die zu hohen Preisen führen, auch in Europa  nach. Der Marktbericht steht hier als pdf bereit.

Die COVID 19-Pandemie hat den Energiesektor stärker verändert als jedes andere Ereignis in der jüngeren Geschichte und die Auswirkungen werden auch in den kommenden Jahren spürbar sein. Diese Analyse zeigt die Auswirkungen aufgeschlüsselt auf die einzelnen Energieträger für das Jahr 2020.

Nach Einschätzung des IEA World Energy Outlook ist der weltweite Energiebedarf 2020 um 5%, die energiebezogenen CO2-Emissionen um 7% und die Energieinvestitionen um 18% gesunken. Die Auswirkungen variieren je nach Kraftstoff. Der geschätzte Rückgang der Ölnachfrage um 8% und des Kohleverbrauchs um 7% steht in starkem Kontrast zu einem leichten Anstieg des Beitrags erneuerbarer Energien. Der Rückgang der Erdgasnachfrage liegt bei rund 3%, während die weltweite Stromnachfrage im Jahresverlauf voraussichtlich um relativ bescheidene 2% zurückgegangen ist.

Zum Ende des ausgelaufenen  Jahres 2020 wurden die Energiemärkte von dem Brexit Deal und einer Hoffnung auf ein Ende der COVID 19 Krise, durch das Anlaufen der Impfungen beeinflusst. Dennoch werden die weiteren,  weltweiten

Lockdowns auch im neuen Jahr das Wirtschaftsleben und somit auch die Energiepreise  beeinflussen. Corona Hilfsprogramme für die Wirtschaft werden im Fokus stehen. Der Marktbericht steht hier zum Download als pdf bereit.

Die KW 48 war geprägt von der Hoffnung, dass die Covid19 Pandemie durch den Impfstoff im nächsten Jahr gebändigt werden könnte. Das wirkt am längeren Ende positiv auf die Preise, aber die aktuellen regionalen Lockdown Maßnahmen in einigen Ländern wirken dagegen.

Ein Blick auf den europäischen Stromverbrauch zeigt, dass vor allem Frankreich aktuell mit einem Absatzminus von 14 Prozent und Spanien mit minus elf Prozent gegenüber dem Vorjahr deutlich unter der Corona-Krise leiden. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 48

Die letzten Wochen waren geprägt von der US-Wahl, die bis heute deutliche Wellen schlägt, denn Präsident Trump will den Wahlsieg von Joe Biden nicht anerkennen. Das wirkte dann auch belastend auf die Notierungen der Commodities. In die gleiche Richtung zielten die erneuten, weltweiten COVID 19 Lockdowns. Am 13. November wurden weltweit 628.000 COVID 19 Neuinfektionen gemeldet.

Die Nachricht von einem bald wirksamen Impfstoff konnte die Märkte hingegen positiv beflügelte, aber nur kurzzeitig. Mit dem Marktbericht Commodities wird in regelmäßigen Abständen das Marktgeschehen der wichtigsten energierelevanten Märkte wiedergegeben. Der Bericht steht hier als pdf zum Download bereit: Marktbericht Commodities KW 46

Auf Basis von den unterlagerten Netzbetreibern sowie vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) gemeldeten Prognosewerten wurden die zu erwartenden Belastungen gemäß dem aktuellen KWKG identifiziert und die für Letztverbräuche bundesweit anwendbare KWKG-Umlage ermittelt und und am 26.10.2020 veröffentlicht.

Aus den Mitte Oktober 2020 bei den ÜNB vorliegenden Prognosedaten über die Höhe der für 2021 erwarteten förderfähigen KWK-Strommengen und der Höhe des gesamten zu erwartenden Fördervolumens ergibt sich für das Jahr 2021 eine KWKG-Umlage als Aufschlag auf die Netzentgelte für alle nichtprivilegierten Letztverbräuche in Höhe von rd. 0,308 ct/kWh.

Die Jahresabrechnung KWKG 2019 auf Basis vorliegender WP-Bescheinigungen ergibt einen nachzuholenden Betrag in Höhe von 194.512.064 Euro, was zu einem zusätzlichen Aufschlag für alle nichprivilegierten Letzverbräuche in Höhe von rd. -0,054 ct/kWh führt.

In Zusammenfassung der o.g. Daten ergibt sich ab dem 01.01.2021 eine gerundete KWKG-Umlage in Höhe von 0,254 ct/kWh auf die nichtprivilegierten Letztverbraucher.

Die Entwicklung der KWK-Umlage der letzten 10 Jahre als pdf.

Zusammenstellung der Umlagen und Abgaben auf Strom für 2021

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