Der stündliche und der langfristige (bis zu mehrere Jahren im Voraus) Strompreis wird an Strombörsen ausgehandelt. Dabei treten die verschiedenen Kraftwerkstypen zueinander in Konkurrenz. Ein vornehmlich angewendetes Preisbildungselement für die stündliche Strompreisbildung ist das sogenannte Merit-Order-Modell. Dabei bieten die einzelnen Kraftwerkstypen entsprechend ihrer Grenzkosten für das letzte von ihnen lieferbare Megawatt zu ihrem Grenzkostenpreis ihren Strom an. Der Kernkraftwerkspark 2022 in Deutschland konnte eine Leistung von ca. 4 GW kontinuierlich zur Verfügung stellen. Und das zum günstigsten Grenzpreis aller Kraftwerkstypen mit Ausnahme der subventionierten Wind- und Solarkraftwerke. Würde die Stromnachfrage zu einer gewissen Zeit lediglich 4 GW betragen, würden nach dem Merit-Order-Modell die Kernkraftwerke den Zuschlag erhalten (weil sie die billigsten Kraftwerke wären) und der Strompreis würde für die entsprechende Zeit auch entsprechend gering ausfallen. Eine Besonderheit bilden die EEG-Kraftwerke wie Windkraft- und Solaranlagen. Diese Kraftwerke stehen laut Verordnung stets an erster Stelle in der Merit-Order und haben nur sehr geringe bzw. gar keine Grenzkosten. Die Grenzkosten der einzelnen Kraftwerkstypen ergeben sich hauptsächlich aus dem Einsatz der Primärenergiemenge die benötigt wird, um das letzte erzeugbare Megawatt an elektrischer Leistung zu generieren. Bei Windkraft- und Solarkraftwerken kostet der zusätzliche Einsatz von Primärenergie (Wind und Sonne) praktisch nichts, währenddessen bei Kohle- und Gaskraftwerken zusätzlicher Brennstoff eingekauft und verbrannt werden muß. Insbesondere bei den Gaskraftwerken unterlag der Gaspreis im Jahr 2022 starken Schwankungen und erreichte im August seinen Höhepunkt am Spotmarkt.

Die enge Verbindung zwischen dem Strompreis und dem Gaspreis ist ein zentrales Thema auf den Energiemärkten, insbesondere in Zeiten steigender Energiepreise. Diese Kopplung wird hauptsächlich durch das sogenannte Merit-Order-Prinzip bestimmt, das die Preisbildung auf den Strommärkten regelt.

Merit-Order-Prinzip: Dieses Prinzip besagt, dass die Strompreise durch die Kosten des zuletzt eingesetzten Kraftwerks bestimmt werden, das zur Deckung der Nachfrage benötigt wird. In vielen europäischen Ländern sind dies häufig Gaskraftwerke, deren Betriebskosten stark von den Gaspreisen abhängen. Wenn die Gaspreise steigen, erhöhen sich auch die Grenzkosten dieser Kraftwerke, was zu einem Anstieg der Strompreise führt.

Zusammenfassend lässt sich sagen, dass der Zusammenhang zwischen dem Börsenstrompreis und dem Börsengaspreis sehr eng ist und vor allem durch die Marktmechanismen des Merit-Order-Prinzips geprägt wird. Die aktuelle Energiekrise hat diesen Zusammenhang verstärkt und führt zu steigenden Preisen für Verbraucher.

Die nachfolgende Grafik zeigt den Verlauf des Großhandelspreises einerseits für Gas und andererseits für Strom an. Es ist mehr als deutlich, dass eine starke Korrelation zwischen dem Gas- und dem Strompreis vorliegt. Der resultierende Korrelationsfaktor beträgt 0,988. Das heißt, es besteht ein sehr starker Zusammenhang zwischen der Entwicklung des deutschen Gas- und des resultierenden deutschen Strompreises. Es läßt sich weiterhin feststellen, dass der Börsenstrompreis im Schnitt stets 2,32 mal teurer ist als der Börsengaspreis. Andere Parameter, wie z.B. der Anteil von Erneuerbaren Energien in Deutschland, spielen im durchschnittlichen monatlichen Börsenstrompreis keine Rolle. Die spiegeln sich höchstens in den täglichen Stundenwerten wider.

Präsident Müller: Wollen Regionen mit viel Erneuerbaren Energien spürbar entlasten.

Die Bundesnetzagentur hat heute ein Eckpunktepapier zur Verteilung der Mehrkosten veröffentlicht, die in Stromnetzen mit besonders viel erneuerbarer Stromerzeugung entstehen.

Wir wollen faire Netzentgelte für die Menschen und Unternehmen, die in Regionen mit einem starken Ausbau der Erneuerbaren leben beziehungsweise wirtschaften. Die Energiewende ist eine Gemeinschaftsaufgabe, und Investitionen in die Netze kommen allen zugute. Wir wollen eine gerechtere Verteilung der Kosten erreichen, sagt Klaus Müller, Präsident der Bundesnetzagentur. Es besteht große Einigkeit über den Handlungsbedarf bei den Netzentgelten. In Regionen, die deutlich mehr erneuerbaren Strom erzeugen als sie verbrauchen, entstehen für den Umbau der Netze erhebliche Kosten. Gleichzeitig versorgt der Strom nicht nur die Region, sondern ganz Deutschland. Die Netzentgelte in diesen Regionen sollen sinken. Dies führt auf der anderen Seite überschaubaren zusätzlichen Kosten für alle Stromverbraucher in Deutschland. Wir wollen unseren Vorschlag nun mit der Politik, den Ländern, der Branche und zivilgesellschaftlichen Akteuren diskutieren.

Grundzüge des Modells

Die Bundesnetzagentur beabsichtigt, Netzbetreiber mit besonders hohen Kosten durch den Ausbau der erneuerbaren Stromerzeugung zu entlasten und alle Stromverbraucher fairer an den Kosten zu beteiligen.

Die Bundesnetzagentur schlägt ein gestuftes Modell vor. Der erste Schritt ist die Ermittlung, ob ein Netzbetreiber von einer besonderen Kostenbelastung aus dem Ausbau der Erneuerbaren betroffen ist. Hierzu schlägt die Bundesnetzagentur eine Kennzahl vor, deren Grundlage die ans Netz angeschlossene erneuerbare Erzeugungsleistung bildet. Wenn diese Kennzahl eines Netzbetreibers einen festzulegenden Schwellenwert überschreitet, kann die in einem zweiten Schritt ermittelte Mehrbelastung bundesweit verteilt werden. In den betroffenen Regionen sinken die Netzentgelte.

Aktuell wären 17 Netzbetreiber in Zuständigkeit der Bundesnetzagentur berechtigt, ihre Mehrkosten auf alles Stromverbraucher zu wälzen. Die begünstigten Netzbetreiber versorgen rund 10,5 Mio. Netznutzer. Bei ihnen würden die Netzentgelte um bis zu 25 Prozent sinken. Sie lägen damit meist unter und nur zum Teil noch leicht über dem Bundesdurchschnitt. Ein durchschnittlicher Haushalt (3.500 kWh/a) in den begünstigten Netzgebieten spart dadurch bis zu 120 Euro im Jahr.

Die Entlastung beträgt bezogen auf 2023 brutto rund 608 Mio. Euro. Entlastet werden vor allem Netzbetreiber in Brandenburg (217 Mio. Euro), Schleswig-Holstein (184 Mio. Euro) und Sachsen-Anhalt (88 Mio. Euro). Auch in Mecklenburg-Vorpommern (44 Mio. Euro), Bayern (40 Mio. Euro), und Niedersachsen (26 Mio. Euro) kommt es zu spürbaren Entlastungen. Geringere Entlastungen ergeben sich auch für einzelne Netzbetreiber in Baden-Württemberg, Hessen, Saarland und Rheinland-Pfalz. In den übrigen Bundesländern ergibt sich derzeit kein Wälzungsbetrag.

Die begünstigten Netzbetreiber erhalten in einem dritten Schritt einen finanziellen Ausgleich für die Mehrbelastung. Alle Stromverbraucher in Deutschland finanzieren die Kosten solidarisch, indem diese bundesweit gleichmäßig verteilt werden.

Konkret beabsichtigt die Bundesnetzagentur, den Mechanismus der Umlage nach § 19 StromNEV zu nutzen. Die Umlage ist ein etablierter Mechanismus zum Ausgleich bestimmter Netzkosten zwischen allen Netznutzern. Die § 19-Umlage ist Bestandteil des Strompreises. Sie dient dazu, entgangene Erlöse eines Netzbetreibers auszugleichen, die entstehen, weil bestimmte Verbraucher ein reduziertes Netzentgelt zahlen.

Der deutlichen Entlastung der betroffenen Regionen stehen damit überschaubare zusätzliche Kosten für alle Stromverbraucher gegenüber. Die § 19-Umlage würde von 0,4 ct/kWh (für 2024) auf 0,64 ct/kWh steigen. Dies bedeutet für einen durchschnittlichen Haushalt (3.500 kWh/a) zusätzliche Kosten von 8,40 Euro pro Jahr.

Hintergrund

Viele Stromverteilernetze werden für die Aufnahme und den Weitertransport des regional erzeugten erneuerbaren Stroms ausgebaut und digitalisiert. Dies verursacht zusätzliche Kosten. Die Kosten treten bundesweit in unterschiedlichem Maße auf. Grund dafür ist, dass Windenergie vorwiegend im Norden und großflächige Freiflächen-Photovoltaik in überwiegend ländlichen Regionen entstehen.

Alle Netzkosten werden über die Netzentgelte durch die Stromkunden refinanziert. Hierbei tragen die Kunden in den Netzregionen, die jetzt entlastet werden sollen, derzeit alle Kosten für die Integration der erneuerbaren Stromerzeugung. Damit verteilen sich die Kosten aktuell nicht gleichmäßig auf alle Netznutzer. In weiten Teilen Nord- und Nordostdeutschlands sind die Netzentgelte – als Bestandteil der Stromkosten – merklich höher als in anderen Regionen Deutschlands. In einigen Netzgebieten betragen die Netzentgelte bis zu rund 15 ct/kWh, während es Regionen gibt, in denen diese unter 5 ct/kWh betragen. Auch innerhalb einiger Bundesländer wie zum Beispiel Bayerns und Baden-Württembergs unterscheiden sich die Netzentgelte deutlich.

Diese Entwicklung hat über die Jahre eine nicht weiter hinnehmbare Dimension angenommen. Sie würde sich mit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren verschärfen. Mit der Novelle des Energiewirtschaftsrechts im November 2023 ist es der Bundesnetzagentur übertragen, derartige Entscheidungen zu den Netzkosten zu treffen.

Die Stromversorgung geschieht über verschiedene Netzebenen – von den Übertragungsnetzen in der Höchstspannung bis zur Niederspannung am Hausanschluss.

Alle Netzebenen unterhalb der Höchstspannung werden als Verteilernetze bezeichnet. In Deutschland gibt es ca. 870 Unternehmen, die Stromverteilernetze betreiben."

Die EEG-Umlage finanziert(e) den Ausbau der Erneuerbaren Energien. Die EEG-Umlage dient(e) dazu, die Differenz zwischen den Einnahmen aus dem Verkauf von Strom aus erneuerbaren Energien und den Vergütungen, die an die Betreiber dieser Anlagen gezahlt werden, zu decken. Wenn die Erlöse aus dem Verkauf des Stroms an der Börse niedriger sind als die garantierten Einspeisevergütungen, wird diese Differenz durch die EEG-Umlage finanziert.

Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind/waren verpflichtet, für jede an Letztverbraucher gelieferte Kilowattstunde Strom eine EEG-Umlage an die ÜNB zu entrichten. Diese Zahlungen werden/wurden dann verwendet, um die Kosten zu decken, die den ÜNB im Zusammenhang mit der Umsetzung des EEG entstehen. Die Gesamtkosten, die durch die Zahlungen an die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen entstehen, werden/wurden dann auf alle Stromverbraucher umgelegt. Dies geschieht/geschah in Form eines Aufschlags auf den Strompreis, der in Cent pro Kilowattstunde ausgewiesen wird/wurde.

Die EEG-Umlage setzt(e) sich aus einer über 20 Jahre garantierten festen Einspeisevergütung an die Betreiber von EE-Anlagen und einer Markt- und Flexibilitätspämie für direkt vermarktete EE-Anlagen zusammen. Die Marktprämie deckt die Differenz zwischen einer gewährten Förderhöhe und dem aktuellen Marktpreis ab und wird monatlich von den ÜNB neu ermittelt.

Bis 2022 wurde diese Finanzierung vollständig auf den Strompreis umgelegt. Seit 2023 läuft diese Förderung über den Bundeshaushalt und wird somit weiterhin durch den deutschen Steuerzahler vollumpfänglich bezahlt. Die EEG-Umlage als solche ist ab 2023 vollständig weggefallen. Sie wird jetzt aber als sogenannte "Förderzahlung an EEG-Anlagenbetreiber" nur unter einem anderen Begriff weitergeführt und durch Steuermittel aus dem sogenannten "Klima- und Transformationsfond" (KTF) hauptsächlich durch die von der Industrie, dem Gewerbe, den Behörden und den Bürgern zu tragenden CO2-Abgaben finanziert. Mithin wird hier insgesamt der Begriff "EEG-Zahlungen" verwendet.

Zusammenfassung:

1. Stromverbraucher:
Ursprünglich wurde die EEG-Umlage von allen Stromverbrauchern gezahlt, indem ein Teil ihrer Stromkosten als Umlage auf den Strompreis aufgeschlagen wurde. Diese Zahlungen deckten die Differenz zwischen den Einnahmen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus dem Verkauf von Strom und den gesetzlich garantierten Vergütungen an die Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen.

2. Marktprämie:
Ein weiterer Bestandteil der Finanzierung ist die Marktprämie, die an Betreiber von Erneuerbare-Energien-Anlagen gezahlt wird, die ihren Strom direkt vermarkten. Diese Prämie gleicht die Differenz zwischen dem Marktpreis und der Einspeisevergütung aus und wird ebenfalls über die EEG-Umlage finanziert.

3. Bundeshaushalt (ab 2023):
Seit dem 1. Januar 2023 wurde die EEG-Umlage abgeschafft, und die Finanzierung erfolgt nun vollständig über den Bundeshaushalt. Dies bedeutet, dass die Kosten für die Förderung erneuerbarer Energien nicht mehr durch Zahlungen der Verbraucher gedeckt werden, sondern aus staatlichen Mitteln.

4. Bedeutung einer negativen EEG-Umlage:
Eine negative EEG-Umlage kann auftreten, wenn die Einnahmen aus dem Verkauf von Strom an der Börse höher sind als die Ausgaben für die Einspeisevergütung und Marktprämie. In solchen Fällen könnte es zu einer Rückzahlung kommen, da das EEG-Konto einen Überschuss aufweist. Dies geschieht oft in Zeiten hoher Strompreise an den Börsen, was durch eine hohe Einspeisung von erneuerbaren Energien (z.B. Wind und Sonne) und gleichzeitig niedrigen Verbrauch verursacht wird. Wenn der Marktpreis für Strom steigt, können die Einnahmen aus dem Verkauf des erzeugten Stroms die Kosten für die Einspeisevergütung übersteigen. Das EEG-Konto wird genutzt, um die Einnahmen und Ausgaben im Zusammenhang mit der Förderung erneuerbarer Energien zu verwalten. Ein Überschuss auf diesem Konto kann zu einer negativen EEG-Umlage führen. In einem Szenario mit negativer EEG-Umlage könnten Verbraucher von Rückzahlungen profitieren oder eine Senkung ihrer Stromkosten erfahren. Negative EEG-Umlagen können auch dazu führen, dass die Strompreise für Endverbraucher sinken, da die finanziellen Belastungen durch die Umlage verringert werden. Eine negative EEG-Umlage ist ein Indikator für eine positive Marktentwicklung im Bereich der erneuerbaren Energien und zeigt an, dass es möglicherweise mehr Einnahmen aus dem Stromverkauf gibt als Ausgaben für Förderungen. Dies kann sowohl für Verbraucher als auch für das gesamte Energiesystem vorteilhaft sein.

Die prognostizierten Werte ab dem Jahr 2024 basieren auf der Mittelfristprognose des ewi zu Köln. Für das Jahr 2021 schoß der Bund (also der deutsche Steuerzahler) 10,8 Mrd. € zur EEG-Umlage hinzu. Dieser Bundeszuschuß stellte sicher, dass das EEG-Konto für das Jahr 2022 wieder einen positiven Stand aufwies.

Die stark gesunkene Markt- und Flexibilitätsprämie im Jahr 2022 gegenüber dem Jahr 2021 ist darauf zurückzuführen, dass im Jahr 2022 die Marktpreise für Strom aufgrund der Energiekrise erheblich gestiegen waren. So lag der durchschnittliche Monatsmarktwert bei Solarstrom im Jahr 2022 bei 22,306 ct/kWh gegenüber einem Monatsmarktwert von 7,552 c7/kWh im Jahr 2021. Diese hohen Marktpreise führten dazu, dass die Marktprämie, die als Differenz zwischen dem anzulegenden Wert und dem Marktwert berechnet wird, signifikant sank. Mit einem sinkenden Monatsmarktwert steigt auch wieder die vom Steuerzahler an die Betreiber von EE-Anlagen zu zahlende Vergütung (Marktprämie).

Die untere Grafik zeigt die Entwicklung des EEG-Kontos an. Das EEG-Konto ist ein zentrales Element des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) in Deutschland, das seit seiner Einführung im Jahr 2000 die Förderung erneuerbarer Energien regelt. Es funktioniert ähnlich wie ein Bankkonto, auf dem Einnahmen und Ausgaben im Zusammenhang mit der Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen verbucht werden.

Einnahmen: Die Erlöse stammen aus dem Verkauf von Strom, der an der Börse vermarktet wird. Diese Einnahmen werden auf der Haben-Seite des EEG-Kontos verbucht. Die Höhe dieser Erlöse kann stark schwanken, abhängig von den aktuellen Marktpreisen für Strom.

Ausgaben: Auf der Soll-Seite werden die Vergütungen für Betreiber von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien (wie Photovoltaik, Windkraft und Biomasse) erfasst. Diese Betreiber erhalten eine feste Vergütung oder eine Marktprämie für jede eingespeiste Kilowattstunde.