Preisbericht für den Energiemarkt in Baden-Württemberg 2017 · 0 Executive Summary /...

ENDBERICHT

Preisbericht für den Energiemarkt in

Baden-Württemberg 2017

ÖLMARKT | GASMARKT | STROMMARKT | WÄRMEMARKT

Auftraggeber:

Ministerium für Umwelt, Klima und

Energiewirtschaft Baden-Württemberg

Leipzig, 07.05.2018

Vorsitzende des Aufsichtsrates: Katja Lönnig Sitz und Gerichtsstand: Leipzig USt.-ID DE257965047

Geschäftsführung: Werner Bohnenschäfer-Bleidiesel Handelsregister: Amtsgericht Leipzig HRB 23778 Steuer-Nr. 231 / 113 / 10211

0BImpressum

Auftraggeber

Ministerium für Umwelt, Klima und

Energiewirtschaft Baden-Württemberg

Willy-Brand- Straße 41

70173 Stuttgart

Auftragnehmer

Leipziger Institut für Energie GmbH

Lessingstraße 2

04109 Leipzig

Bearbeitung

Alexander Schiffler (Projektleitung)

Telefon 03 41 / 22 47 62 23

E-Mail [email protected]

Marcel Ebert

Johannes Gansler

Christian Lorenz

Matthias Reichmuth

Laufzeit

Dezember 2017 bis Mai 2018

Datum

Leipzig, 07.05.2018

0 Executive Summary / Zusammenfassung 1

1 Einleitung und relevante Rahmenbedingungen 7

1.1 Einleitung 7

1.2 Globale und europäische Rahmenbedingungen 7

1.3 Bundesweite Rahmenbedingungen 8

1.4 Rahmenbedingungen in Baden-Württemberg 9

Teil A - Historische Betrachtung der Preisentwicklung 10

2 Ölmarkt 10

2.1 Preisentwicklung 10

2.1.1 Internationaler Erdölmarkt 10

2.1.2 Heizölmarkt für Endverbraucher 11

2.1.3 Kraftstoffmarkt 15

3 Gasmarkt 19

3.1 Marktstruktur und Wettbewerb 19


3.2.1 Grenzübergangspreise 22

3.2.2 Steuern und Umlagen 23

3.2.3 Haushalte 24

3.2.4 Industrie und Gewerbe 29

4 Strommarkt 41

4.1 Marktstruktur und Wechselverhalten 41


4.2.1 Entwicklung der Preisindizes nach Verbrauchergruppen 45

4.2.2 Entwicklung der Preisindizes nach Energieträgern 47

4.2.3 Börsenstromhandel 49

4.2.4 Steuern, Abgaben und Umlagen 49

4.2.5 Endverbraucherpreise für Haushalte 51

4.2.6 Industrie und Gewerbe 64

5 Wärmemarkt 77

5.1 Marktstruktur und Wechselverhalten 77


5.2.1 Fernwärme in Deutschland 79

Inhaltsverzeichnis

Vorsitzende des Aufsichtsrates: Katja Lönnig Sitz und Gerichtsstand: Leipzig USt.-ID DE257965047

Geschäftsführung: Werner Bohnenschäfer-Bleidiesel Handelsregister: Amtsgericht Leipzig HRB 23778 Steuer-Nr. 231 / 113 / 10211

5.2.2 Fernwärme in baden-württembergischen Städten 80

5.2.3 Holzpellets 81

5.2.4 Vergleich aller Wärmeenergieträger 83

Teil B - Kostenbelastung der Haushalte und Industrieunternehmen durch Energiekosten 84

6 Kostenbelastung 85

6.1 Belastung der Haushalte durch Energiekosten 85

6.2 Belastung der Industrie durch Stromkosten 90

Teil C - Prognose der Preisentwicklung bis 2024 111

7 Öl 112

7.1 Rohöl und Heizöl 112

7.2 Kraftstoffe 113

8 Erdgas 115

8.1 Preiskomponenten 115

8.2 Haushalte 116

8.3 Industrie 119

9 Strom 121

9.1 Preiskomponenten 121

9.2 Haushalte inkl. Heizstrom 128

9.3 Gewerbe 129

9.4 Industrie 134

10 Wärme 137

10.1 Fernwärme 137

11 Anhang 139

12 Verzeichnisse 141

Abkürzungsverzeichnis 142

Abbildungsverzeichnis 144

Tabellenverzeichnis 151

Literaturverzeichnis 152

EXECUTIVE SUMMARY / ZUSAMMENFASSUNG

Preisbericht für den Energiemarkt in Baden-Württemberg 2017 1

Der vorliegende Bericht gibt einen Überblick über die

Entwicklung der Energiepreise in Deutschland und

Baden-Württemberg. Betrachtet werden dabei sowohl

die historische Entwicklung in den letzten Jahren bis

einschließlich 2017 als auch die grundlegenden

Preistrends bis 2024. Im Folgenden werden die

wesentlichen Ergebnisse für die untersuchten Märkte

Öl, Gas, Strom und Wärme kurz zusammengefasst.

Ölmarkt

Historische Betrachtung

Anfang 2016 kam es zu einem weiteren Rückgang der

Ölpreise, wobei die Preise für die Ölsorten Brent und

WTI unter 30 Dollar pro Barrel und somit auf das

Niveau von 2004 sanken. Seit diesem Tief setzte bis

Ende 2017 eine Erholung der Rohölpreise ein, so dass

auch der Einfuhrpreis für Rohöl sich wieder

verteuerte. Mit einem Anstieg um 23 % gegenüber dem

Vorjahr wurde 2017 im Durchschnitt ein nominaler

Preis von 31,1 €/100 l (real 27,8 €/100 l) erreicht, so

dass nominal ein um 21 % (real 29 %) niedrigeres

Preisniveau als 2010 vorlag.

Die Heizöl- und Kraftstoffpreise sind eng an den

Rohölimportpreis gekoppelt, so dass auch hier 2017

eine Erholung der nominalen und realen Preise

gegenüber dem Vorjahr beobachtet werden konnte. Bei

leichtem nichtgewerblichem Heizöl stieg der nominale

Preis im deutschlandweiten Jahresdurchschnitt um 16

% auf 57 €/100 l, real um 14 % auf 52,2 €/100 l. Der

Preis für gewerbliches Heizöl (ohne Mehrwertsteuer)

stieg nominal um 17 % auf 45 €/100 l, real um 15 %

auf 40,3 €/100 l.

Bei Superbenzin und Dieselkraftstoff stiegen die

nominalen Preise auf 1,37 €/l bzw. 1,18 €/l. Real

stiegen die Preise im Vergleich zu 2016 um 4 % bzw.

5 %. In Baden-Württemberg wird für leichtes Heizöl,

aufgrund der Entfernung zu den Seehäfen, geringfügig

mehr bezahlt als im bundesweiten Durchschnitt, die

Preisspanne zwischen den Bundesländern betrug 2017

ca. 3 €/100 l. Im europäischen Vergleich wird deutlich,

dass die Heizölpreise in Deutschland aufgrund der

niedrigeren steuerlichen Belastung deutlich unter dem

europäischen Durchschnitt liegen. Bei Benzin wird in

Deutschland ein etwas höheres Preisniveau als im EU-

Durchschnitt erreicht, bei Diesel ein geringfügig

niedrigeres.

Prognose

Die zukünftigen Einfuhrpreise für Rohöl werden auf

Grundlage der derzeit gehandelten Futures für die

Jahre bis 2024 prognostiziert. Nach der Erholung in

2017 bzw. 2018 wird erwartet, dass der nominale

Einfuhrpreis bis 2024 um 16 % unter dem Niveau von

2017 liegt (realer Rückgang um 25 %).

Ausgehend von der Rohölpreisentwicklung und unter

Berücksichtigung eines gleichbleibenden Steuersatzes

wird 2024 für Superbenzin nominal ein um 11 % (real

21 %) niedrigerer Preis als 2017 prognostiziert. Der

Preis für leichtes nichtgewerbliches Heizöl ist nominal

um 19 % (real 28 %) niedriger als 2017. Auch hier

liegen in der Prognose also deutliche reale

Preisrückgänge vor (Abbildung 1 und Abbildung 2).

Diese Ergebnisse gelten jedoch nur unter der

Annahme, dass die aktuell gehandelten Rohöl-Futures

für die kommenden Jahre auch den später tatsächlich

realisierten Großhandelspreisen entsprechen.

0 Executive Summary / Zusammenfassung


2 Preisbericht für den Energiemarkt in Baden-Württemberg 2017

Gasmarkt


Die Gasbezugskosten sind in Deutschland 2017 seit

dem Tief im Mai 2016 wieder angestiegen. Der

Grenzübergangspreis für Erdgasimporte stieg um 12

% (real 9 %) gegenüber dem Vorjahr auf nominal rund

17 €/MWh (real 15,5 €/MWh). Damit lag der

Importpreis immer noch unterhalb des Niveaus von

2010.

Infolge der Zeitverzögerung durch langfristige

Lieferverträge mussten private Haushaltskunden

keine Preiserhöhung in 2017 im Vergleich zum

Vorjahr hinnehmen. Laut einer Auswertung zu

Haushaltspreisen in Baden-Württemberg zahlten diese

genau wie im Vorjahr im Durchschnitt 5,84 ct/kWh.

Im Vergleich zu 2010 liegt nominal eine

Preisreduzierung für Haushalte in Baden-Württemberg

um 8 % (real um 16 %) vor (Abbildung 1 und

Abbildung 2). Das Preisniveau in Deutschland liegt

leicht über dem europäischen Durchschnitt, aufgrund

der niedrigeren staatlich veranlassten Preisbestandteile

werden in Deutschland jedoch im Vergleich zu

Frankreich, den Niederlanden und Dänemark

niedrigere Haushaltspreise gezahlt. In den USA liegt

das durchschnittliche Preisniveau für alle

Endverbraucher deutlich niedriger.

Bei den verschiedenen Verbrauchsgruppen der

Industriekunden lag größtenteils ein Preisrückgang in

2017 gegenüber dem Vorjahr vor. In Deutschland

lagen die Preise in der Verbrauchergruppe I1 mit

zuletzt 4,35 ct/kWh unter dem europäischen

Durchschnitt und in der Verbrauchergruppe I5 mit

2,28 ct/kWh leicht darüber. Im Vergleich der

Bundesländer liegt Baden-Württemberg sowohl bei

den Haushalts- als auch den Gewerbepreisen

geringfügig über dem Bundesdurchschnitt.

Prognose

Die Prognose der Importpreise basiert bis 2022 auf den

an der EEX gehandelten Erdgas-Futures, danach auf

einer dem Trend folgenden Fortschreibung. Daraus

ergibt sich nach einer weiteren Preissteigerung bis

2018 eine Senkung des Preises bis 2024 auf einem

nominalen Wert von 15,5 €/MWh, was einem

Rückgang von 9 % (real 19 %) gegenüber 2017

entspricht.

Unter der Annahme, dass die Netzentgelte ebenso wie

der Preisbestandteil für Marge und Vertrieb real

konstant und die Steuersätze sowie die

Konzessionsabgaben gegenüber 2017 unverändert

bleiben, ergibt sich für Industriekunden bis 2024 eine

marginale nominale Preissenkung um ca. 3 % (real

15 %). Bei Haushalten, deren Preise stärker von den

Netzentgelten sowie den staatlich veranlassten

Anteilen geprägt sind, steigt der Preis nominal leicht

um ca. 3 %, real sinkt der Preis jedoch um 8 %

zwischen 2017 und 2024.



Strommarkt


Die Großhandelsstrompreise sind im Jahr 2017 nach

Verlassen eines längeren Abwärtstrends mit

34,1 €/MWh (Phelix Base-Jahresmittelwert) wieder

angestiegen. Somit liegt ein nominaler Anstieg von

18 % (real 17 %) gegenüber 2016 und eine Senkung

um 23 % (real 31 %) gegenüber 2010 vor (Abbildung

1 und Abbildung 2). Der langfristige Abwärtstrend

kann insbesondere durch die sinkenden

Brennstoffpreise, das anhaltend niedrige

Zertifikatspreisniveau im Emissionshandel, die

derzeitigen Überkapazitäten im europäischen

Strommarkt sowie den fortschreitenden Ausbau der

erneuerbaren Energien erklärt werden. Der Anstieg der

Börsenstrompreise bis zum Ende des Jahres 2017 ist

vor allem eine Folge wieder anziehender

Primärenergieträgerpreise.

Der Strompreis der privaten Haushalte in Baden-

Württemberg ist in 2017 gegenüber dem Vorjahr um

rund 1 % auf 28,2 ct/kWh angestiegen. Die Kosten für

Erzeugung, Vertrieb und Marge sind im Vergleich zum

Vorjahr leicht gesunken. Der Anstieg bei den Steuern,

Abgaben und Umlagen sowie den Netzentgelten

überwiegte jedoch. Gegenüber 2010 ist der

durchschnittliche Haushaltsstrompreis nominal um

27 % gestiegen (real um 16 %). Dabei hat sich der

Anteil der staatlichen Preisbestandteile, insbesondere

durch den Anstieg der EEG-Umlage, von 54 % in 2016

auf knapp 55 % in 2017 ausgeweitet. Deutschland

weist, im Vergleich zu anderen europäischen Ländern

und den USA, eines der höchsten Strompreisniveaus

für private Haushalte auf. Aufgrund von höheren

Marge, Beschaffungs- und Vertriebskosten wurden in

Baden-Württemberg 2017 geringfügig höhere

Strompreise als im bundesdeutschen Durchschnitt

bezahlt (Vergleich der günstigsten Angebote der

örtlichen Grundversorger).

Auch Industriebetriebe mussten 2017 eine leichte

Erhöhung der Strompreise hinnehmen, seit 2010 liegt

beim Referenzfall eines Mittelspannungskunden ein

Anstieg um 42 % (realer Anstieg um 27 %) vor. Auch

für ein energieintensives Unternehmen, das umfassend

von den verschiedenen Ausnahmetatbeständen bei den

staatlich veranlassten Bestandteilen profitiert, ergab

sich 2017 erstmals seit mehreren Jahren wieder ein

Preisanstieg, gegenüber 2011 liegt jedoch nach wie vor

ein nominaler Rückgang um 24 % vor. Somit ergibt

sich auch eine deutliche Spannbreite bei den Industrie-

bzw. Gewerbestrompreisen in 2017 – zwischen 5,4 und

19,3 ct/kWh. Infolge des höheren staatlich

veranlassten Anteils liegen die industriellen

Strompreise in Deutschland in den betrachteten

Abnahmefällen über dem europäischen Durchschnitt.

Prognose

Ausgangspunkt der Prognose der Strompreise ist der an

der Strombörse EEX gehandelte Future-Preis (Phelix

Base Year Future). Nach einem Rückgang in 2018 liegt

dieser im Jahr 2024 nominal rund 12 % höher und real

1 % niedriger als der durchschnittliche

Börsenstrompreis in 2017.

Bei der Prognose der Endverbraucherpreise fällt

insbesondere der erwartete Anstieg der EEG-Umlage

bis 2021 auf 8,0 ct/kWh (real 6,9 ct/kWh), die

steigenden Spotmarktpreise sowie steigende

Netznutzungsentgelte ins Gewicht. Insgesamt liegen

damit die nominalen Strompreise für private Haushalte

in Baden-Württemberg bei 30,8 ct/kWh (2017:



28,18 ct/kWh), real bei 25,0 ct/kWh in 2024 und somit

unter dem Ausgangsniveau von 2017. Die nominalen

Preise der mittelständischen Industrie steigen um ca.

11 % (real Senkung um 2 %) bis 2024 an. Werden die

bisherigen Ausnahmeregelungen beibehalten, bleiben

die realen Preise der energieintensiven Industrie bis

2024 auf etwa dem gleichen Niveau wie 2017.

Wärmemarkt


Für den Wärmemarkt wird die Preisentwicklung für

Fernwärme und Holzpellets betrachtet. Bei

Fernwärme wirkten sich, nach einem ansteigenden

Preistrend bis 2013, die sinkenden Brennstoffkosten

bis Ende 2017 weiter preisdämpfend aus, mit einem

Rückgang um rund 4 % gegenüber dem Vorjahr. Im

Vergleich zu 2010 liegt der durchschnittliche

Fernwärmepreis damit in 2017 noch nominal um 6 %

höher, real stellte sich bereits eine Senkung um 3 %

ein. Mit Preisen zwischen 6,1 und 11,1 ct/kWh liegt bei

den untersuchten Versorgern in Baden-Württemberg

eine deutliche Spannweite vor.

Der Gesamtmarkt für Holzpellets war 2017 zwischen

Angebot und Nachfrage weitgehend ausgeglichen,

sodass das Preisniveau gegenüber 2016 im Jahresmittel

eher konstant blieb. Gegenüber 2010 sind die

nominalen Preise um 6 % angestiegen, real um 3 %

gesunken (siehe Abbildung 1 und Abbildung 2).

Prognose

Die prognostizierten Fernwärmepreise basieren auf

den erwarteten Erdgaspreisen (als wichtigster

Brennstoff bei der Wärmeerzeugung) sowie der

Fortschreibung der übrigen Preisbestandteile anhand

der Trends der letzten Jahre. Daraus ergibt sich ein

weiterer Rückgang der nominalen Fernwärmepreise

um 7 % (real 18 %) bis 2024 gegenüber 2017.

Eine Abschätzung über die Entwicklung der

Holzpellet-Preise wird nicht vorgenommen, da die

Preise für Holzpellets stark von der Sägeindustrie

abhängen und eine Fortschreibung nur sehr

eingeschränkt möglich ist.

Entwicklung der Kostenbelastung

Zur Abschätzung der Energiekostenbelastung privater

Haushalte werden die Verbrauchsdaten eines

durchschnittlichen Haushalts definiert und die Strom-,

Wärme- und Transportkosten differenziert nach

verschiedenen Energieträgern berechnet. Insgesamt

sind die Energiekosten der Haushalte 2017 gegenüber

dem Vorjahr leicht gestiegen. Der Anteil der

Energiekosten an der Kaufkraft ist dabei weitgehend

konstant geblieben.

Für die Industrie wird auf Branchenebene die

Stromkostenbelastung eines durchschnittlichen

Unternehmens betrachtet. Für das Jahr 2016 ergibt sich

eine Spannweite der durchschnittlichen Strompreise je

Branche zwischen 8 ct/kWh (Papierindustrie sowie

Metallerzeugung und -bearbeitung) und 16-18 ct/kWh

(u.a. Maschinenbau, Reparatur und Installation von

Maschinen und Ausrüstungen). Auch innerhalb der

Branchen liegen in Abhängigkeit der Erfüllung der



Entlastungsbedingungen für staatlich induzierte

Preisbestandteile teilweise erhebliche Unterschiede in

den zu zahlenden Strompreisen vor, die insbesondere

in energieintensiven Branchen (Chemie, Papier,

Metallerzeugung, aber auch Fahrzeugbau) sehr hoch

ausfallen. Der Stromkostenanteil an der Brutto-

wertschöpfung des durchschnittlichen Unternehmens

einer Branche liegt 2016 zwischen 1 bis 3 % (u.a.

Maschinenbau und Fahrzeugbau) und 13 % (u.a.

Papierindustrie, Glasherstellung und Zementindustrie)

Fazit

Insgesamt zeigt sich, dass die Preisentwicklung im

Jahr 2017 gegenüber dem Vorjahr bei den

verschiedenen Energieträgern unterschiedlich ist. So

sind die Preise für Endverbraucher bei Strom,

Mineralölprodukten und Pellets angestiegen.

Währenddessen sind die Endverbraucherpreise für

Erdgas fast gleichgeblieben und für Fernwärme

gesunken. Im Vergleich zu 2010 erfolgt damit für viele

Energieträger eine Unterschreitung des realen Preis-

niveaus, wohingegen insbesondere bei den End-

verbraucherstrompreisen eine signifikante Steigerung

gegenüber 2010 vorliegt.

In der Prognose wird mittelfristig bis 2024 für alle

fossilen Energieträger eine Absenkung der realen

Preise erwartet. Bei Strom wird hingegen für alle

Verbraucher mit einem weiteren leichten Anstieg des

nominalen Preisniveaus (real weitgehend konstant)

gerechnet. Dabei muss allerdings auf die erheblichen

Unsicherheiten bei der Prognose von Energiepreisen,

die auch wesentlich von den politischen

Rahmenbedingungen abhängen, hingewiesen werden.



Abbildung 1 Nominale Energiepreis-Indizes seit 2000 mit Prognose bis 2024

Quelle: Datengrundlage der einzelnen Kapitel, Berechnung und Darstellung des IE Leipzig, Strom: Industrie Mittelstand 160 bis 20.000 MWh Jahresverbrauch, Erdgas: Industriekunden mit 116 GWh Jahresverbrauch

Abbildung 2 Reale Energiepreis-Indizes seit 2000 mit Prognose bis 2024

Quelle: Datengrundlage der einzelnen Kapitel, Berechnung und Darstellung des IE Leipzig, Inflationsbereinigung zum Basisjahr 2010, Strom: Industrie Mittelstand 160 bis 20.000 MWh Jahresverbrauch, Erdgas: Industriekunden mit 116 GWh Jahresverbrauch

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Erdgas (Private Haushalte) 63 76 72 75 76 84 100 102 112 110 100 100 102 104 107 103 92 92 93 93 93 94 94 94 95

Erdgas (Industriekunden) 56 72 62 70 66 75 99 101 103 114 100 102 106 107 98 94 75 73 74 74 72 72 71 71 71

Leichtes Heizöl 62 59 54 56 62 82 91 89 118 82 100 125 136 127 117 90 75 87 82 80 78 76 74 73 71

Pellets 83 98 100 106 107 124 116 107 101 106

Fernwärme 63 73 74 75 75 80 90 96 102 107 100 107 116 120 119 116 110 107 110 108 105 104 102 101 99

Strom (Private Haushalte) 56 58 66 71 74 77 81 86 91 98 100 104 108 120 123 126 126 127 126 132 135 137 138 138 139

Strom (Industriekunden Mittelstand) 51 54 57 66 74 81 96 95 110 94 100 116 119 125 127 126 129 142 140 149 154 156 157 156 157

Strom (Großhandel, Phelix Base) 114 85 148 87 100 115 96 85 74 71 65 77 72 77 77 79 82 83 86

Benzin 72 72 74 77 80 86 91 95 99 90 100 110 116 113 108 99 92 97 100 98 95 93 91 88 86

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2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Erdgas (Private Haushalte) 63 76 72 75 76 84 100 102 112 110 100 98 98 99 100 97 85 84 84 83 81 80 79 78 77

Erdgas (Industriekunden) 56 72 62 70 66 75 99 101 106 115 100 101 103 103 92 87 69 66 65 64 62 60 59 58 56

Leichtes Heizöl 73 67 61 62 68 88 96 93 119 83 100 122 130 121 110 85 70 80 74 71 68 65 63 60 57

Pellets 85 99 100 104 103 117 109 100 94 97

Fernwärme 73 84 83 83 82 87 96 100 103 109 100 105 112 113 112 109 103 98 99 96 91 89 86 83 80

Strom (Private Haushalte) 65 66 74 79 82 84 86 90 92 99 100 102 104 114 115 117 117 116 113 117 118 117 116 114 113

Strom (Industriekunden Mittelstand) 57 59 62 71 78 85 100 98 113 95 100 115 116 120 119 116 117 127 123 129 131 130 129 126 125

Strom (Großhandel, Phelix Base) 120 88 152 88 100 114 93 81 69 65 59 69 64 67 66 66 67 67 68

Benzin 84 83 83 86 88 93 97 98 100 91 100 108 112 106 101 92 85 88 90 86 83 80 76 73 70

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120

140

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EINLEITUNG UND RELEVANTE RAHMENBEDINGUNGEN


1.1 Einleitung

Dieses Kapitel gibt einen kurzen Überblick über den

Aufbau des vorliegenden Berichtes darüber hinaus

werden kurz die relevanten Rahmenbedingungen für

die Entwicklung der Energiepreise auf globaler,

europäischer und nationaler Ebene sowie in Baden-

Württemberg dargestellt. Der Bericht gliedert sich in

drei Hauptabschnitte. Diese sind:

▪ Teil A – Historische Betrachtung der

Preisentwicklung

▪ Teil B – Kostenbelastung (Belastung der

Haushalte und Industrieunternehmen durch

Energiekosten)

▪ Teil C – Prognose der Preisentwicklung bis 2024

Der erste und der dritte Teil bestehen aus mehreren

Kapiteln, die jeweils die Märkte für Öl, Gas, Strom und

Wärme betrachten.

Zur Bestimmung der realen Preisentwicklung für die

Jahre ab 2018 bis 2024 wird mit einer Inflationsrate

von 1,7 % gerechnet. Dieser Wert ergibt sich aus dem

Durchschnitt der Werte zum Verbraucherpreisindex

der Jahre 2012 bis 2017 und liegt im Zielkorridor der

EZB [EZB 2011] [Destatis 2018b].

Beim Vergleich der Auswertungen verschiedener

Quellen zu Energiepreisen kann es zu unter-

schiedlichen Angaben für die gleiche Verbraucher-

gruppe kommen. Gründe hierfür können einerseits

unterschiedliche methodische Herangehensweisen

oder Datenstände der Quellen sein. Insofern sich die

Unterschiede erklären, lassen wird im jeweiligen

Kapitel darauf hingewiesen.

1.2 Globale und europäische Rahmenbedingungen

Die 23. Weltklimakonferenz (COP 23) fand im

November 2017 in Bonn statt. Im Zuge der COP 23

einigten sich die Vertreter der insgesamt 195 Staaten,

bereits für 2018 und 2019 Bilanzen zur Ermittlung der

CO2-Einsparungen und konkrete Finanzierungs-

vorschläge für die Klimaschutzfinanzierung zu

dokumentieren. Für die Finanzierung von Maßnahmen

zum Schutz des Klimas sollen bis 2020 jährlich rund

85 Mrd. Euro zusammengetragen werden. Alle

weiteren Ergebnisse können in [BMU 2017a]

nachgelesen werden.

Kurz nach der COP 23 fand der Pariser Klimagipfel

statt. Auf dem Pariser Klimagipfel „One Planet

Summit“ am 12.12.2017 einigten sich die Umwelt- und

Klimaminister führender europäischer Staaten, dass

die Bepreisung von CO2-Emissionen mit einer

Überprüfung und Festlegung angemessener Preise je

Zertifikat Fortbestand haben soll, da es ein wirksames

Instrument zur Dekarbonisierung der Weltwirtschaft

sei [BMU 2017]. Dabei soll der Preis der CO2-

Zertifakte so angepasst werden, dass im Laufe der Zeit

das Ziel des Pariser Abkommens – die globale

Erderwärmung auf unter 2 Grad Celsius zu begrenzen

– erreicht wird.

Die Reform des EU-Emissionshandelssystems ist

derweil in vollem Gange. Die Mitgliedsstaaten haben

bereits einen Reformvertrag unterschrieben. Dieser gilt

für den Zeitraum von 2021 bis 2030. Ziel ist es die

Zertifikatsmenge zu verknappen um die Preissignale

des Emissionshandels zu stärken. Seit Beginn der

1 Einleitung und relevante Rahmenbedingungen



Verhandlungen ist der Preis für die Zertifikate (EUA)

auf über 10 Euro pro Tonne CO2 angestiegen. Damit

wurde bereits ein Sechsjahreshoch erreicht.

Die bereits beschriebenen positiven Entwicklungen

beim gemeinsamen Vorgehen der Weltstaaten gegen

die Erderwärmung wurden im Juni 2017 vom Austritt

der USA aus dem Pariser Klimaabkommen über-

schattet.

Die EU-Kommission stellte im November 2016 das

sogenannten Winterpaket vor. Dieses Paket umfasst

Maßnahmen zum Strommarktdesign, zum Ausbau der

erneuerbaren Energien sowie zur Energieeffizienz in

insgesamt acht Legislativvorschlägen. Es ist davon

auszugehen, dass die Beschlüsse zum EU-Winterpaket

frühestens Ende 2018 vollständig abgearbeitet sein

werden. Bis 2030 soll der EU-Anteil erneuerbarer

Energien am Bruttoendenergieverbrauch rund 27 %

erreichen und der Energieverbrauch (gegenüber der

Referenzentwicklung) um 30% reduziert werden.

1.3 Bundesweite Rahmenbedingungen

Einen guten Überblick zu den anstehenden Aufgaben,

die den nationalen Energiemarkt in Deutschland

betreffen, enthält das Ergebnispapier „Strom 2030“ des

Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

[BMWi 2018b].

Im Klimaschutzplan der Bundesregierung [BMU

2017b] wurden bis 2030 ein Zielwert von 55 %

weniger Treibhausgasemissionen als 1990 sowie

sektorale Treibhausgasminderungsziele vorgegeben.

Der erst vor kurzem abgeschlossene Koalitionsvertrag

zwischen CDU, CSU und SPD bekennt sich zu den

Klimaschutzzielen für 2030 und 2050. Die

„Klimaschutzlücke“ in 2020 soll möglichst schnell

geschlossen werden. Zudem ist vorgesehen, den Anteil

der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung auf

etwa 65 % bis 2030 zu erhöhen. Dafür sollen u. a.

Sonderausschreibungen für Wind- und Solarenergie

erfolgen [KV 2018]. 2017 deckten die erneuerbaren

Energien bereits einen Anteil von 36 % des

Stromverbrauchs, dass gesetzte Ziel ist also erreichbar,

wenn der Ausbau der erneuerbaren Energien

(hauptsächlich Wind- und Solarenergie) in dem Maße

voranschreitet wie bisher. Sollte sich jedoch der Trend

der Treibhausgaseinsparungen wie bisher fortsetzten,

werden nach Berechnungen von Agora Energiewende

2020 nur ca. 30 % der Treibhausgasemissionen des

Jahres 1990 eingespart werden können. Der Zielwert

liegt jedoch bei 40 % Einsparung [Agora 2018].

Die Kosten für den Erneuerbaren-Ausbau, sind 2017

durch die Ausschreibungen für Wind- und

Solarenergieanlagen weiter gesunken. So wurden in

den letzten Ausschreibungen durchschnittliche

Zuschlagshöhen von 3,82 ct/kWh bei Onshore-

Windkraftanlagen und 1,94 ct/kWh (inkl.

Netzanschlusskosten) für Offshore-Windkraftanlagen

erreicht. Bei Solaranlagen waren es rund 4,91 ct/kWh

[Agora 2018]. Es kann somit konstatiert werden, dass

das Ausschreibungsverfahren zur weiteren

Kostensenkung bei Anlagen mit erneuerbaren

Energien beiträgt.

Durch das Gesetz zur Modernisierung der

Netzentgeltstruktur (NEMoG), welches am 22. Juli

2017 in Kraft trat, wird das System der bisherigen

Netzentgelte angepasst. So werden zum einen die

Übertragungsnetzentgelte schrittweise bundesweit

vereinheitlicht und zum anderen die vermiedenen

Netzentgelte für dezentrale Anlagen schrittweise



abgeschafft [NEMoG 2017]. Durch die Festlegungen

im Gesetz kann es zur mittelfristigen Reduzierung der

durchschnittlichen Netzkosten und damit auch dieses

Strompreisbestandteils für die Endkunden kommen.

Derzeit ist es nicht genau abzusehen, in welcher Höhe

die Netzkosten für die Endkunden sinken könnten. In

Regionen, in denen derzeit eher niedrigere

Netzentgelte aufgrund niedrigerer Kosten für das

Übertragungsnetz vorliegen, könnten die Netzkosten

durch die geplante Vereinheitlichung auch ansteigen.

1.4 Rahmenbedingungen in Baden-Württemberg

Im September 2017 wurde der zweite Teilbericht zum

Monitoring der Klimaschutzziele und der Umsetzung

des IEKK – Teil II Integriertes Energie- und Klima-

schutzkonzept des Ministeriums für Umwelt, Klima

und Energiewirtschaft veröffentlicht [UM 2017]. Das

Ministerium erstellt diesen Bericht jährlich sowie alle

drei Jahre einen ausführlichen Fortschrittsbericht. Das

Land Baden-Württemberg setzte sich zum Ziel, bis

2020 25 % der Treibhausgasemissionen gegenüber

1990 einzusparen. Im Jahr 2050 sollen 90 %

Reduzierung erreicht werden. Laut Monitoringbericht

wurden 2015 gegenüber 1990 etwa 14 % Minderung

erreicht. Allerdings sind nach Schätzungen die Treib-

hausgasemissionen 2015 um ca. 1,5 % gegenüber 2014

angestiegen. Untersuchungen und Berechnungen im

Rahmen des Monitorings zeigen, dass das auferlegte

Einsparziel bis 2020 wahrscheinlich nicht erreicht

werden kann. Es wird damit gerechnet, dass eine

Minderung im Bereich von 18,3 bis 22,7 % im

Vergleich zu 1990 erreicht wird. Vor allem im

Verkehrssektor werden die Minderungsziele stärker

verfehlt. Zum Monitoring der Energiewendeprozesse

in Baden-Württemberg hat das Ministerium für

Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-

Württemberg das Zentrum für Sonnenenergie- und

Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW)

mit einer jährlichen Berichterstattung zur Energie-

wende in Baden-Württemberg beauftragt [ZSW 2017].

Der Ausbau der erneuerbaren Energien in Baden-

Württemberg schreitet weiter voran, 2016 stammten

rund 25 % der Bruttostromerzeugung aus Anlagen zur

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Mit der

Freiflächenöffnungsverordnung soll u. a. das Potenzial

für die Solarenergie in Baden-Württemberg besser

genutzt werden. Die Verordnung sieht vor, die

Teilnahme an Ausschreibungen für Freiflächen-

solaranlagen auf Acker- und Grünlandflächen in

benachteiligten Gebieten in begrenztem Umfang zu

ermöglichen. Der konventionelle Kraftwerkspark

entwickelt sich u. a. durch die Entscheidung zum

Kernenergieausstieg der Bundesregierung von 2011

und damit der Stilllegung mehrerer Kernkraftwerke in

Baden-Württemberg rückläufig. Die Anforderungen an

die Systemstabilität der Stromnetze in Baden-

Württemberg sind durch den vermehrten Anschluss

von Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren

Energien hoch. Um den Netzausbaubedarf in der

Verteilnetzebene genauer abschätzen zu können und

somit kleine und mittlere Verteilnetzbetreiber beim

notwendigen Netzausbau zu unterstützen, wurde eine

Verteilnetzstudie für das Land Baden-Württemberg in

Auftrag gegeben und im April 2017 veröffentlicht.

Nach den vorgenommenen Berechnungen (BASIS

NEP 1 Szenario) werden Kosten für den Netzausbau in

Höhe von 1,9 Mrd. Euro bis 2020 und bis 2030

von2,69 Mrd. Euro erwartet [efRUHR 2017].

ÖLMARKT


2.1 Preisentwicklung

2.1.1 Internationaler Erdölmarkt

Der amerikanische WTI (West Texas Intermediate)

und der britische Brent gelten, aufgrund historischer

Entwicklungen, als wichtigste Indikatoren für den

Rohölpreis in den USA und Europa. Wegen des

vergleichsweise unkomplizierten Transports von

Rohöl gleichen sich die Rohölpreise auf dem

Weltmarkt aneinander an. In Abbildung 3 wird der

Verlauf seit 2008 gezeigt und auf zentrale Ereignisse

hingewiesen, welche Einfluss auf diese Entwicklung

genommen haben.

Abbildung 3 Entwicklung der Ölpreise seit 2008 inklusive Kennzeichnung wesentlicher Ereignisse

[Brent & WTI], [EIA 2017a] Darstellung: IE Leipzig

In Europa und den USA befanden sich die Ölpreise

im Jahr 2007 auf einem Niveau von etwa 100 US-

Dollar pro Barrel. Während sie im Jahr 2008 deutlich

anstiegen, sanken diese aber durch einen drastischen

Nachfrageeinbruch während der Wirtschaftskrise

auf Werte unter 40 Dollar/Barrel.

Nach einem erneuten deutlichen Anstieg bis 2010

führte die Weiterentwicklung der Schieferöl-

0

20

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160

[US

-Do

llar/

ba

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l]

Brent WTI

Schieferboomin USA

AufhebungExportbeschränkung

hoherProduktionsoutput Waldbrände in Kanada

und Unruhen in NigeriaWirtschaftskrise

Fördermengen-kürzung von OPEC, Russland und anderen Förderländern

2 Ölmarkt

In diesem Kapitel wird die Preisentwicklung auf dem internationalen Ölmarkt sowie dem

Kraftstoffmarkt in Deutschland eingegangen.

Teil A – Historische Betrachtung der Preisentwicklung

ÖLMARKT


Fördertechnologie in den USA in den Jahren 2010

bis 2014 und ein daraus folgender Öl-Boom zur

Sättigung des Ölmarktes. Dadurch standen die

Notierungen der US-Leitsorte WTI stärker unter

Preisdruck, so dass sich ein Preisabstand von 5 bis

10 Dollar zu Brent einstellte.

Im November 2014 beschlossen die OPEC-Staaten –

trotz einer Überversorgung des Ölmarktes – auf ihrer

Konferenz keine Reduzierung der Fördermengen,

wodurch unter Führung von Saudi-Arabien ein

Verdrängungskampf eingeläutet wurde und die

Ölpreise von 100 auf 30 Dollar je Barrel

zurückfielen. Viele Ölbohr- und Ölförderfirmen in

den USA gerieten dadurch in finanzielle Probleme

und stoppten neue Ölbohrvorhaben. Aber auch

andere Ölexportländer sowie die meisten OPEC-

Länder selbst litten unter diesem Preisdruck. Somit

geriet das Jahr 2015 durch den Preisabsturz zu einem

extrem billigen Öljahr. Anfang 2016 kam es zu

einem weiteren Rückgang der Ölpreise, wobei Brent

und WTI unter 30 Dollar pro Barrel und somit auf

das Preisniveau von 2004 sanken. In der

Septemberkonferenz 2016 in Algier beschloss das

OPEC-Kartell dann eine Beschränkung der

Ölfördermengen [TECSON 2018].

Im Jahr 2017 sind die Ölpreise wieder gestiegen,

allerdings nicht stetig. In der ersten Jahreshälfte ver-

billigte sich Erdöl sogar deutlich, bevor es ab Ende

Juni zu einem rapiden Anstieg kam. Gründe dafür

waren folgende [IV 2017]:

▪ Produktionskürzungen der OPEC und ihrer

Verbündeten Abbau der Lagerbestände

▪ Geopolitische Risiken Einspeisung einer

Risikoprämie

▪ Erhöhung der Nachfrage wegen positiver

Entwicklung der Weltwirtschaft

▪ Abwertung des US-Dollar

▪ Rekordhohe Netto-Long-Positionen

(Marktteilnehmer, die auf steigende Kurse an der

Börse spekulieren) durch Spekulanten

2.1.2 Heizölmarkt für Endverbraucher

Da Heizöl als Raffinerieprodukt eng an die

Importpreise von Rohöl gekoppelt ist, bietet sich

eine kombinierte Darstellung an, aus der beide

Preisentwicklungen ablesbar sind.

Für die Jahre 2006 bis 2017 liegen hierzu Zeitreihen

des Bundeswirtschaftsministeriums mit monatlicher

Auflösung vor (Abbildung 4, reale Preisdarstellung

aus jährlichen Mittelwerten Abbildung 5) [BMWi

2018]. Bei den Heizölpreisen für Haushalte handelt

es sich um Bruttopreise einschließlich aller Steuern.

Bei den gewerblichen Preisen ist keine Mehr-

wertsteuer inbegriffen. Dabei wird deutlich, dass die

monatlichen Preisschwankungen bei den Einfuhr-

preisen fast ohne Verzögerung auf den Heizölmarkt

durchschlagen.

Offenbar haben sich die Margen in den ver-

schiedenen Wertschöpfungsstufen zeitweise etwas

vermindert, denn bei gleicher Besteuerung wurden

beim Heizöl 2012 die Preise von 2008 zwar erreicht,

aber nicht übertroffen, während der Rohölpreis 2012

neue Spitzenwerte erreichte. Seitdem gab es einzelne

Ausschläge nach oben, bevor der Heizölpreis wieder

stetig abnahm. Der im März 2009 erreichte Tief-

punkt mit 47,6 Euro je 100 l (für Haushalte) wurde

im Januar 2016 mit 41,7 Euro je 100 l um 12,4 %

unterboten. Damit ergab sich ein neuer Zehnjahres-

ÖLMARKT


Tiefpunkt, 2017 stieg der Preis jedoch wieder auf bis

zu 59,7 Euro je 100 l an.

Abbildung 4 Entwicklung der gewerblichen und nicht-gewerblichen Endverbraucherpreise für Heizöl und

Einfuhrpreise für Rohöl in Deutschland 2006-2017 (nominal, monatliche Durchschnittswerte)

[BMWi 2018] Darstellung: IE Leipzig

Abbildung 5 Nominale und reale Preise für leichtes Heizöl nicht gewerblich und gewerblich bis 2017

(Jahresdurchschnittswerte)

[BMWi 2018] Darstellung: IE Leipzig

Im europäischen Vergleich entscheidet insbesondere

die Mineralölsteuer über den Endverbraucherpreis

für Heizöl, so dass Energieverbraucher in Ländern

mit höheren Heizölsteuern überwiegend Erdgas als

Heizöl (nicht gewerblich) 59,3 58,6 77,1 53,5 65,5 81,6 88,8 83,5 76,9 59,2 49,2 57,0

Heizöl (gewerblich) 47,6 46,8 61,8 40,8 52,3 66,5 72,9 68,0 61,9 46,2 38,4 45,0

Einfuhrpreis Rohöl 33,4 34,4 43,0 28,7 39,4 52,4 56,9 54,1 49,2 31,5 25,2 31,1

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2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Euro/100l

Heizöl (nicht gewerblich)

Rohöl

Heizöl (gewerblich)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Heizöl leicht nicht gewerblich nominal 40,8 38,5 35,1 36,5 40,6 53,6 59,3 58,6 77,1 53,5 65,5 81,6 88,8 83,5 76,9 59,2 49,2 57,0

Heizöl leicht nicht gewerblich real 47,6 44,0 39,7 40,7 44,6 57,9 63,2 61,0 78,2 54,1 65,5 79,9 85,3 79,0 72,2 55,4 45,8 52,2

Heizöl leicht gewerblich nominal 31,8 29,1 26,7 27,6 31,6 42,4 47,6 46,8 61,8 40,8 52,3 66,5 72,9 68,0 61,9 46,2 38,4 45,0

Heizöl leicht gewerblich real 35,4 32,1 28,9 29,6 33,5 44,7 50,0 48,4 63,3 41,1 52,3 65,8 71,1 64,9 58,1 42,5 34,9 40,3

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Euro/100l

ÖLMARKT


Brennstoff zur Wärmebereitstellung verwenden. So

weichen die Preise für nicht-gewerbliches Heizöl

2017 vor allem in Dänemark, aber auch den

Niederlanden (113,5 bzw. 99,0 Euro je 100 Liter)

durch ihre Steuerkomponente stärker vom

europäischen Durchschnitt (68,8 Euro je 100 Liter)

ab. Die Beschaffungskosten in den Niederlanden

sind gleichzeitig vergleichsweise niedrig. Der

Unterschied zu Deutschland (60,4 Euro je 100 Liter)

und Frankreich (73,9 Euro je 100 Liter), die einen

sehr ähnlichen Heizölpreisverlauf aufweisen, ist

damit deutlich (Abbildung 6). Der Heizölpreis in

Deutschland liegt unter dem europäischen

Durchschnitt und betrug im Jahr 2017 etwas mehr als

die Hälfte des dänischen Heizölpreises. Dänemark

erhebt seit den Ölkrisen in den 1970er Jahren hohe

Steuern auf Heizöl, um Alternativen wettbewerbs-

fähig zu machen und so die Abhängigkeit vom Öl zu

verringern. Werden die Preise für nicht-

gewerblichen Einsatz (Haushalte) aus Abbildung 6

und Abbildung 5 miteinander verglichen, so fällt ein

Unterschied im Preis auf. Während die European

Commission [EC 2017] einen wöchentlichen Preis

an jedem Montag im Jahr veröffentlicht (Daten des

Energie Informationsdienstes (EID), die vom

Fachreferat „Energiewende in der Mobilität,

Kraftstoffmärkte“ des BMWi an die Europäische

Kommission gemeldet), aus denen dann der

Jahresmittelwert gebildet wird, werden in den

Energiedaten [BMWi 2018] monatliche

Durchschnittspreise zusammengetragen, die auf

einer Indexreihe des statistischen Bundesamtes und

einem reellen Preis aus dem Jahr 2002 bestimmt

werden.

ÖLMARKT


Abbildung 6 Preise auf nicht-gewerbliches Heizöl in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern und dem EU-

Durchschnitt 2013-2017

[EC 2017] Darstellung: IE Leipzig

Zwischen den deutschen Bundesländern unter-

scheiden sich die Endverbraucherpreise für Heizöl

kaum (Abbildung 7). Im Januar 2018 wurde mit

60,93 Euro je 100 Liter in Berlin der niedrigste und

mit 64,10 Euro je 100 Liter in Sachsen-Anhalt der

höchste Preis für nichtgewerbliche Endverbraucher

gemeldet. Baden-Württemberg weist mit 63,52 Euro

je 100 Liter die fünfthöchsten Heizölpreise im

Ländervergleich auf, was vor allem an den höheren

Transportkosten aufgrund der größeren Entfernung

zu den Seehäfen liegt [fastenergy 2018]. Im

Gegensatz zu den o.g. Preisen treten ebenfalls

Unterschiede auf. Die regionale Auswertung nach

Bundesländern erfolgte über das Internetportal von

FastEnergy. FastEnergy liegen Preisangebote von

rund 100 Heizölanbietern vor. Eine Auswertung der

Bruttopreise erfolgte nach Stichtagen für die

Abnahmemenge von 3.000 Litern Heizöl in

Standardqualität nach DIN 51603-1 mit Lieferung an

einen Abnehmer. Angaben zu Preisen der

Bundesländer wurden, wenn möglich zu den

gleichen Stichtagen im Internet abgerufen. Dabei

konnten die gleichen Stichtage nicht immer

eingehalten werden (siehe Abbildung 7).

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6

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7

DE EU28 FR DK NL

[Eu

ro/1

00

l]

Energiekomponente Steuerkomponente

ÖLMARKT


Abbildung 7 Preise für Heizöl bei Belieferung an Haushalte im Bundesländervergleich im Oktober 2013 bis Januar

2018

[fastenergy 2018] Darstellung: IE Leipzig

2.1.3 Kraftstoffmarkt

Wie beim Heizöl liegt für die ebenfalls bei der

Erdölraffination gewonnenen Kraftstoffe Benzin

(Ottokraftstoff) und Diesel eine monatsscharfe

Zeitreihe der Preise für Deutschland vor, die für die

Jahre 2006 bis 2017 in Abbildung 8 grafisch

dargestellt ist [BMWi 2018]. Auffällig ist ein starker

Preisabfall im Jahr 2008, der seinen Tiefpunkt

Anfang 2009 erreicht und –wie beim Heizölpreis –

direkt vom Rohölpreis abhängt. Die schnelle

Erholung von dieser Krise führte von 2010 bis 2012

zu höheren Preisen, so dass im Jahresmittel 2011

bereits der Spitzenwert von 2008 übertroffen wurde.

Ab 2013 folgten die Preise den wieder

nachgebenden Notierungen für Rohöl. Seit der

zweiten Jahreshälfte 2014 kam es zu einer

deutlicheren Senkung der Benzin- und Dieselpreise

infolge der zeitgleichen Entwicklungen am

Rohölmarkt. Nach einer zwischenzeitlichen

Erholung sanken die Preise bis Ende 2015 wieder,

wobei sie schließlich das Tief vom Jahresanfang

BE SH HH NW MV BB BY Ø RP NI SL SN BW TH HE HB ST

Okt 13 82,94 83,42 82,36 85,02 86,90 85,38 85,21 84,77 85,50 84,34 85,32 84,77 85,30 85,65 85,14 84,01 85,05

Feb 15 60,93 61,89 60,61 64,07 64,91 64,83 64,07 63,32 63,44 62,70 64,14 63,01 64,27 64,48 63,75 62,48 63,52

Feb 16 40,22 40,27 40,07 41,33 40,11 41,28 41,75 41,16 40,92 40,64 42,01 41,59 42,30 42,13 41,77 41,29 40,85

Feb 17 60,62 59,20 58,79 58,48 59,83 61,56 61,08 60,21 59,41 59,54 61,57 59,86 61,22 61,10 60,43 60,62 60,00

Jan 18 60,93 61,39 61,40 61,51 61,74 61,82 62,13 62,60 62,63 62,67 63,38 63,38 63,52 63,61 63,66 63,67 64,10

[€/100l]

ÖLMARKT


2009 wieder erreichten. Dass der Preisrückgang

nicht stärker ausfiel, beruht teilweise auf dem

schwachen Euro (gemessen am Dollar, der

Handelswährung auf dem Rohölmarkt). Nachdem

sich der Preis im Jahr 2016 wieder erholte, kam es

bei Diesel im Jahr 2017 zu einem leichten

Preisanstieg auf 1,18 Euro je Liter. Beim Preis von

Superbenzin in Höhe von 1,37 Euro je Liter beträgt

die Mineralölsteuer 0,655 und die Mehrwertsteuer

0,22 Euro je Liter [BMWi 2018]. Eine Darstellung

der realen Jahresdurchschnittspreise ist in Abbildung

9 einsehbar.

Abbildung 8 Nominale Preise für Superbenzin und Dieselkraftstoff (monatliche Mittelwerte) 2006-2017

[BMWi 2018a] Darstellung: IE Leipzig

Abbildung 9 Jahresmittel der Preise für Dieselkraftstoff und Superbenzin von 2000 bis 2017 (nominal und real)

[BMWi 2018a] Darstellung: IE Leipzig

Superbenzin 1,29 1,34 1,40 1,28 1,42 1,56 1,65 1,60 1,54 1,40 1,30 1,37

Diesel 1,12 1,17 1,34 1,09 1,23 1,43 1,49 1,43 1,36 1,19 1,10 1,18

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

2,00

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Euro/l

Superbenzin Diesel

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Superbenzin nominal (einschl. Steuern) 1,02 1,02 1,05 1,10 1,14 1,23 1,29 1,34 1,40 1,28 1,42 1,56 1,65 1,60 1,54 1,40 1,30 1,37

Superbenzin real (einschl. Steuern) 1,19 1,17 1,18 1,22 1,25 1,32 1,38 1,40 1,42 1,30 1,42 1,53 1,59 1,51 1,44 1,31 1,21 1,26

Dieselkraftstoff nominal (einschl. Steuern) 0,80 0,82 0,84 0,89 0,94 1,07 1,12 1,17 1,34 1,09 1,23 1,43 1,49 1,43 1,36 1,19 1,10 1,18

Dieselkraftstoff real (einschl. Steuern) 0,94 0,94 0,95 0,99 1,04 1,16 1,20 1,22 1,36 1,10 1,23 1,40 1,43 1,35 1,28 1,11 1,02 1,08

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

[Eu

ro/l

]

ÖLMARKT


Im europäischen Vergleich (Abbildung 10) liegen

die deutschen Endverbraucherpreise für Benzin

leicht über dem EU28-Mittelwert, aber niedriger als

in Frankreich, Dänemark und den Niederlanden.

Der höchste Wert für Superbenzin wurde in den

Niederlanden mit 1,55 Euro je Liter erreicht. Diesel

kostete in Deutschland mit 1,17 Euro je Liter 2017

etwas weniger als im europäischen Durchschnitt

(1,21 Euro je Liter) und in den ausgewählten

Nachbarländern (Abbildung 11).

Frankreich weist die niedrigsten Beschaffungs-

kosten für Diesel, aber im Vergleich zu Deutschland

etwas höhere Steuern auf. In Dänemark hingegen

sind die Dieselpreise im Vergleich zu den anderen

Ländern am höchsten. Allerdings fallen die

Unterschiede zwischen den betrachteten Ländern

untereinander vergleichsweise gering aus.

Werden die Preise aus Abbildung 9 mit den aus den

folgenden Abbildungen verglichen, ergeben sich

Differenzen bei den Jahreswerten für Deutschland.

Wie bei Heizöl sind es unterschiedliche Quellen. Die

Benzin- und Dieselpreise werden in den

Energiedaten [BMWi 2018] aus monatlichen

Durchschnittspreisen zusammengetragen, die auf

einer Indexreihe des statistischen Bundesamtes und

reellen Preisen aus dem Jahr 2002 bestimmt werden.

Die Preise der europäischen Kommission [EC 2017]

ergeben sich aus dem Mittelwert aller

Montagswerte, die auf Daten des Energie

Informationsdienstes (EID) beruhen.

Abbildung 10 Preise für Superbenzin in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern und EU-Durchschnitt 2013-2017


69

,10

64

,23

51

,95

44

,25

50

,00

68

,20

64

,33

51

,56

43

,92

49

,92

67

,30

63

,00

49

,98

43

,67

48

,70

74

,97

71

,51

58

,93

51

,46

57

,92

68

,20

63

,93

51

,80

44

,28

50

,25

91

,01

90

,09

87

,76

86

,29

87

,39 8

9,0

4

89

,07

88

,05

85

,01

85

,38 8

6,4

2

86

,19

85

,66

86

,45

88

,84

92

,64

93

,13

91

,29

89

,89

91

,68 10

5,5

6

10

6,2

6

10

4,5

4

10

3,4

2

10

4,9

6

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

DE EU28 FR DK NL

[ct/

l]


ÖLMARKT


Abbildung 11 Preise für Diesel in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern und EU-Durchschnitt 2013-2017


73

,03

67

,40

52

,08

43

,97

50

,96 72

,67

68

,08

52

,97

43

,93

51

,18

69

,00

63

,63

48

,26

40

,75

47

,91 7

8,1

4

75

,20

60

,14

51

,28

57

,72

72

,73

67

,84

53

,20

44

,34

51

,49

69

,89

68

,70

65

,93

64

,33

65

,66

71

,85

71

,78

70

,58

68

,35

70

,06 6

6,0

5

65

,63

67

,23

69

,42

75

,10

70

,08

70

,29

67

,44

65

,43

67

,06 6

9,4

5

73

,02

70

,47

68

,90

70

,58

0

20

40

60

80

100

120

140

160

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

201

3

201

4

201

5

201

6

201

7

DE EU28 FR DK NL

[ct/

l]


GASMARKT


3.1 Marktstruktur und WettbewerbSeit der Liberalisierung des Gasmarktes im Jahr

2006 steigt die Zahl der Gasanbieter. So wie

Stromkunden ihren Stromanbieter wechseln können,

haben Gaskunden die Möglichkeit, ihren

Gasanbieter zu wechseln. Im Jahr 2016 wechselten

über 1,5 Millionen Haushaltskunden in Deutschland

ihren Gasanbieter, was einer anzahlbezogenen

Lieferantenwechselquote von 12 % entspricht. Bei

den Nicht-Haushaltskunden betrug die

anzahlbezogene Wechselquote 11 % [BNetzA

2017a].

In fast 90 % der Netzgebiete waren 2016 mehr als 50

Gaslieferanten tätig. In über 46 % der Netzgebiete

waren es sogar mehr als 100 Gaslieferanten. Im

bundesweiten Durchschnitt kann jeder

Letztverbraucher in seinem Netzgebiet zwischen

105 Gaslieferanten wählen, im Bereich der

Haushaltskunden im Durchschnitt zwischen 90

Gaslieferanten [BNetzA 2017a].

Deutschland importierte 2016 insgesamt 1.626 TWh

Erdgas, was einer Steigerung um rund 6 %

gegenüber dem Vorjahr entspricht. Bereinigt um

Transitmengen bezog Deutschland 2016 rund 23 %

seines Erdgases aus den Niederlanden, 29 % aus

Norwegen und 42 % aus Russland und den übrigen

Staaten (u. a. Dänemark). Auf die heimische

Erdgasförderung entfielen rund 7 %, im Jahr 2006

waren es noch 16 % [BDEW 2017a].

Im Gegenzug exportierte Deutschland 2016 etwa

770 TWh an Erdgas, 3,2 % mehr als im Vorjahr. Mit

rund 46 % wurde das meiste Erdgas aus Deutschland

nach Tschechien exportiert, es folgen die

Niederlande mit rund 18 % und die Schweiz mit

etwa 12 % [BNetzA 2017a]. Damit bleibt

Deutschland ein wichtiges Gastransitland in Europa.

Die mengenbezogene Lieferantenwechselquote bei

den Haushaltskunden betrug 2016 laut Monitoring-

bericht der Bundesnetzagentur 13,5 % (Vorjahr

10,1 %) [BNetzA 2017a]. Die wechselnden Gas-

kunden haben im Durchschnitt einen höheren

Verbrauch (24,5 MWh gegenüber 20 MWh im

Bundesdurchschnitt). Deutlich weiter verfestigt hat

sich der Trend, dass sich ein immer größerer Anteil

der Haushaltskunden nicht vom örtlichen Grund-

versorger beliefern lässt, 2016 betraft dies 25 % an

der Gesamtanzahl aller Haushaltskunden [BNetzA

2017a].

Bei den Industrie- und Gewerbekunden ist die

mengenbezogene Lieferantenwechselquote 2016 für

alle Verbraucher mit einem Jahresverbrauch von

mehr als 300 MWh (einschl. Gaskraftwerken) im

Vergleich zum Vorjahr um 0,7 % auf 11,1 %

zurückgegangen. Seit 2010 beobachtet die BNetzA

damit eine Stabilisierung der Wechselquoten im

Bereich von rund 12 bis 13 % für diese

Kundengruppe, die in aller Regel eine registrierende

Lastgangmessung (RLM) aufweisen, und die zu

3 Gasmarkt

Das folgende Kapitel gibt einen Überblick zu den Entwicklungen am Gasmarkt. Hierzu zählen

sowohl Markt- und Strukturentwicklungen wie auch die Gaspreisbestandteile und die

Preisentwicklung für verschiedene Abnehmergruppen.

GASMARKT


99 % durch Sonderverträge beliefert werden

[BNetzA 2017a].

3.2 PreisentwicklungIn diesem Kapitel werden die Entwicklungen der

Gaspreise für die Sektoren „Haushalte“ sowie

„Industrie und Gewerbe“ getrennt dargestellt. Dabei

werden die Entwicklungstendenzen jeweils zunächst

im europäischen und deutschen Kontext betrachtet.

Je nach Datenverfügbarkeit werden anschließend die

Preisanalysen auf das Land Baden-Württemberg

bezogen und mit anderen Bundesländern verglichen.

In Abbildung 12 sind die vom Statistischen

Bundesamt (Destatis) monatlich veröffentlichten

Änderungen der nominalen Preisindizes für Erdgas

für unterschiedliche Verbrauchergruppen bis 2017

dargestellt. Bis 2009 stieg der Preis für alle

Verbraucher stark an, nur die Kraftwerke konnten

2007 einen kurzzeitigen Rückgang verzeichnen. In

Folge der Finanzkrise fielen 2010 die Preisindizes

für alle Verbrauchergruppen. In den Folgejahren

stiegen die Preise wieder an, wobei der Preisanstieg

für Kraftwerke und Industrie deutlich stärker ausfiel

als der für Haushalte und Gewerbe. Seit 2013 fielen

die Preisindizes für Kraftwerke und Industrie, ab

2014 auch für Haushalte und Gewerbe. Ende 2017

lagen die Preisindizes für Kraftwerke und Industrie

etwa auf dem Niveau von 2010, die Preise für

Haushalte und Gewerbe leicht darüber.

In Tabelle 1 ist die Entwicklung der Preisindizes für

Erdgas für verschiedene Verbrauchergruppen in

Deutschland in der Zehnjahresbetrachtung dar-

gestellt. Die Werte sind sowohl nominal als auch

inflationsbereinigt (real) angegeben. Das reale

Preisniveau für alle Verbrauchergruppen lag 2017

unter dem Niveau von 2010.

GASMARKT


Abbildung 12 Entwicklung der monatlichen Preisindizes für Erdgas für verschiedene Verbrauchergruppen in

Deutschland 2000-2017 (nominal)

Quelle: [Destatis 2018a], Darstellung IE Leipzig

Tabelle 1 Entwicklung der Preisindizes (Jahresdurchschnittswerte) für Erdgas für verschiedene Verbraucher in

Deutschland in der Zehnjahresbetrachtung (Werte nominal und real mit Preisbasis 2010)

Quelle: [Destatis 2018a], Darstellung IE Leipzig

40

50

60

70

80

90

100

110

120

130

140

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

isin

de

x (2

01

0=

10

0)

Kraftwerke Industrie Handel und Gewerbe Haushalte Index 2010=100

Verbra ucher 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

n Kra ftwerke 103,9 101,4 100,0 117,1 128,4 126,9 113,9 109,4 87,8 91,2

n Indus trie 114,6 107,4 100,0 115,1 130,5 130,3 124,7 115,4 97,9 99,1

n Ha nde l und Gewerbe 113,1 110,4 100,0 104,4 111,2 114,7 114,7 112,6 106,7 102,7

n Ha usha lte 111,5 109,7 100,0 104,6 110,2 111,7 111,9 110,7 107,6 104,1

Verbra ucher 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

n Kra ftwerke 106,5 102,2 100,0 115,9 125,1 121,3 106,9 100,7 79,7 81,6

n Indus trie 117,5 108,2 100,0 113,9 127,2 124,5 117,1 106,2 88,9 88,6

n Ha nde l und Gewerbe 116,0 111,2 100,0 103,3 108,4 109,6 107,7 103,6 96,9 91,9

n Ha usha lte 113,1 110,9 100,0 102,4 105,9 105,7 105,0 103,6 100,2 95,2

NOMINAL ( Index 2010=100)

REAL (Ba s is ja hr 2010)

GASMARKT


3.2.1 Grenzübergangspreise

Ein wesentlicher Indikator für die Entwicklung des

Erdgaspreises ist der vom Bundesamt für Wirtschaft

und Ausfuhrkontrolle (BAFA) veröffentlichte

Grenzübergangspreis. Dieser wird in vertraulichen,

längerfristigen Verträgen zwischen gasex-

portierenden und –importierenden Gesellschaften

geregelt und überwiegend mit festen Abnahme- bzw.

Lieferverpflichtungen ausgehandelt [Konstantin

2017].

In Abbildung 13 ist die Entwicklung des

Grenzübergangspreises von Erdgas seit 2010

dargestellt. Der Grenzübergangspreis folgt aufgrund

der zum Teil noch bestehenden Ölpreisbindung der

Preisentwicklung von Rohöl, allerdings mit einer

zeitlichen Verzögerung und weniger ausgeprägten

Preisschwankungen. Selbst ohne formale

Ölpreisbindung kann der Wettbewerb zwischen den

Energieträgern dazu führen, dass sich steigende oder

fallende Weltmarktpreise eines wichtigen

Energieträgers (z. B. Erdöl) auch auf die

Preistendenzen der übrigen auswirken.

Nach einem Höchstwert von 2,98 ct/kWh im April

2012 sank der Grenzübergangspreis vor allem

aufgrund des Ölpreisverfalls 2014 und des

wachsenden LNG-Angebots (LNG: liquefied natural

gas; Flüssigerdgas) aus Übersee auf 1,30 ct/kWh im

Mai 2016. Seit dem Tief ist bis Ende 2017 ein

steigender Trend erkennbar. Im Dezember 2017 lag

der Grenzübergangspreis bei 1,81 ct/kWh.

Neben dem direkten Import von ausländischen

Gasproduzenten bietet die Energiebörse EEX

(European Energy Exchange) den Gasanbietern eine

weitere Möglichkeit Gasmengen zu beziehen. Die

Erdgasbörsenpreise (siehe Anhang Abbildung 115)

zeigen im betrachteten Zeitraum einen ähnlichen

Verlauf wie der Grenzübergangspreis.

GASMARKT


Abbildung 13 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgasimporte nach Deutschland von Januar 2010 bis

Dezember 2017

Quelle: [BAFA 2017], Darstellung IE Leipzig

3.2.2 Steuern und Umlagen

Der Gaspreis für Endverbraucher setzt sich in

Deutschland aus folgenden Kostenbestandteilen

zusammen:

▪ Gasbeschaffung und Vertrieb

▪ Netzentgelte

▪ Entgelt für Messung, Abrechnung und

Messstellenbetrieb

▪ Konzessionsabgabe

▪ Steuern (Gas- und Mehrwertsteuer)

In Abbildung 14 ist die Zusammensetzung des

Erdgaspreises im Jahr 2017 für Haushalte und

Industriekunden gegenübergestellt. Gemäß Monitor-

ingbericht 2017 der Bundesnetzagentur [BNetzA

2017a] belief sich der Gaspreis für Haushaltskunden

mit einem jährlichen Gasverbrauch zwischen

5.556 kWh und 55.556 kWh (20 GJ und 200 GJ)

zum Stichtag 1. April 2017 auf 6,15 ct/kWh. Davon

entfielen rund die Hälfte auf Gasbeschaffung und

Vertrieb. Die Netzentgelte machten rund ein Viertel

des Erdgaspreises aus. Der Anteil von Steuern und

Abgaben lag für Haushalte bei rund 27 %. Während

die Erdgassteuer einheitlich 0,55 ct/kWh beträgt,

können die Netzentgelte und Konzessionsabgaben

regional variieren.

Für Industriekunden wurde gemäß Monitoring-

bericht 2017 der Bundesnetzagentur [BNetzA

2017a] ein Abnahmefall von 116 GWh (Band ID;

Eurostat: I4) mit einer Jahresnutzungsdauer von

4.000 Stunden zugrunde gelegt. Der

durchschnittliche Gaspreis für Industriekunden lag

zum Stichtag 1. April 2017 bei 2,69 ct/kWh. Der

Anteil an Steuern und Abgaben lag im Mittel bei ca.

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

Jan

10

Mrz

10

Ma

i 10

Jul 1

0S

ep 1

0N

ov

10

Jan

11

Mrz

11

Ma

i 11

Jul 1

1S

ep 1

1N

ov

11

Jan

12

Mrz

12

Ma

i 12

Jul 1

2S

ep 1

2N

ov

12

Jan

13

Mrz

13

Ma

i 13

Jul 1

3S

ep 1

3N

ov

13

Jan

14

Mrz

14

Ma

i 14

Jul 1

4S

ep 1

4N

ov

14

Jan

15

Mrz

15

Ma

i 15

Jul 1

5S

ep 1

5N

ov

15

Jan

16

Mrz

16

Ma

i 16

Jul 1

6S

ep 1

6N

ov

16

Jan

17

Mrz

17

Ma

i 17

Jul 1

7S

ep 1

7N

ov

17

Gre

nzü

be

rga

ng

spre

is E

rdg

as

in c

t/kW

h

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Ø: 2,06 ct/kWh

Ø: 2,57 ct/kWh

Ø: 2,90 ct/kWh

Ø: 2,76 ct/kWh

Ø: 2,34 ct/kWh

Ø: 2,06 ct/kWh

Ø: 1,52 ct/kWh

Ø: 1,70 ct/kWh

GASMARKT


21 %. Die Preise für Beschaffung und Vertrieb

machten 69 % am gesamten Erdgaspreis aus.

Abbildung 14 Zusammensetzung des Gaspreises für Haushalte (Abnahmefall 20-200 GJ) und Industrie (Abnahmefall

116 GWh) in Deutschland zum Stichtag 1. April 2017

Quelle: [BNetzA 2017a], Darstellung IE Leipzig

3.2.3 Haushalte

Das Statistische Amt der Europäischen Union

(Eurostat) stellt Daten zu Erdgaspreisen

verschiedener Abnehmergruppen zur Verfügung.

Demnach sind in der Europäischen Union die

Gaspreise für Haushalte (Jahresverbrauch zwischen

5.500 und 55.000 kWh) zwischen dem ersten

Halbjahr 2016 und dem ersten Halbjahr 2017 um

durchschnittlich 6,3 % auf 5,83 ct/kWh gesunken.

Der Erdgaspreis für deutsche Haushaltskunden ging

im gleichen Zeitraum um 7,6 % zurück und belief

sich nach Eurostat im ersten Halbjahr 2017 auf

6,11 ct/kWh.

Werden die nominalen Preise für Haushaltskunden

aus Angaben des Monitoringberichtes (Abbildung

14) mit denen von Eurostat (Abbildung 15)

verglichen, fällt ein geringer Unterschied auf. Bei

beiden Quellen wird der gleiche Jahresverbrauch

betrachtet, bei [BNetzA 2017a] ist es jedoch eine

Stichtagsauswertung zum 1. April 2017 und bei

[Eurostat 2018a] der Durchschnittswert für das erste

Halbjahr 2017. Dadurch können sich geringe

Unterschiede aus beiden Quellen ergeben.

Der „staatlich veranlasste Anteil“ beinhaltet alle

Steuern und Abgaben auf den Erdgaspreis im

jeweiligen Land, in Deutschland also Gassteuer,

Konzessionsabgabe und Mehrwertsteuer. Nach den

Angaben von Eurostat bestanden die deutschen

Haushaltsgaspreise 2017 zu 26 % aus Steuern und

Abgaben, was genau dem EU-Durchschnitt

entspricht. Im europäischen Vergleich zeigt sich,

dass das Gaspreisniveau in Deutschland zwar leicht

über dem Durchschnitt der 28 Länder der

3,02

1,86

0,08

0,08

1,44

0,28

0,55

0,55

0,98

6,15

2,69

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Haushalte Industrie

Erd

ga

spre

is in

ct/

kWh

Mehrwertsteuer

Gassteuer

Netznutzungsentgelt

Konzessionsabgabe

Messung, Abrechung,Messstellenbetrieb

Beschaffung &Vertrieb

24%

1%

1%9%

49%

16%

Haushalte

10%

21%

69%

Industrie

GASMARKT


Europäischen Union liegt. Im Vergleich zu Ländern

wie Dänemark und den Niederlanden hat

Deutschland aber niedrigere Gaspreise. Dies liegt

vor allem darin begründet, dass Dänemark und die

Niederlande einerseits zwar vergleichsweise geringe

Beschaffungskosten für Erdgas, andererseits aber

mit 55 % (Dänemark) und 53 % (Niederlande) den

höchsten Anteil von Steuern und Abgaben am

Gaspreis für Haushalte aufweisen. In Frankreich

sind die Beschaffungskosten für Erdgas zwar

niedriger als in Deutschland, aber durch geringere

Abgaben fallen die Preisunterschiede

vergleichsweise gering aus. In Abbildung 15 sind die

nominalen Erdgaspreise verschiedener europäischer

Länder gegenübergestellt, in Abbildung 16 die

inflationsbereinigten (realen) Erdgaspreise für

Haushaltskunden.

Abbildung 15 Nominale Erdgaspreise für Haushaltskunden im europäischen Vergleich 2013-2017

Quelle: [Eurostat 2018a], Darstellung IE Leipzig, 2017 sind Werte aus dem 1. Halbjahr angegeben.

Real

in ct/kWh

2013

2014

2015

2016

20175,08 5,12 5,11 4,88 4,545,25 5,35 5,25

4,67 4,29

5,86 6,04 5,715,12 4,79 4,90 4,67 4,41

3,87 3,564,35

3,53 3,422,98

3,61

1,68 1,68 1,681,64

1,57

1,56 1,58 1,62

1,621,54

1,181,28

1,46

1,521,60

3,373,38

3,394,07

4,07

5,51

5,41

4,42

4,32

4,48

6,75 6,80 6,796,52

6,11

6,80 6,92 6,87

6,295,83

7,047,32 7,17

6,636,39

8,278,05

7,80 7,947,63

9,85

8,93

7,83

7,29

8,09

0

2

4

6

8

10

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ha

ush

alt

e in

ct/

kWh

Energieanteil, ohne Steuern und Abgaben staatlich veranlasster Anteil

FR NL DKEU28DE

GASMARKT


Abbildung 16 Reale Erdgaspreise für Haushaltskunden im europäischen Vergleich 2013-2017

Quelle: [Eurostat 2018a], Darstellung IE Leipzig, 2017 sind Werte aus dem 1. Halbjahr angegeben.

Ein anderes Bild zeigt sich bei den Erdgaspreisen in

den USA. Die Energy Information Administration

(EIA) erhebt und veröffentlicht jeden Monat Daten

über die durchschnittlich zu entrichtenden Gaspreise

für Haushalte in den USA – sowohl auf Ebene der

einzelnen Bundesstaaten, als auch für die

Vereinigten Staaten insgesamt. Die Auswertung der

EIA-Daten zeigt, dass die Gaspreise verschiedener

US-Bundesstaaten teilweise stark variieren. Die

Spannweite lag 2017 zwischen umgerechnet

2,30 €ct/kWh in Montana und 11,74 €ct/kWh

(Wechselkurs Euro/USD 1,1297) auf Hawaii

(Abbildung 17). Die meisten Haushalte zahlen

jedoch deutlich niedrigere Gaspreise. Dies zeigt sich

darin, dass der Durchschnittswert von 3,32 €ct/kWh

nur knapp über dem Minimum der Bandbreite und

damit deutlich unter dem Erdgaspreis für

Deutschland liegt.

Real

in ct/kWh

2013

2014

2015

2016

20174,77 4,77 4,76 4,53

4,144,88 4,95 4,86

4,313,90

5,54 5,68 5,374,80 4,44 4,53 4,30 4,06

3,55 3,234,11

3,32 3,212,80

3,36

1,57 1,57 1,561,52

1,43

1,45 1,46 1,50

1,501,40

1,12 1,201,37

1,421,48

3,113,12

3,123,74

3,69

5,21

5,10

4,154,06

4,17

6,35 6,34 6,326,05

5,58

6,33 6,41 6,36

5,81

5,29

6,666,89 6,74

6,225,92

7,657,42

7,18 7,306,93

9,32

8,42

7,37

6,86

7,53

0

2

4

6

8

10

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ha

ush

alt

e in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT


Abbildung 17 Nominale Erdgaspreise für Haushaltskunden in den USA

Quelle: [EIA 2018a], [DB 2018], Darstellung IE Leipzig, Angaben in Eurocent je kWh

Abbildung 18 Reale Erdgaspreise für Haushaltskunden in den USA

Quelle: [EIA 2018a], [DB 2018], [BLS 2018], Darstellung IE Leipzig, Angaben in Eurocent je kWh

12,6212,20 12,33

11,2511,74

1,912,19 2,45 2,22 2,30

2,65 2,823,19 3,10 3,32

0

2

4

6

8

10

12

14

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h

Höchstwert Niedrigstwert Durchschnitt

11,9511,35 11,34

10,22 10,45

1,81 2,04 2,26 2,02 2,042,51 2,62

2,94 2,81 2,95

0

2

4

6

8

10

12

14

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h


GASMARKT


Für den bundesweiten Vergleich der Erdgaspreise

für Haushaltskunden wurde, wie in den Berichten

der Vorjahre, auf eine Auswertung des

Verbraucherportals Verivox zurückgegriffen. Darin

werden die günstigsten Angebote der örtlichen

Grundversorger in jedem Bundesland

berücksichtigt, soweit sie den Richtlinien dieses

Portals entsprechen. Betrachtet wurden

Haushaltskunden mit einem Erdgasverbrauch von

20.000 kWh je Jahr und einer Heizleistung von

13 kW. Im Dezember 2017 lag der Erdgaspreis in

Baden-Württemberg mit 5,84 ct/kWh höher als in

zehn anderen Bundesländern (Abbildung 19). Der

Gaspreis lag um 4,5 % über dem Bundesdurchschnitt

und blieb im Vergleich zum Vorjahr stabil. Die

Kosten für Marge, Beschaffung und Vertrieb sowie

Netznutzungsentgelte lagen in Baden-Württemberg

über dem Bundesdurchschnitt.

Abbildung 19 Erdgaspreise für Haushaltskunden nach Bundesländern 2017

Quelle: [Verivox 2018], Darstellung IE Leipzig, Stichtag 1.12.2017

Ein Teil des bundeslandspezifischen

Preisunterschiedes von Erdgas beruht auf dem in

Flächenländern höheren Verteilungsaufwand und

dem zur Erhöhung der Versorgungssicherheit

einhergehenden Ausbau des Gasnetzes in Baden-

Württemberg. Dieser spiegelt sich in den

Netznutzungsentgelten als Teil des Erdgaspreises

wider. Die Höhe der Netzentgelte lag im Dezember

2017 im Bundesdurchschnitt bei 1,53 ct/kWh und in

Baden-Württemberg bei 1,58 ct/kWh und damit um

3,3 % höher (Abbildung 20). Im Vergleich zum

Vorjahr (1,60 ct/kWh) sind die Netznutzungs-

entgelte in Baden-Württemberg um 1,3 % gesunken.

4,08 4,16

5,125,33 5,34 5,41 5,47 5,59 5,59 5,68 5,77 5,84 5,91 6,03

6,21 6,266,53

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

BE HH SH BB NI BY HE HB Ø SN RP BW MV NW ST TH SL

Erd

ga

spre

ise

für

Ha

ush

alt

e in

ct/

kWh

GASMARKT


Abbildung 20 Netznutzungsentgelte für Haushaltskunden nach Bundesländern 2017


3.2.4 Industrie und Gewerbe

Die Auswertung der Daten von Eurostat zu den

Industriegaspreisen umfasst die fünf

Verbrauchergruppen I1 bis I5:

▪ Gruppe I1: Verbrauch < 1.000 GJ

▪ Gruppe I2: 1.000 GJ < Verbrauch < 10.000 GJ

▪ Gruppe I3: 10.000 GJ < Verbrauch < 100.000 GJ

▪ Gruppe I4: 100.000 GJ < Verbrauch < 1 Mio. GJ

▪ Gruppe I5: 1 Mio. GJ < Verbrauch <= 4 Mio. GJ.

Genau wie für den Strombezug gilt auch für den

Bezug von Erdgas: Je mehr Energie ein

Unternehmen verbraucht, desto geringer ist der

Endverbraucherpreis. Der Unterschied zwischen den

Preisen für Haushalte und Industrie liegt unter

anderem darin begründet, dass der Industrie

aufgrund der meist geringeren Anzahl an beteiligten

Marktstufen und der größeren Gasabnahmemenge

günstigere Preise angeboten werden. Weiterhin

zahlen viele Industriekunden weniger Steuern und

Abgaben sowie Netzentgelte (siehe Abbildung 14).

Zudem ist bei der Darstellung der Industriepreise die

erstattungsfähige Mehrwertsteuer nicht inbegriffen.

Die Daten von Eurostat zeigen seit 2013 in allen

Verbrauchergruppen und Referenzgebieten

gesunkene Gaspreise. Dies beruht vor allem auf den

stetig gefallenen Beschaffungskosten für Erdgas

(Abbildung 21 ff). Während die Preise mit 33,8 % in

der Verbrauchergruppe I3 in Deutschland am

stärksten sanken, fiel der Preisrückgang in den

Niederlanden in der Verbrauchergruppe I1 mit 1,5 %

am geringsten aus. Im Jahr 2017 lag der Erdgaspreis

im EU-Durchschnitt, je nach Verbrauchergruppe,

zwischen 2,15 ct/kWh und 4,52 ct/kWh. Mit

1,29 1,33 1,37 1,41 1,43 1,46 1,47 1,47 1,49 1,53 1,58 1,62 1,651,73

1,88 1,902,02

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

BE HB BY HH NI SH HE BB RP Ø BW NW TH SN ST MV SL

Ne

tzn

utz

un

gse

ntg

elt

e f

ür

Ha

ush

alt

e in

ct/

kWh

GASMARKT


6,24 ct/kWh wurde der höchste Preis in der

Verbrauchergruppe I1 in den Niederlanden erreicht,

gefolgt von Dänemark mit 5,91 ct/kWh. Die

niedrigsten Preise werden in der Verbrauchergruppe

I5 erzielt. Frankreich erreichte mit 2,08 ct/kWh den

niedrigsten Preis in der Gruppe der betrachteten

Länder. In Deutschland lagen die Preise in der

Verbrauchergruppe I1 mit zuletzt 4,35 ct/kWh unter

dem europäischen Durchschnitt und in der

Verbrauchergruppe I5 mit 2,28 ct/kWh leicht

darüber. In Dänemark stieg der Gaspreis 2017 in

allen Verbrauchergruppen. Hier ist es der Anteil der

Kosten für die Beschaffung, Marge und Vertrieb die

zur Erhöhung der Industriegaspreise in Dänemark

führten.

Auffällig ist die Tatsache, dass in Deutschland die

staatlich veranlassten Preisbestandteile für alle

Verbrauchergruppen der Industrie mit 0,412 ct/kWh

(Ermäßigung für produzierendes Gewerbe) gleich

ausfallen (in den Abbildungen aufgrund von

Rundungen ergeben sich 0,40 bis 0,41 ct/kWh),

während sie europaweit stärker nach

Verbrauchsklassen gespreizt sind und 2017 in

unterschiedlichem Maße anstiegen. Damit lag der

Anteil von Steuern und Abgaben

▪ in den Verbrauchsgruppen I1 und I2 in

Deutschland seit 2013 deutlich unterhalb des

europäischen Durchschnitts (2017 um 33 % bzw.

38 %),

▪ in der Verbrauchergruppe I3 2017 nahezu

gleichauf,

▪ für Großverbraucher der Verbrauchergruppen I4

und I5 in Deutschland weiterhin erheblich höher

als im europäischen Durchschnitt.

Den höchsten Steuer- und Abgabenanteil

verzeichneten im Jahr 2017 die Niederlande, wo

Steuern und Abgaben in der Verbrauchergruppe I2

gut die Hälfte des Endpreises ausmachten, aber auch

in Dänemark belief sich dieser Anteil in der

Verbrauchergruppe I1 auf über 41 %. In Frankreich

war in der Verbrauchergruppe I5 mit 5,3 % der

Anteil für Steuern und Abgaben am niedrigsten.

GASMARKT


Abbildung 21 Nominale Erdgaspreise für die Verbrauchergruppe I1 der Industrie im europäischen Vergleich 2013-

2017

Quelle: [Eurostat 2018a], Darstellung IE Leipzig, Gesamtpreise inkl. aller Steuern und Abgaben, ohne Mehrwertsteuer, 2017 Preis für 1. Halbjahr

Abbildung 22 Reale Erdgaspreise für die Verbrauchergruppe I1 der Industrie im europäischen Vergleich 2013-2017

Quelle: [Eurostat 2018a], [Eurostat 2018b], Darstellung IE Leipzig, Gesamtpreise inkl. aller Steuern und Abgaben, ohne Mehrwertsteuer, 2017 Preis für 1. Halbjahr

4,80 4,54 4,37 4,08 3,95

4,97 4,83 4,684,14 3,87

5,985,57

5,08

4,27 4,004,41 4,29 4,04

3,66 3,493,90

3,55 3,292,89

3,46

0,410,40

0,400,41 0,40

0,53 0,540,57

0,640,65

0,43

0,580,61

1,93 1,992,03 2,69 2,75

2,872,94

2,34

2,35

2,45

5,204,94

4,774,49 4,35

5,50 5,37 5,24

4,774,52

6,215,87

5,51

4,854,61

6,34 6,286,07

6,35 6,24

6,776,48

5,63

5,24

5,91

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I1

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

4,564,26 4,04

3,71 3,56

4,76 4,56 4,303,84 3,59

5,815,38

4,85

4,07 3,794,28 4,16 3,89

3,50 3,313,76

3,38 3,112,73

3,21

0,390,38

0,370,37

0,36

0,500,51

0,52

0,590,60

0,41

0,550,58

1,87 1,931,95 2,57

2,61

2,77

2,80

2,22

2,22

2,27

4,954,64

4,414,07

3,92

5,265,07

4,82

4,424,19

6,03

5,67

5,26

4,624,37

6,15 6,095,84

6,075,92

6,526,18

5,33

4,95

5,49

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I1

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT



2017




4,804,37

3,87

3,12 3,14

4,40 4,173,83

3,22 3,08

4,85 4,664,08

3,56 3,353,79 3,80

3,553,02 2,79

3,63 3,423,03

2,673,29

0,41

0,41

0,40

0,40 0,40

0,460,48

0,52

0,57 0,60

0,36

0,500,54

1,93 1,992,04

2,682,75

2,282,30

1,87

1,88

1,86

5,20

4,78

4,27

3,52 3,54

4,864,65

4,34

3,79 3,68

4,964,81

4,44

4,053,89

5,72 5,795,58 5,70

5,54

5,915,71

4,90

4,55

5,15

0

1

2

3

4

5

6

7

8

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I2

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

4,564,10

3,58

2,83 2,83

4,213,93

3,522,98 2,86

4,71 4,503,90

3,38 3,173,68 3,69

3,412,89 2,65

3,49 3,262,87

2,533,05

0,39

0,38

0,37

0,36 0,36

0,440,45

0,47

0,53 0,56

0,34

0,470,51

1,87 1,931,96

2,562,61

2,202,19

1,77

1,78

1,73

4,95

4,48

3,95

3,19 3,19

4,654,38

3,99

3,51 3,42

4,824,65

4,24

3,863,68

5,56 5,615,37 5,45

5,26

5,695,44

4,64

4,30

4,78

0

1

2

3

4

5

6

7

8

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I2

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT



2017




4,383,85

3,462,95 2,77

3,753,49

3,222,71 2,56

3,87 3,673,40

3,092,77

3,03 2,912,64

2,26 2,12

3,38

2,68 2,64

2,022,40

0,41

0,40

0,40

0,410,40

0,310,31

0,35

0,370,41

0,330,46

0,49

0,80 0,820,92

1,09 1,53

1,11

1,05 0,92

0,92

0,85

4,79

4,25

3,86

3,363,17

4,063,80

3,56

3,08 2,97

3,983,83

3,723,56

3,26

3,82 3,733,55

3,35

3,65

4,48

3,733,56

2,94

3,25

0

1

2

3

4

5

6

7

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I3

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

4,17

3,613,20

2,68 2,49

3,593,29

2,962,51 2,38

3,76 3,543,24

2,942,62

2,94 2,822,54

2,16 2,01

3,25

2,55 2,50

1,912,23

0,39

0,38

0,37

0,370,36

0,29

0,29

0,32

0,340,38

0,310,44

0,46

0,77 0,800,88

1,04 1,45

1,06

1,000,87

0,87

0,79

4,56

3,99

3,57

3,052,85

3,88

3,58

3,27

2,86 2,76

3,873,70

3,563,38

3,09

3,71 3,623,42

3,203,46

4,32

3,553,37

2,783,02

0

1

2

3

4

5

6

7

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I3

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT



2017




3,362,96

2,672,25 2,21

3,212,96

2,72

2,20 2,16

3,17 3,002,80

2,18 2,24

2,962,63 2,49

2,08 2,01

3,24

2,61 2,52

1,892,18

0,40

0,41

0,41

0,40 0,40

0,21

0,210,24

0,24 0,25 0,22 0,24

0,24

0,270,36

0,39 0,52

0,64

0,570,52

0,51

0,52

3,76

3,37

3,08

2,65 2,61

3,41

3,172,95

2,43 2,41

3,253,10

2,98

2,40 2,48

3,19

2,90 2,84

2,47 2,53

3,88

3,183,04

2,40

2,70

0

1

2

3

4

5

6

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I4

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

3,192,78

2,472,04 1,99

3,072,79

2,502,04 2,00

3,08 2,902,68

2,08 2,12

2,872,55 2,39

1,98 1,91

3,12

2,48 2,39

1,792,02

0,38

0,38

0,37

0,36 0,36

0,20

0,20

0,22

0,22 0,23 0,20 0,23

0,23

0,260,34

0,37 0,49

0,62

0,540,49

0,480,48

3,57

3,16

2,84

2,40 2,35

3,26

2,99

2,71

2,25 2,24

3,163,00

2,84

2,28 2,35

3,10

2,81 2,73

2,36 2,40

3,73

3,032,88

2,272,51

0

1

2

3

4

5

6

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I4

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT



2017




2,912,63

2,38

1,85 1,88

2,932,73

2,46

1,93 1,96

2,962,73

2,44

1,91 1,97

2,73 2,58 2,44

1,98 1,96

3,12

2,53 2,40

1,792,07

0,41

0,41

0,40

0,41 0,40

0,19

0,18

0,19

0,19 0,19

0,140,15

0,18

0,19 0,21

0,44

0,360,35

0,34

0,36

3,31

3,03

2,78

2,26 2,28

3,12

2,91

2,65

2,12 2,15

3,02

2,80

2,51

1,992,08

2,872,73

2,62

2,17 2,17

3,56

2,882,75

2,12

2,43

0

1

2

3

4

5

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I5

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

2,772,46

2,20

1,68 1,69

2,802,57

2,26

1,79 1,82

2,872,63

2,33

1,82 1,87

2,65 2,50 2,35

1,89 1,86

3,00

2,41 2,27

1,691,92

0,39

0,38

0,37

0,37 0,36

0,18

0,17

0,17

0,17 0,18

0,140,15

0,17

0,18 0,20

0,42

0,340,33

0,32

0,33

3,15

2,84

2,57

2,05 2,05

2,99

2,74

2,44

1,96 2,00

2,93

2,71

2,40

1,89 1,97

2,782,64

2,52

2,07 2,06

3,43

2,752,60

2,01

2,26

0

1

2

3

4

5

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Erd

ga

spre

ise

für

Ind

ust

rie

(G

rup

pe

I5

) in

ct/

kWh


FR NL DKEU28DE

GASMARKT


Ein Blick auf die gewerblichen Erdgaspreise in den

USA zeigt dort eine ähnliche Entwicklung wie bei

den Haushalten, allerdings auf einem niedrigeren

Preisniveau als in Europa bzw. Deutschland. Beim

Vergleich der deutschen bzw. europäischen

Industriegaspreise sei darauf hingewiesen, dass die

von der Energy Information Administration (EIA)

erhobenen und publizierten Daten keine

Differenzierung hinsichtlich unterschiedlicher

Gasbezugsmengen, d. h. Verbrauchergruppen,

erlauben. Dadurch ist ein sinnvoller Vergleich mit

den in Eurostat angegebenen und nach

Verbrauchsgruppen unterschiedenen Werten für

Deutschland und Europa nur eingeschränkt möglich.

Es bleibt also unklar, mit welcher Verbrauchsklasse

die EIA-Daten am besten vergleichbar sind. Im

Rahmen der Studie wird die Verbrauchergruppe I3,

welche Unternehmen mit einem Verbrauch von

10.000 GJ bis 100.000 GJ umfasst, als Annäherung

für das Gewerbe genommen. Für den Vergleich mit

den USA wurde der Sektor „commercial“ der EIA

herangezogen, weil davon ausgegangen wird, dass

dieser am ehesten dem Gewerbe entspricht.

Genau wie für Haushalte weichen die

durchschnittlichen Gaspreise für Gewerbekunden in

den verschiedenen US-Bundesstaten teilweise stark

voneinander ab. Laut EIA lag der Gaspreis für

Gewerbekunden 2017 mit umgerechnet

1,72 €ct/kWh in Nevada deutlich unter dem

deutschen und europäischen Durchschnitt

(Abbildung 31). Andererseits war mit 8,95 €ct/kWh

der Gaspreis auf Hawaii mehr als doppelt so hoch.

Mit durchschnittlich 2,38 €ct/kWh zahlte der größte

Teil der Gewerbekunden in den USA niedrigere

Gaspreise als der deutsche bzw. europäische

Durchschnitt. Dies lässt sich daran erkennen, dass

sich der Durchschnittwert nur knapp über dem

niedrigsten Wert befindet.

Im Industriesektor zeigt sich ebenfalls eine große

Spannweite der Gaspreise. Der niedrigste Preis lag

2017 mit umgerechnet 0,76 €ct/kWh in West

Virginia und der höchste Preis mit 5,37 €ct/kWh in

Hawaii (Abbildung 33). Im Durchschnitt lag der

amerikanische Gaspreis bei 1,25 €ct/kWh und damit

deutlich unter den deutschen bzw. europäischen

Werten in der Verbrauchergruppe I5.

GASMARKT


Abbildung 31 Nominale Erdgaspreise für das Gewerbe in den USA


Abbildung 32 Reale Erdgaspreise für das Gewerbe in den USA

Quelle: [EIA 2018a], [DB 2018], [BEA 2018], Darstellung IE Leipzig, Angaben in Eurocent je kWh

10,7710,38

9,59

8,33

8,95

1,601,87 1,91

1,68 1,722,08 2,29 2,43 2,24 2,38

0

2

4

6

8

10

12

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h


10,209,66

8,82

7,577,98

1,51 1,74 1,761,53 1,54

1,97 2,13 2,24 2,04 2,13

0

2

4

6

8

10

12

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h


GASMARKT


Abbildung 33 Nominale Erdgaspreise für die Industrie in den USA


Abbildung 34 Reale Erdgaspreise für die Industrie in den USA

Quelle: [EIA 2018a], [DB 2018], [BEA 2018], Darstellung IE Leipzig, Angaben in Eurocent je kWh

7,086,87

5,85

4,84

5,37

0,991,21

0,89 0,75 0,76

1,191,44

1,21 1,091,25

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h


6,706,39

5,38

4,40

4,79

0,941,13

0,82 0,68 0,67

1,131,34

1,11 0,99 1,12

0

1

2

3

4

5

6

7

8

2013 2014 2015 2016 2017

Erd

ga

spre

ise

in c

t/kW

h


GASMARKT


Für den Bundesländervergleich wurden auf

Grundlage der „Marktübersicht Strom- und

Gaspreise für Haushalte und Gewerbe“ des

Verbraucherportals Verivox die Tarifangebote der

örtlichen Grundversorger ausgewertet und in

Abbildung 35 gegenübergestellt. Dabei handelt es

sich um durchschnittliche Preise zum 1.12.2017,

inklusive aller Steuern und Abgaben. Betrachtet

wurden Gewerbekunden mit einem jährlichen

Verbrauch von 90.000 kWh und einer Heizleistung

von 50 kW. Es wurden nur die günstigsten Angebote

der örtlichen Grundversorger berücksichtigt, soweit

diese im Internet veröffentlicht werden. Im

deutschlandweiten Vergleich lag Baden-

Württemberg 2017 im Mittelfeld (Abbildung 35)

und mit einem Erdgaspreis von 4,50 ct/kWh nur

knapp über dem Bundesdurchschnitt von

4,47 ct/kWh. Damit lagen die Erdgaspreise in

Baden-Württemberg 2017 in etwa auf dem Niveau

vom Vorjahr (4,49 ct/kWh). In sieben von 16

Bundesländern wurden 2017 noch höhere Preise

verlangt, 2016 waren es neun. Deutschlandweit war

in Hamburg Erdgas mit 3,70 ct/kWh am günstigsten.

Ein Grund für die leicht überdurchschnittlichen

Gaspreise in Baden-Württemberg sind die mit

1,34 ct/kWh leicht über dem Bundesdurchschnitt

von 1,24 ct/kWh liegenden Netznutzungsentgelte

(Abbildung 36). Die Stadtstaaten Bremen, Berlin

und Hamburg weisen die geringsten

Netznutzungsentgelte für Gewerbekunden auf, was

vor allem auf eine höhere Nachfragedichte in

Städten und eine bessere Auslastung der Netz-

infrastruktur zurückzuführen ist.

Im Unterschied zum Handel und Gewerbe

beschaffen Industrieabnehmer ihr Erdgas

üblicherweise von den überregional günstigsten

Anbietern, so dass hier eine Differenzierung nach

Bundesländern wenig Aussagekraft hätte.

GASMARKT


Abbildung 35 Erdgaspreise für Gewerbekunden nach Bundesländern 2017


Abbildung 36 Netznutzungsentgelte für Gewerbekunden nach Bundesländern 2017

Quelle: [Verivox 2018], Darstellung IE Leipzig

3,70

4,15 4,20 4,23 4,28 4,36 4,47 4,47 4,49 4,50 4,55 4,66 4,70 4,71 4,76 4,82

5,17

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

HH BY BE SH HE NI Ø HB RP BW SN MV TH BB NW ST SL

Erd

ga

spre

ise

für

Ge

we

rbe

in c

t/kW

h

0,98

1,09 1,12 1,12 1,13 1,131,18 1,20

1,24 1,25 1,271,34

1,38 1,40

1,54 1,55

1,68

0,0

0,2

0,4

0,6

0,8

1,0

1,2

1,4

1,6

1,8

2,0

HB BE BY HH SH NI BB HE Ø RP NW BW TH SN MV ST SL

Ne

tzn

utz

un

gse

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elt

e f

ür

Ge

we

rbe

in c

t/kW

h

STROMMARKT


4.1 Marktstruktur und Wechselverhalten

Stromhandel

An der Strombörse EEX in Leipzig werden an einem

Durchschnittstag fast 8 TWh Strom gehandelt [HB

2017]. Es geht vor allem um Stromlieferungen in der

Zukunft. Die Leipziger Strombörse ist seit 2017 nun

insgesamt in drei Zeitzonen (insgesamt in 16 Ländern)

vertreten und baut ihre weltweite Position durch die

Übernahme von Nodal weiter aus [LVZ 2017].

2017 gab es insgesamt in 146 Stunden negative

Börsenstrompreise an der EEX in Leipzig [Agora

2018]. Dies hat zwei Ursachen. Zum einen sind es

Erneuerbaren Energien-Anlagen, allem voran

Windkraftanlagen, die durch die guten

Windverhältnisse 2017 viel Strom ins Stromnetz in

Deutschland einspeisten. So wurde am 27. Dezember

2017 die Summe von 100 Mrd. kWh (in 2016: 78,6

Mrd. kWh) in einem Jahr erreicht. Außerdem wurde

am 28. Oktober 2017 mit 39.408 MW

Windenergieleistung ein Spitzenwert auf der EEX-

Transparency-Homepage (Plattform im Internet u.a.

zum Monitoren der aktuellen installierten Leistungen

zur Produktion von Strom) ermittelt [E&M 2018]. Zum

anderen beeinflussen unflexible Kraftwerke wie ältere

Braunkohlekraftwerke, die nicht schnell hoch- und

runtergefahren werden können, den Markt. Somit

kommt es vor, dass die Börsenstrompreise negativ

ausfallen. Der umgesetzte Strom an der Börse belief

sich 2017 auf 18 Mrd. Euro. Die Kosten der

Stromlieferungen mit negativen Preisen ins Ausland

betrugen 41 Mio. Euro. Im Verhältnis zum

Stromaußenhandelssaldo, der mit insgesamt 1,4 Mrd.

Euro positiv war, sind die Kosten des „Negativ-

Strompreises“ noch überschaubar.

Strom-Außenhandel

Der Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber

[ENTSO-E 2018] erfasst die Stromhandelsflüsse

zwischen verschiedenen Ländern in Europa. Mit Hilfe

dieser Angaben lässt sich der jährliche Strom-

austauschsaldo Deutschlands in Verbindung mit den

Nachbarländern errechnen und somit Aussagen zur

Entwicklung von Angebot und Nachfrage sowie zum

Angebotsüberschuss im Inland treffen.

In Abbildung 37 sind die deutschen Netto-Im- und

Exporte der letzten 15 Jahre abgebildet. 2015 erreichte

der Stromexport aus Deutschland den Höhepunkt mit

51,8 TWh/a. Dies war auch das erste Jahr, in dem mehr

Strom in die Tschechische Republik exportiert als

importiert wurde. Die einzigen verbleibenden

Exporteure von Strom nach Deutschland waren 2017

Schweden, Frankreich und Dänemark. Nach dem Peak

von 2015 ging der Stromexport wieder etwas zurück.

4 Strommarkt

Im vorliegenden Kapitel zum Strommarkt werden die unterschiedlichen Preisniveaus der

einzelnen Verbrauchergruppen dargestellt. Eine ausführliche Aufgliederung der

Strompreisbestandteile schafft Klarheit darüber, wieso es Preisunterschiede gibt.

STROMMARKT


Seit 2011 ist der Haupttrend jedoch steigend. Im

Vergleich zum Vorjahr fällt der Exportüberschuss bei

Strom 2017 um 14,2 % geringer aus und lag bei

43 TWh.

Abbildung 37 Entwicklung des deutschen Stromaußenhandels seit 2003

[Entso-e 2018], Darstellung: IE Leipzig Stromexportsaldo aus Deutschland (Export positiv)

Wechselverhalten

Seit 1998 können mit dem Gesetz zur Neuregelung des

Energiewirtschaftsrechts private und gewerbliche

Stromkunden zwischen verschiedenen Stromver-

sorgern wählen.

Laut Monitoringbericht 2017 der Bundesnetzagentur

[BNetzA 2017a] haben sich über 4,6 Mio.

Haushaltskunden im Jahr 2016 (2015: 4,0 Mio.; 2014:

3,8 Mio.) entschieden, ihren Stromanbieter zu

wechseln. Das waren in 2016 9,6 % aller

Haushaltskunden (2015: 8,7 %; 2014: 8,0 %).

Der Anstieg der Lieferantenwechsel beruht

größtenteils auf Wechseln außerhalb von Umzügen.

Haushalte, die den Anbieter wechselten, verbrauchten

im Schnitt 2.900 kWh Strom. Haushalte, die noch vom

Grundversorger versorgt wurden, bezogen ca.

2.100 kWh. Die Wechselbereitschaft steigt also mit

höherem Stromverbrauch.

Im Ergebnis ist durch die Wechsel der Anteil der

Haushaltskunden, die durch einen anderen Lieferanten

als ihren Grundversorger mit Strom versorgt werden,

-60

-40

-20

0

20

40

60

80

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

[TW

h/J

ah

r]

TschechischeRepublikDänemark

Frankreich

Luxemburg

Österreich

Schweiz

Niederlande

Polen

Schweden

Gesamt (Netto)

Netto Exporte

Netto Importe

STROMMARKT


weiter angestiegen. Der von ihnen bezogene Strom

machte 2016 28,6 % des gesamten Haushaltsstroms

aus (2015: 24,9 % 2014 24 %; 2013: 21 %; 2012:

20 %; 2011: 17 %). Dagegen wurde nur noch 30,6 %

(2015: 32,1 %; 2014: 32,8 %; 2013: 34 %; 2012: 37 %;

2011: 40 %) des Stroms über den

Grundversorgungsvertrag beim Grundversorger

bezogen (Abbildung 38).

In der Letztverbraucherkategorie mit mehr als

10 MWh Jahresverbrauch (hierzu zählen Gewerbe-

und Industriekunden) wechselten 2016 12,7 % ihren

Stromanbieter. Seit 2009 befindet sich die

Lieferantenwechselquote dieser Kategorie auf etwa

gleichem Niveau.

Bei den Gewerbe- und Industriekunden wurden 2016

nur noch 0,3 % der Strommengen aus

Grundversorgungsverträgen beim Grundversorger

bezogen (2015: 0,3 %; 2014: 0,3 %; 2013: 0,2 %;

2012: 2 %; 2011: 3 %).

70,0 % (2015: 68,1 %; 2014: 66,1 %; 2013: 66 %;

2012: 59 %; 2011: 54 %) der Strommengen wurden

2016 über Sonderverträge oder besondere Tarife von

anderen Lieferanten als den Grundversorgern geliefert

(Abbildung 39).

Abbildung 38 Vertragsstruktur (mengenbezogen) von Haushaltskunden 2016

[BNetzA 2017a], Darstellung IE Leipzig

35

,4

47

,3

33

,1

0,0

5,0

10,0

15,0

20,0

25,0

30,0

35,0

40,0

45,0

50,0

01 02 03

in TWh

30,6%

40,8%

28,6%

01 |Grundversorgungsvertragbeim Grundversorger

02 |Anderer Vertrag beimGrundversorger

03 |Vertrag bei einem anderenLieferanten als demGrundversorger

STROMMARKT


Abbildung 39 Vertragsstruktur (mengenbezogen) von Industrie- und Gewerbekunden 2016

[BNetzA 2017a], Darstellung IE Leipzig

Baden-Württemberg

Der Ausbau von Anlagen mit erneuerbaren Energien

schreitet nicht nur in Deutschland voran, sondern

auch in Baden-Württemberg. Wie auch 2016 belegte

Baden-Württemberg im Bundesländervergleich

beim Zubau an Windenergieanlagen Rang 5.

Insgesamt wurden 123 Neuanlagen in 2017

installiert. Somit sind insgesamt 1.417 MW mit

Windenergieanlagen in Baden-Württemberg

installiert [UM 2018].

Allerdings besteht die Gefahr, dass es unter den

derzeitigen Rahmenbedingungen zu einem

Fadenriss beim Ausbau der Windkraft in Baden-

Württemberg kommt. Projekte waren 2017 mit

88,3 MW und 67,3 MW vertreten, bekamen jedoch

bei den Ausschreibungsrunden in 2017 keinen

Zuschlag [ZSW 2017]. Aus der ersten

Ausschreibungsrunde in 2018 wurde ein Projekt in

Baden-Württemberg berücksichtigt.

Die Photovoltaikanlagen leisteten 2016 den größten

Beitrag zur Stromerzeugung aus erneuerbaren

Quellen in Baden-Württemberg. Insgesamt wurden

ca. 25 % der gesamten Stromerzeugung durch

Anlagen erneuerbarer Energien erzeugt. Dies

entspricht einer Menge von 15,3 TWh in 2016 [ZSW

2017].


Im Folgenden werden – nach einer vorangestellten

Überblicksbetrachtung – die Entwicklung der

Großhandelsstrompreise sowie weiterer Einfluss-

faktoren auf die Strompreise beschrieben.

Die Entwicklungen der Strompreise sowie

Strompreisbestandteile für den Sektor Haushalte und

den Sektor Industrie/Gewerbe werden anschließend

getrennt dargestellt. Hierbei werden die

0,8

79

,0

18

6,0

0,0

20,0

40,0

60,0

80,0

100,0

120,0

140,0

160,0

180,0

200,0

01 02 03

in TWh 0,3%

29,7%

70,0%

01 |Grundversorgungsvertragbeim Grundversorger

02 |Anderer Vertrag beimGrundversorger

03 |Vertrag bei einem anderenLieferanten als demGrundversorger

STROMMARKT


Entwicklungstendenzen jeweils zunächst im

europäischen bzw. deutschen Kontext betrachtet.

Nachfolgend wird – soweit Daten zur Verfügung

stehen – der Strommarkt in Baden-Württemberg

beschrieben. Dabei lassen auch Vergleiche zu

anderen Bundesländern Rückschlüsse auf die

Position Baden-Württembergs zu.

4.2.1 Entwicklung der Preisindizes nach Verbrauchergruppen

Die vom Statistischen Bundesamt monatlich

veröffentlichten Änderungen der nominalen

Preisindizes für Strom weisen über alle

Verbrauchergruppen in Deutschland bis 2014 einen

steigenden Trend auf (Abbildung 40).

Für private Haushalte, Handel und Gewerbe hatte

dieser Aufwärtstrend Anfang 2013 durch die Erhöhung

der EEG-Umlage noch einen starken Schub erhalten.

Bis 2016 blieben die Preise jedoch stabil, da gesunkene

Beschaffungspreise die weiter leicht steigenden

Umlagen und Abgaben kompensierten. Seit 2017

stiegen die Indizes wieder leicht an, da die gestiegenen

Beschaffungs- und Vertriebskosten den Anstieg der

Abgaben und Umlagen eben nicht mehr kompensieren,

wie es noch bis zum Jahresanfang 2016 der Fall war

(Abbildung 40).

Die Sondervertragskunden der Hochspannungsebene

(Anschluss mit mehr als 1 kV Spannung) konnten seit

2011 bis Anfang 2016 von stabilen bis sinkenden

nominalen Preisen profitieren. Ab Mitte 2016 ist

jedoch ein steigender Trend festzustellen, wobei der

Preisanstieg gegenüber 2010 aber weiterhin niedriger

als für alle anderen Abnehmer bleibt. Bis Anfang 2016

ist diese Entwicklung auf die sinkenden

Großhandelspreise einerseits und auf die Befreiung

oder Minderung von Umlagen für energieintensive

Unternehmen andererseits zurückzuführen. Seitdem

steigt der Großhandelspreis als Resultat gestiegener

Rohstoffpreise wieder an.

Nach Inflationsbereinigung stellen sich auch die realen

Preise für Strom der Haushaltskunden, Handel und

Gewerbe sowie der Sondervertragskunden mit

Anschlussleistung unter 1 kV zunächst steigend dar,

d. h. die Steigerung der Strompreise war im

zurückliegenden Jahrzehnt etwas stärker als die der

allgemeinen Lebenshaltungskosten (für private

Haushalte) bzw. als die Inflation des

Bruttoinlandsprodukts (für die Wirtschaft). Ab Mitte

2016 steigt der Index der Sondervertragskunden mit

Anschlussleistung unter 1 kV an und entspricht nun

dem Index von Handel und Gewerbe (Abbildung 41).

STROMMARKT


Abbildung 40 Nominale Entwicklung der Preisindizes für Strom in Deutschland (Monatsmittelwerte (Abbildung) und

Jahresmittelwerte (Tabelle)

[Destatis 2018], [Destatis 2018a], Darstellung: IE Leipzig, Sondervertragskunden sowie Handel und Gewerbe inkl. Steuern und Abgaben, jedoch ohne Mehrwertsteuer; private Haushalte inkl. aller Steuern und Abgaben

Abbildung 41 Inflationsbereinigte Entwicklung der Preisindizes für Strom in Deutschland (Jahresmittelwerte)

[Destatis 2018], [Destatis 2018a], Darstellung: IE Leipzig, Basisjahr zur Preisbereinigung: 2010, Sondervertragskunden sowie Handel und Gewerbe inkl. Steuern und Abgaben, jedoch ohne Mehrwertsteuer; private Haushalte inkl. aller Steuern und Abgaben

59,8 65,2

60,0 68,9

59,9 72,4

71 74 76 80 82 86 94 94 100 98Sondervertrags-

kunden < 1kV 110 110 119 122 120 122 128

60 60 60 68 72 77 89 93 104 98Sondervertrags-

kunden > 1kV 113 109 111 112 108 108 118

69 72 72 76 78 82 85 87 91 96Handel &

Gewerbe 108 112 125 126 125 126 128

65 69 72 76 78 82 85 88 92 97Private

Haushalte 107 111 124 125 124 125 127

68,4 75,6

0

20

40

60

80

100

120

140

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Str

om

pre

isin

de

x [

20

10

= 1

00

]

Sondervertragskunden < 1kV

Sondervertragskunden > 1 kV

Handel und Gewerbe

private Haushalte

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Sondervertragskunden < 1kV 78 81 82 86 87 91 98 97 102 99 100 109 107 114 115 110 111 114

Sondervertragskunden > 1 kV 66 66 65 73 76 81 94 95 107 99 100 111 106 106 106 99 98 106

Handel und Gewerbe 76 79 77 81 83 86 89 90 93 97 100 106 109 119 118 115 114 114

private Haushalte 76 79 82 84 86 88 90 91 93 98 100 105 106 117 117 116 117 117

0

20

40

60

80

100

120

Str

om

pre

isin

de

x [2

01

0 =

10

0]

STROMMARKT


4.2.2 Entwicklung der Preisindizes nach Energieträgern

Die monatlichen Preisindizes des Statistischen

Bundesamts beziehen sich auf Einfuhrpreise, bei

Braunkohle auf die inländische Förderung und

Bereitstellung vor Ort. Die Entwicklung der

betrachteten Preisindizes der Energieträger stellen

einen wesentlichen Einflussfaktor auf die Höhe der

Stromgestehungskosten der Kraftwerke dar.

Der 2013 einsetzende Abwärtstrend beim Erdölpreis

erreichte seinen Tiefpunkt Anfang 2016. Seit dem Tief

ist ein Aufwärtstrend erkennbar, der auch bei Erdgas

langsam einsetzt (Abbildung 42).

Der Preisindex für Uran setzt seinen Abwärtstrend

nach einer kurzen Zwischenerholung in 2015 auch in

2017 fort. Dieser Trend könnte sich jedoch in nächster

Zeit ändern. So hat Cameco angekündigt, die

Uranproduktion in der McArthur-River-Mine zunächst

für 10 Monate ruhen zu lassen, um das Überangebot

am Markt einzudämmen und so die Preise für Uran

anzuheben [BO 2017]. Die Mine liefert mehr als 10 %

des Uranangebots weltweit.

Der Braunkohle-Index befindet sich 2017 wie schon in

den Vorjahren seit 2011 auf einem gleichbleibenden

stabilen Niveau (Abbildung 42). Der Steinkohle Index

ist zum Ende des Jahres 2016 stark angestiegen und

verzeichnete im Vergleich der Vorjahre in 2017 eine

Erholung. Dieser Anstieg ist eine Folge von

Angebotsverknappung für Steinkohle.

Zusätzlich zu den Preisindizes der Primärenergieträger

enthält Abbildung 42 auch die Spotmarktpreise für

Strom und die der CO2-Zertifikate im Europäischen

Emissionshandel (EUA). Auffällig ist die Lücke im

Preisverlauf von April 2008 bis Januar 2009.

Ausgehend von einem Preis in Höhe wenigen Cent,

stoppte der Spotmarkthandel vollständig. Neue

Zertifikate in der 2. Handelsperiode wurden nur

verzögert ausgegeben und somit kam der Handel zum

Erliegen. Der Preis der CO2-Zertifikate lag in 2016 und

2017 bei nur noch rund einem Drittel seines

Vergleichswertes von 2010. Derzeit steigen die Preise

wieder an. Das Emissionshandelssystem wurde

kürzlich für die 4. Handelsperiode ab 2021 reformiert

und soll die Preise für die CO2-Zertifikate stützen bzw.

mittelfristig wieder steigen lassen.

Der Spotmarktpreis für Strom ist durch die stetig

zunehmenden Mengen an Wind- und Solarstrom von

zunehmender Volatilität geprägt. Die Preise waren

2017 teilweise negativ oder lagen bei über

100 Euro/MWh.

Bezogen auf die Jahresmittelwerte folgt in Abbildung

43 eine inflationsbereinigte Darstellung der Indizes

(bezogen auf das Kalenderjahr 2010). Bei Braunkohle

setzt sich die Preisstabilität fort, während der Index für

Uran fällt. Bei allen anderen Index-Werten ist seit

Mitte 2016 eine Steigerung der realen Preise

erkennbar.

STROMMARKT


Abbildung 42 Entwicklung der Preisindizes für die Einfuhr bzw. Erzeugung fossiler Energieträger (nominal),

Monatsmittelwerte (Abb.) und Jahresmittelwerte (Tab.)

[BMWi 2018], [Destatis 2018a], [Cameco 2018], Darstellung: IE Leipzig Einfuhrpreisindex für den Import von Erdgas und Erdöl (ohne Steuern und Abgaben) bzw. Erzeugerpreisindex für heimische Braunkohle und Steinkohle, Uran Spotmarktpreis.

Abbildung 43 Entwicklung der Preisindizes für die Einfuhr bzw. Erzeugung fossiler Energieträger (real),

Jahresmittelwerte

[BMWi 2018], [Destatis 2018a], [Cameco 2018] Darstellung: IE Leipzig, Einfuhrpreisindex für Import von Erdgas und Erdöl (ohne Steuern und Abgaben), Erzeugerpreisindex für heimische Braunkohle und Steinkohle, Uran Spotmarktpreis, Inflationsbereinigung: Preisbasis 2010

Erdgas 47 64 53 56 53 73 98 91 128 96 100 125 132 122 105 91 76 83

Erdöl 49 45 42 42 50 70 83 86 108 73 100 133 145 136 124 79 65 79

Braunkohle 84 85 85 86 86 88 91 94 92 97 100 110 113 114 113 111 111 108

Uran 26 28 30 29 42 65 109 209 126 97 100 117 110 84 73 96 69 61

EUA 121 4 0 91 100 90 51 31 42 54 37 41

Phelix Base 115 85 148 87 100 115 96 85 74 71 65 77

Steinkohle 47 52 43 39 55 57 65 70 109 111 100 118 110 93 86 86 80 112

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

280

300

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Ein

fuh

r-/E

rze

uge

rpre

isin

de

x[2

01

0=

10

0]

Erdgas

Erdöl

Steinkohle

Braunkohle

Uran

EUA

Phelix Base

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Erdgas 52 70 57 59 56 77 103 94 131 97 100 123 129 117 99 83 69 74

Erdöl 55 49 45 45 52 73 87 89 111 73 100 131 141 130 116 72 59 71

Steinkohle 52 57 46 42 58 60 68 72 112 112 100 116 107 89 80 79 73 100

Braunkohle 93 93 92 92 91 92 95 97 94 98 100 109 110 109 106 102 101 97

Uran 29 30 33 31 44 69 114 216 129 98 100 115 107 80 69 88 62 54

EUA 127 5 0 92 100 89 50 30 39 49 34 36

Phelix Base 120 88 152 88 100 114 94 81 69 66 59 69

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

Ein

fuhr-

/Erz

eugerp

reis

ind

ex

[2010=

100]

STROMMARKT


4.2.3 Börsenstromhandel

Die Energiedaten des BMWi dokumentieren auch die

Börsenstrompreise am Spotmarkt, die an der EEX

gehandelt werden (Abbildung 44).

Seit 2011 bis 2016 ist der Mittelwert der

Spotmarktpreise (Grundlast) stetig gefallen. Der

Abwärtstrend wurde durch den hohen Anteil

erneuerbarer Energien und deren stetigen Ausbau

begünstigt. Außerdem führten das Überangebot an

Strom, fallende Rohstoffpreise und niedrige

Zertifikatpreise im Emissionshandel zur zusätzlichen

Begünstigung des Abwärtstrends. Der Anstieg der

Börsenstrompreise bis zum Ende des Jahres 2017 ist

eine indirekte Folge wieder anziehender

Primärenergieträgerpreise, insbesondere der

Erdölpreise.

Abbildung 44 Monats- und Jahresmittelwerte der nominalen Börsenpreise für Strom am Spotmarkt

[BMWi 2018], Daten für Grundlast (Phelix Base)

4.2.4 Steuern, Abgaben und Umlagen

EEG-Umlage und Privilegierung

Die EEG-Umlage stellt weiterhin einen wesentlichen

Bestandteil der Strompreise dar. Die Kernumlage

entspricht der Differenz zwischen prognostizierten

Kosten und Erlösen der Netzbetreiber. Bei einem

weiterhin niedrigen Großhandelspreis stieg die

Kernumlage durch die zunehmende Einspeisung aus

erneuerbaren Energien und der damit verbundenen

Vergütungsansprüche bisher stetig an.

Hinzu kommen die Verrechnung des Kontostands vom

30.09. des jeweiligen Vorjahres sowie die

Liquiditätsreserve der Übertragungsnetzbetreiber

(ÜNB) zur Überbrückung der saisonalen Schwank-

ungen zwischen Monaten mit höheren Einnahmen

5,09

3,80

6,58

3,89

4,45

5,11

4,28

3,78

3,28 3,172,90

3,41

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

[ct/

kWh

]

Jahresmittelwert Monatsmittelwert

STROMMARKT


(meist im Winter) und solchen mit höheren Ausgaben

(meist im Sommer bei hoher Einspeisung aus

Photovoltaik).

Die Verrechnung des Kontostands führte für 2015 und

für 2018 zu einer Absenkung der EEG-Umlage, da das

EEG-Konto in den jeweiligen Vorjahren hohe

Überschüsse aufwies. In den übrigen Jahren konnten

die Effekte der wachsenden Kernumlage nicht

kompensiert werden, so dass die EEG-Umlage in allen

anderen Jahren anstieg.

Der Anstieg der Kernumlage fiel in den letzten Jahren

deutlich niedriger aus, was zum einen auf den

abgeschwächten Zubau neuer Anlagen (vor allem PV-

Anlagen) und zum anderen darauf zurückzuführen ist,

dass die Vergütungssätze bzw. Marktprämien neu

installierter Anlagen inzwischen erheblich niedriger

liegen als im vorigen Jahrzehnt.

Einen weiteren wichtigen Einfluss auf die

Deckungslücke und damit auf den Kern der EEG-

Umlage hat die Privilegierung energieintensiver

Unternehmen.

Abbildung 45 Komponenten der EEG-Umlage 2010 bis 2018

[IE 2016], [ÜNB 2017], Darstellung: IE Leipzig

Steuern und Abgaben nach Verbrauchergruppen

In Abbildung 46 sind alle Steuern, Abgaben und

Umlagen für verschiedene Verbrauchergruppen

dargestellt. Die Belastung mit Steuern und Abgaben

der Haushalte ist rund siebzigmal so hoch wie bei

industriellen Großabnehmern. Allerdings ist auch die

abgenommene Strommenge der Industrie um eine

vielfaches höher als bei dem betrachteten

durchschnittlichen Haushalt mit einem

Jahresverbrauch von 3.500 kWh.

STROMMARKT


Ein Gewerbebetrieb mit einem Jahresverbrauch von

10.000 kWh zahlt insgesamt ca. 11,39 ct/kWh, ein

Industriebetrieb ohne Entlastungsmöglichkeiten ca.

9,05 ct/kWh.

Die höchste Umlagebelastung der Strompreise wurde

2017 wie in den Vorjahren von der EEG-Umlage in

Höhe von 6,88 ct/kWh verursacht (Abbildung 46).

Abbildung 46 Steuern und Abgaben auf Strom nach Verbrauchergruppen 2017

[BDEW 2018], Darstellung: IE-Leipzig

4.2.5 Endverbraucherpreise für Haushalte

Europa, Deutschland und USA

Das Statistische Amt der Europäischen Union

(Eurostat) stellt Daten zu Strompreisen verschiedener

Abnehmergruppen für alle EU-Länder zur Verfügung.

Aufgrund eines Methodenwechsels bei der Erfassung

und Aufbereitung dieser Daten im Jahr 2007 kann eine

Haushalte[3.500 kWh]

Gewerbe[10.000 kWh]

Industrie[160.000 bis 20 Mio.

kWh]

Industrie[100 Mio.kWh]

Summe 16,064 11,394 9,045 0,233

Offshore-Haftungsumlage -0,028 -0,028 -0,028 0,025

AbLa-Umlage 0,006 0,006 0,006 0,006

§19 StromNEV-Umlage 0,388 0,388 0,250 0,029

KWK-Umlage 0,438 0,438 0,290 0,063

Konzessionsabgabe 1,660 1,660 0,110 0,000

Stromsteuer 2,050 2,050 1,537 0,000

Mehrwertsteuer 4,670 0,000 0,000 0,000

EEG-Umlage 6,880 6,880 6,880 0,110

16,064

11,394

9,045

0,233

-1,0

1,0

3,0

5,0

7,0

9,0

11,0

13,0

15,0

17,0

in ct/kWh

STROMMARKT


durchgängige Zeitreihe erst ab diesem Zeitpunkt

dargestellt werden.

Im folgenden Abschnitt liegt der Fokus auf dem

Vergleich zwischen Strompreisen deutscher Haushalte

und der Europäischen Union ab 2013. Es werden

zudem die Strompreise für Haushalte in den USA

(Abbildung 49 und Abbildung 50) mit abgebildet und

mit den Strompreisen in Deutschland verglichen.

Die Strompreise für einen Haushalt mit einem

Jahresverbrauch zwischen 2.500 und 5.000 kWh pro

Jahr sind in der EU zwischen 2013 und 2015

tendenziell gestiegen, ab 2017 gehen die Preise in den

betrachteten Ländern jedoch wieder zurück. In

Deutschland hingegen stiegen die Preise auch 2016

und 2017 weiter leicht an (Abbildung 47). In der EU

stieg der nominale Haushaltsstrompreis zwischen 2013

und 2017 um ca. 1,5 %, in Deutschland um 4,5 %. Die

realen Haushaltsstrompreise weichen über die Jahre in

der EU nur wenig voneinander ab (Abbildung 48). Die

Preisanteile ohne Steuern und Abgaben sind in

Deutschland zwischen 2013 und 2017 um 6,7 %

gesunken. Für das Jahr 2017, bzw. 2013 bis 2017 für

die EU, liegen momentan noch keine getrennten Werte

der Kategorien Energie und Versorgung sowie

Netzkosten vor.

In den USA sind die durchschnittlichen nominalen

Strompreise seit 2013 um 25,5 % gestiegen. Im

Vergleich zu Deutschland wurde in den USA 2017 ein

um 62,4 % bzw. um 19,04 ct/kWh niedrigerer

nominaler Strompreis von den Haushalten gezahlt. Im

Mittel der EU-Länder waren die Preise um

8,94 ct/kWh höher als in den USA (Abbildung 49).

Abbildung 47 Haushaltsstrompreis im europäischen Vergleich (nominal)

[Eurostat 2018]; Verbrauchsgruppe DC (2.500 bis 5.000 kWh pro Jahr, für 2017 liegen nur Angaben für das erste Halbjahr vor.

14,3 15,3 15,2 16,0 16,6

6,4 6,6 7,2 7,4 7,64,9 5,4 5,7 6,1 6,0 5,3 4,8 6,1

4,0 4,2

19,220,3 21,0 20,9 20,5

8,7 7,7 7,4 7,3

6,3 6,4 6,4 6,1 7,7 7,56,9

6,5

4,84,6 3,8 4,1

6,2 6,7 6,9 6,6

4,75,3 4,8 4,9

6,15,8 5,5

5,4

5,45,5 5,6 5,9

13,9

13,8 14,0 13,8 13,1 12,8

10,911,5

10,0

29,2 29,7 29,5 29,8 30,5

20,1 20,6 21,0 20,5 20,4

16,017,0 16,8 17,1 16,9

19,118,0 18,5

15,9 15,6

29,430,4 30,4 30,8 30,5

0

5

10

15

20

25

30

35

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ha

ush

alt

sstr

om

pre

ise

in c

t/kW

h

Steuern und Abgaben Energie und Versorgung Netzkosten Energie, Versorgung und Netzkosten

EU FR NL DKDE

STROMMARKT


Abbildung 48 Haushaltsstrompreis im europäischen Vergleich (real)

[Eurostat 2018]; Verbrauchsgruppe DC (2.500 bis 5.000 kWh pro Jahr), für 2017 liegen nur Angaben für das erste Halbjahr vor.

Abbildung 49 Haushaltsstrompreis in den USA (nominal)

[EIA 2018] [DB 2018] für die Währungsumrechnung, Die Angaben enthalten alle Versorgungs- und staatliche Gebühren, Abgaben und Steuern. Angaben zur zugrunde gelegten Verbrauchskategorie liegen nicht vor.

13,5 14,3 14,2 14,8 15,1

5,9 6,1 6,7 6,8 6,94,6 5,1 5,4 5,7 5,6 4,9 4,4 5,6

3,7 3,8

18,1 19,1 19,8 19,7 19,0

8,1 7,2 6,9 6,7

6,0 6,0 6,0 5,7 7,1 6,96,4

5,9

4,64,4 3,6 3,8

5,9 6,2 6,4 6,1

4,5 5,0 4,5 4,65,6

5,4 5,0

5,0

5,15,2 5,3 5,5

12,7

12,8 12,9 12,7 12,1 11,6

10,110,4

9,3

27,5 27,7 27,5 27,6 27,8

18,7 19,1 19,4 19,0 18,5

15,116,0 15,8 16,0 15,7

17,616,6 17,0

14,6 14,2

27,828,6 28,6 29,0 28,4

0

5

10

15

20

25

30

35

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ha

ush

alt

sstr

om

pre

ise

in c

t/kW

h


EU FR NL DKDE

21,20

24,91

29,0727,85 27,88 26,68

24,82 26,02

6,02 5,66 6,52 6,55 6,528,20 8,44 8,46

8,70 8,42 9,25 9,13 9,4211,40 11,34 11,46

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

[ct/

kWh

]

Max. Preis Min. Preis Mittelwert

STROMMARKT


Abbildung 50 Haushaltsstrompreis in den USA (real)

[EIA 2018] [DB 2018] für die Währungsumrechnung; [BLS 2018] [BEA 2018] Ermittlung der realen Preise, Die Angaben enthalten alle Versorgungs- und staatliche Gebühren, Abgaben und Steuern. Angaben zur zugrunde gelegten Verbrauchskategorie liegen nicht vor.

Bei absoluter Betrachtung wird der deutlich höhere

nominale Haushaltsstrompreis in Deutschland und

Dänemark im Vergleich mit der EU und den USA

deutlich. Dies ist maßgeblich auf den hohen staatlich

veranlassten Anteil (Steuern, Abgaben und Umlagen)

zurückzuführen: Der Anteil staatlicher Abgaben,

Umlagen und Steuern beträgt 2017 in der EU 37,3 %

(2016: 36,1 %, 2015: 34,3 %) und in Deutschland

54,4 % (2016: 53,7 %, 2015: 51,5 %).

Abbildung 48 zeigt die entsprechende Grafik in realen

Preisen. Dazu wurden die harmonisierten

Verbraucherpreis-Indizes (HVPI) der EU sowie von

Deutschland und der betrachteten Länder in Bezug auf

das Basisjahr 2010 herangezogen.

In realen Preisen betrug der Anstieg in Deutschland

zwischen 2013 und 2017 1,1 %, im Mittel der EU ergab

sich eine Senkung um 1,1 %.

Der Haushaltsstrompreis in Deutschland lag real 2017

somit einschließlich aller Steuern, Abgaben und

Umlagen um 50,3 % (2016: 45,3 %; 2015: 41,6 %)

über der EU. Der reale Strompreis der Haushalte in den

USA ist im Vergleich zu 2013 zwar um 19,2 %

angestiegen, liegt aber mit einem Unterschied von

8,3 ct/kWh dennoch weit niedriger als in Europa. Zur

Bestimmung der realen Preise in den USA wurden die

nominalen Preise mit dem Consumer Price Index

bereinigt (Abbildung 50).

Die Bandbreite an Strompreisen inkl. Steuern und

Abgaben der Haushalte in der Europäischen Union

reichte 2017 von 9,55 ct/kWh in Bulgarien, bis

30,49 ct/kWh in Dänemark. In Dänemark gibt es mit

67 % den höchsten staatlich veranlassten Anteil, dort

lagen die Strompreise auf gleich hohem Niveau wie in

Deutschland (mit einem staatlich veranlassten Anteil

von 54 %). In Malta, Kroatien und Bulgarien sind die

Steueranteile auf die Strompreise sehr gering.

21,2024,15

27,6026,07 25,68 24,55

22,55 23,14

6,02 5,48 6,19 6,13 6,017,54 7,66 7,53

8,70 8,16 8,78 8,55 8,6810,49 10,30 10,19

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

[ct/

kWh

]


STROMMARKT


Haushaltskunden in diesen Ländern haben um 58,1 %

bis 68,7 % niedrigere Preise als in Deutschland

(Abbildung 114 im Anhang).

Betrachtung der Preise in Deutschland

Eine Gliederung des durchschnittlichen

Haushaltsstrompreises in Deutschland in seine

Bestandteile wird vom Bundesverband der Energie-

und Wasserwirtschaft veröffentlicht [BDEW 2018].

Dieser zeigt die Entwicklungen seit 1998. Innerhalb

des Kostenblocks „Erzeugung, Transport, Vertrieb“

wurden ab 2006 die Kostenentwicklung der

Netzentgelte gesondert ausgewiesen (Abbildung 51).

Nach zwei Jahren mit sinkenden Preisen – infolge der

Strommarktliberalisierung – erreichten die Preise 2000

ihren Tiefpunkt. Danach stiegen die Kosten für

Erzeugung, Transport und Vertrieb des Stroms bis

2008 wieder auf das Niveau von 1998 an. Relativ stabil

blieben die Konzessionsabgaben über den gesamten

Zeitraum sowie seit 2003 die 1999 eingeführte

Stromsteuer. Beim Vergleich der Angaben von

[Eurostat 2018] und [BDEW 2018] fallen

Preisunterschiede auf. Der BDEW (Jahresverbrauch

der Haushalte von 3.500 kWh) erhebt eigene Daten

während Eurostat (Jahresverbrauchsband Haushalte

2.500 bis 5.000 kWh) Angaben zu den Preisen vom

Statistischen Bundesamt erhält.

Abbildung 51 Entwicklung des Haushaltsstrompreises und dessen Bestandteile in Deutschland (nominal)

[BDEW 2018], Angegeben ist der durchschnittliche Strompreis eines Haushaltes mit einem Stromverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr.

13,04 11,738,75 8,71 9,83 10,38 10,98 11,35

4,92 6,08 7,22 8,52 8,16 8,01 8,16 7,91 7,38 7,05 6,26 5,71

6,936,24

5,905,73 5,86 5,92 6,14 6,64 6,63 6,75 7,01 7,510,130 0,199

0,260 0,310 0,280 0,339 0,340 0,2910,200

0,2300,130 0,031

0,0020,126 0,178

0,2540,445 0,438

0,1510,329

0,0920,237

0,378 0,3881,661,66

1,66 1,661,66 1,66 1,66 1,66 1,66 1,66

1,661,66 1,66 1,66 1,66 1,66

1,66 1,66 1,66 1,66

0,20 0,250,35 0,42 0,51 0,69 0,88 1,02

1,161,31 2,05 3,53 3,59

5,28 6,24 6,17 6,35 6,88

0,250 0,250

0,040

0,77

1,28 1,531,79 2,05 2,05 2,05 2,05 2,05

2,052,05 2,05

2,05 2,05

2,05 2,05 2,05 2,05 2,050,009 0,006

2,33 2,28

1,92 1,97

2,222,37 2,48 2,57 2,68 3,30

3,463,71 3,78

4,03 4,13

4,60 4,65 4,59 4,60 4,67

17,11 16,53

13,94 14,32

16,1117,19

17,96 18,6619,46

20,6421,65

23,21 23,6925,23 25,89

28,84 29,14 28,72 28,80 29,28

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Erzeugung, Transport, Vertrieb Erzeugung, Vertrieb, Marge Netzentgelte

KWK-Umlage §19-StromNEV-Umlage Konzessionsabgabe

EEG-Umlage Offshore-Haftungsumlage Stromsteuer

abLA-Umlage Mehrwertsteuer

[ct/kWh]

0,006

-0,028-0,051

STROMMARKT


Abbildung 52 Entwicklung des Haushaltsstrompreises und dessen Bestandteile in Deutschland (real)

[BDEW 2018], Basisjahr zur Preisbereinigung: 2010 Angegeben ist der durchschnittliche Strompreis eines Haushaltes mit einem Stromverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr.

2017 stieg die EEG-Umlage um 8,3 % bzw. um

0,526 ct/kWh und erreichte ihren bisherigen

Höchststand mit 6,880 ct/kWh. Sie bildet ab 2016 den

zweitgrößten Preisbestandteil nach den Netzentgelten

(Abbildung 53).

Die Summe aus Steuern und Umlagen ist in 2017 um

3,5 % bzw. um 0,54 ct/kWh im Vergleich zum Vorjahr

gestiegen und ist seit 1998 im Trend ansteigend.

Insgesamt entfielen 54,9 % und somit über die Hälfte

des Strompreises (2016: 53,9 %) privater Haushalte

auf Steuern, Abgaben und Umlagen, d. h. auf staatlich

veranlasste Strompreisbestandteile. Zugleich trug u.a.

das erhöhte Angebot von EEG-Strom im

Stromgroßhandel zu sinkenden Beschaffungskosten

bei. Der Kostenblock Erzeugung, Vertrieb und Marge

sank im Vergleich zum Vorjahr (2017: 5,71 ct/kWh,

2016: 6,26 ct/kWh). Die nominalen Preise 2017 sind

insgesamt um 1,7 % höher als 2016.

Nach Inflationsbereinigung sind die Preise von 2016 zu

2017 leicht gesunken. Über den Gesamtzeitraum seit

1998 ergibt sich jedoch eine reale Preissteigerung von

31,5 % bzw. 1,5 % jährlich. Dies bedeutet, dass die

Strompreise für Haushalte stärker angestiegen sind als

die Lebenshaltungskosten insgesamt. Die realen Preise

sinken bereits seit 2013 kontinuierlich, haben sich

jedoch seit 2015 stabilisiert. So ist der reale Preis von

2016 auf 2017 nur um 0,08 % gesunken (Abbildung

52).

15,5213,88

10,21 9,97 11,09 11,58 12,07 12,27

7,38 6,49 5,98 5,79 5,86 5,80 5,90 6,30 6,22 6,31 6,53 6,87

5,24 6,33 7,32 8,61 8,16 7,84 7,84 7,50 6,92 6,60 5,83 5,220,152 0,228

0,293 0,346 0,308 0,367 0,362 0,303 0,2030,233

0,130 0,0300,002

0,1190,167

0,2380,414 0,401

0,145 0,3120,086

0,2220,352 0,355

1,98

1,96

1,94 1,901,87 1,85 1,82 1,79 1,77 1,73 1,68

1,68 1,66 1,63 1,59 1,571,56 1,55 1,55 1,52

0,23 0,290,39 0,47 0,56 0,75 0,94 1,06 1,18

1,33 2,05 3,46 3,455,00 5,85 5,77 5,92 6,29

0,237 0,234

0,037

0,91

1,49 1,752,02 2,29 2,25 2,22 2,18 2,13 2,08

2,07 2,052,01 1,97

1,94 1,92 1,92 1,91 1,880,008 0,006

2,772,70

2,24 2,252,51

2,65 2,73 2,78 2,85 3,43 3,513,75 3,78

3,95 3,97

4,36 4,36 4,29 4,28 4,27

20,3719,56

16,27 16,38

18,1819,19 19,74 20,18 20,72

21,48 21,9623,47 23,69

24,71 24,87

27,35 27,33 26,87 26,81 26,79

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Erzeugung, Transport, Vertrieb Erzeugung, Vertrieb, Marge Netzentgelte

KWK-Umlage §19-StromNEV-Umlage Konzessionsabgabe

EEG-Umlage Offshore-Haftungsumlage Stromsteuer

abLA-Umlage Mehrwertsteuer

[ct/kWh]

0,006

-0,028-0,051

STROMMARKT


Abbildung 53 Bestandteile des Haushaltsstrompreises in Deutschland für 2016 und 2017

[BDEW 2017] Angegeben sind Durchschnittswerte für einen Haushalt mit einem Stromverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr. Die Höhe der Mehrwertsteuer, der Stromsteuer, der EEG- und KWK-Umlage ist jeweils für alle Haushalte in Deutschland gleich, die Höhe der Konzessionsabgabe, der Netzentgelte sowie von Erzeugung, Vertrieb und Marge hängt von Region bzw. Stromlieferant ab.

Baden-Württemberg

Die vom Verbraucherportal Verivox bereitgestellte

Marktübersicht für Haushaltsstromkunden, die für den

Bundesländervergleich herangezogen wird, zeigt für

den Stand Anfang Dezember 2017 einen

Endverbraucherpreis einschließlich der Mehrwert-

steuer für Deutschland in Höhe von 27,80 ct/kWh

(2016: 27,43 ct/kWh; 2015: 27,80 ct/kWh) für einen

Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von

4.000 kWh Strom (Abbildung 54). Im Gegensatz zur

Auswertung nach [BDEW 2018] zeigen sich

unterschiedliche Preishöhen für Deutschland. Die

Angaben bei Verivox sind zu einem bestimmten

Stichtag ausgewertet während der BDEW

(Jahresverbrauch 3.500 kWh) einen eigens erhobenen

Durchschnittswert veröffentlicht.

Mit einem Durchschnittswert von 28,18 ct/kWh (2016:

27,87; 2015: 27,87 ct/kWh) rangiert das Land Baden-

Württemberg wieder oberhalb des deutschen

Mittelwertes auf Rang 8 von 16, im Vorjahr wurde

7,0

6,4

6,3

4,6

0

2,0

5

1,6

6

0,4

5

0,3

78

0,0

4

0,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

in ct/kWh 2016

24,3%

22,1%

21,7%

16,0%

7,1%

5,8%

1,5% 1,3% 0,1% 0,0%01|Netzentgelte

02|EEG-Umlage

03|Erzeugung, Vertrieb, Marge

04|Mehrwertsteuer

05|Stromsteuer

06|Konzessionsabgabe

07|KWK-Umlage

08|§19-StromNEV-Umlage

09|Offshore-Haftungsumlage

10|abLA-Umlage

7,5

6,9

5,7

4,6

7

2,0

5

1,6

6

0,4

4

0,3

88

0,0

1

0,0

-1,0

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10

in ct/kWh 2017

25,6%

23,4%

19,5%

15,9%

7,0%

5,7%

1,5% 1,3% 0,0% -0,1%

01|Netzentgelte

02|EEG-Umlage


04|Mehrwertsteuer

05|Stromsteuer


07|KWK-Umlage


09|abLA-Umlage


STROMMARKT


Rang 10 erreicht, die Zahl der Bundesländer mit

niedrigeren Strompreisen ist somit um zwei gesunken.

Neben einer unterschiedlichen Wettbewerbsintensität

kann die absolute Höhe der Strompreise im

Bundesländervergleich im Wesentlichen durch

unterschiedlich hohe Netznutzungsentgelte begründet

sein. Die Netznutzungsentgelte weisen, wie in allen

Bundesländern, einen steigenden Trend für Baden-

Württemberg auf (Abbildung 55). Die Netzentgelte für

Strom sind in den neuen Bundesländern tendenziell

höher als in den alten Bundesländern.

Abbildung 54 Marktübersicht über Strompreise einschließlich aller Steuern, Abgaben und Umlagen für

Haushaltskunden nach Bundesländern [Verivox 2018], Stand: 1.12.2017 Berücksichtigt wurden die günstigsten im Internet veröffentlichten Angebote der örtlichen Grundversorger. Angebote, die nur begrenzt verfügbar sind, wurden nicht berücksichtigt. Betrachtet sind Haushalte mit einem Stromverbrauch von 4.000 kWh pro Jahr.

Abbildung 55 Übersicht über die Netznutzungsentgelte für Haushaltskunden nach Bundesländern

[Verivox 2018] Stand: 1.12.2017, [Verivox 2018a] Stand 1.12.2016, [Verivox 2015] Stand: 1.12.2015, [Verivox 2015a] Stand: 1.12.2014, [Verivox 2013] Stand: 12.11.2013, [Verivox 2012] Stand: 14.11.2012, [Verivox 2011] Stand: 14.11.2011, [Verivox 2010] Stand: 17.09.2010, Haushaltskunden mit einem Stromverbrauch von 4.000 kWh pro Jahr.

26,49 26,71 27,07 27,27 27,54 27,57 27,80 28,14 28,18 28,23 28,24 28,24 28,44 28,89 29,07 29,16 29,23

[ct/

kW

h]

HB RP NW BE BW SL BRD HH HE BY TH NI SN ST SH MV BB

2010 4,65 5,30 5,13 5,03 5,18 6,25 5,58 5,05 5,43 5,38 6,30 5,60 7,15 7,38 6,00 6,45 7,18

2011 4,49 5,47 5,25 5,12 5,25 6,03 5,62 5,42 5,51 5,33 6,30 5,56 6,89 7,24 5,98 6,68 7,14

2012 4,56 5,85 5,57 5,41 5,49 6,16 5,91 5,62 5,80 5,72 6,97 5,79 6,79 7,20 6,54 7,09 7,53

2013 5,08 6,19 5,88 5,57 5,77 6,33 6,29 6,40 6,26 6,13 7,20 6,27 7,49 7,11 6,34 8,04 8,47

2014 5,13 6,28 5,88 5,57 5,80 6,63 6,29 6,40 6,24 6,18 7,06 6,30 7,26 7,12 6,69 7,94 8,39

2015 4,96 6,27 5,97 5,83 6,26 6,71 6,41 5,98 6,27 6,04 7,28 6,43 7,22 7,19 7,59 8,17 8,46

2016 4,98 6,50 6,10 5,60 6,80 6,83 6,58 6,40 6,48 6,20 7,38 6,60 7,23 7,20 7,75 8,05 8,48

2017 5,47 6,05 6,25 6,35 6,57 6,76 6,91 6,91 6,93 6,94 7,32 7,34 7,83 7,92 8,03 8,52 9,65

[ct/

khW

h]

STROMMARKT


In den dargestellten Jahren waren die Netzentgelte in

Baden-Württemberg fast immer niedriger als im

Bundesdurchschnitt (2010: um 7,2 %, 2017: um

5,0 %), nur 2016 lagen sie um 3,4 % darüber

(Abbildung 55).

2017 belegte Baden-Württemberg mit Blick auf die

niedrigsten Netzentgelte den fünften Platz, in fast allen

Jahren davor wurde noch der dritte Platz im direkten

Ländervergleich erreicht. Im Vergleich zum Vorjahr

sind die Entgelte um 3,4 % bzw. um 0,23 ct/kWh

gesunken. Im Bundesmittel lagen die Netzentgelte

2017 bei 6,91 ct/kWh. In Brandenburg lagen sie bei

9,65 ct/kWh und somit um 46,9 % höher als in Baden-

Württemberg (Abbildung 55).

Wie auch in den Vorjahresberichten werden anhand

veröffentlichter Preisblätter zu Netzentgelten in

Baden-Württemberg entsprechende Gegenüber-

stellungen relevanter Netzbetreiber und ihrer

Netzgebiete erstellt (Abbildung 56). Angaben zu den

Netzentgelten liefert auch das Versorgerportal Baden-

Württembergs [VP 2018]. Allerdings sind hier nur

Stromnetzbetreiber mit ihren Netzentgelten erfasst, die

in die Zuständigkeit der Landesregulierungsbehörde

fallen. Die Angaben zur Höhe der Netzentgelte wurden

den Preisblättern mit Gültigkeit zum 01.01.2017

entnommen und stellen Nettopreise dar. Als

Abnahmefall wurde ein nicht leistungsgemessener

Kunde (SLP) mit Anschluss an der

Niederspannungsebene und einem Stromverbrauch

von 4.000 kWh gewählt. Dabei zeigt sich, dass die

Netzentgelte in Baden-Württemberg regional von

4,56 ct/kWh bis 7,49 ct/kWh variierten (Abbildung

56). Verglichen mit dem Mittelwert für Baden-

Württemberg aus Abbildung 55 (6,57 ct/kWh für

2017) zeigen sich somit Abweichungen, die teils

stärker vom baden-württembergischen Mittelwert

abweichen als die Netzentgelte für Haushaltskunden in

anderen Bundesländern.

Im Vergleich mit dem Vorjahr sind bei 6 der

betrachteten 15 Netzgesellschaften die Netzentgelte

gesenkt worden. Die größte relative Erhöhung beträgt

20,6 % und die absolut höchste 1,11 ct/kWh.

Hauptursache für die Erhöhung von Netzentgelten

wird derzeit im Anschluss von Anlagen erneuerbarer

Energien gesehen, im Einzelfall können aber auch

andere Ursachen maßgeblich sein.

Wählt ein Haushaltskunde in Baden-Württemberg mit

einem Jahresverbrauch von 4.000 kWh das in

Abbildung 54 dargestellte günstigste Angebot seines

Grundversorgers mit einem Strompreis von

28,18 ct/kWh, dann beträgt die finanzielle Belastung

für den Strombezug an der gesamten Kaufkraft des

Haushaltes 2,23 %. Im bundesweiten Vergleich liegt

Baden-Württemberg damit an zweiter Stelle hinter

Bayern, wo der Anteil noch geringer ausfällt. Der

deutsche Durchschnittswert liegt 2017 bei 2,47 %. Ein

Kunde in Berlin wird mit 3,18 % seiner

Gesamtkaufkraft am höchsten belastet (Abbildung 57).

STROMMARKT


Abbildung 56 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte in Baden-Württemberg für die Haushalte bei

unterschiedlichen Netzbetreibern

[bnNetze 2017], [ED Netze 2017], [MDN 2017], [Netrion 2017], [Netze BW 2017], [Netze MB 2017], [NGO 2017], [star. EW 2017], [SW KA 2017], [SW EB 2017], [SW HB 2017], [SW SH 2017], [SW WH 2017], [SWU 2017], [Thüga 2017] Dargestellt sind Nettonetzentgelte bei einem Verbrauch von 4.000 kWh im Jahr mit Anschluss an der Niederspannung. Die Preisblätter bilden den Stand vom 1.01.2017 ab. Für 2014 [IE 2015], für 2015 und 2016 [IE 2016]

Abbildung 57 Anteil der Stromkosten an der Kaufkraft der Haushalte nach Bundesländern

Stromkosten [Verivox 2018], Stand: 1.12.2017, Kaufkraft [MB-Research 2017] Berücksichtigt wurden die günstigsten Angebote der örtlichen Grundversorger, soweit diese im Internet veröffentlicht werden. Angebote, die nur begrenzt verfügbar sind, wurden nicht berücksichtigt. Betrachtet sind Haushaltskunden mit einem Stromverbrauch von 4.000 kWh pro Jahr.

bnNetze Netrionnetz-

service SWKarlsruhe

SWU NetzeSW

Wertheim

ThügaEnergie-

netze

SW Schwä-bisch Hall

MDNNetzge-

sellschaft

star.Energie-werke

SWHeidelberg

SWEberbach

NetzeMittel-baden

Netze NGO ED Netze Netze BW

2014 4,04 4,97 5,08 4,27 5,45 4,91 5,84 4,95 5,31 4,46 5,73 5,78 6,13 5,44 5,70

2015 4,64 5,25 5,34 4,88 5,16 5,34 5,94 5,01 5,38 4,96 6,09 5,73 6,52 6,21 6,41

2016 5,04 5,16 5,25 5,72 5,76 5,06 5,38 5,00 5,80 5,39 6,61 6,72 6,92 5,99 7,46

2017 4,56 5,34 5,38 5,39 5,57 5,68 5,76 6,03 6,09 6,50 6,55 6,65 6,65 6,70 7,49

Ne

tze

ntg

elt

[ct

/kW

h]

2,13%2,23% 2,25% 2,30%

2,42% 2,47% 2,47% 2,48% 2,52%

2,76%2,87% 2,88%

3,02% 3,02%3,12% 3,13% 3,18%

STROMMARKT


Heizstrom

Im Unterschied zu den Vorjahresanalysen liegt der

Betrachtung in diesem Jahr eine Sonderauswertung zu

den Tarifen für Nachtspeicherheizungen sowie für

Wärmepumpen für private Abnehmer in ausgewählten

Städten Baden-Württembergs des Verbraucherportals

Verivox zu Grunde. Im Vergleich zu den

Vorjahresanalysen erhöht sich dadurch die Anzahl der

zur Verfügung stehenden Tarifangebote je

Postleitzahlgebiet erheblich. Die ausgewählten

Postleitzahlen wurden aus den Vorjahresanalysen

unverändert übernommen.

Stromtarife für Nachtspeicherheizungen

Für den Betrieb von Nachtspeicherheizungen wurden

Auswertungen für die gleichen neun Städte in Baden-

Württemberg wie im Vorjahresbericht [Ecofys 2017]

vorgenommen. Angenommen wurde ein jährlicher

Heizstromverbrauch in Höhe von 12.500 kWh.

Abbildung 58 zeigt für die ausgewählten Städte jeweils

den höchsten und den niedrigsten Preis (einschl.

Mehrwertsteuer) sowie den Mittelwert aus allen

Angeboten für die Jahre 2016 und 2017 im Vergleich.

Im Vergleich zum Vorjahr stieg der Mittelwert der

Preise in allen Regionen leicht an. In Stuttgart,

Zwingenberg und Mehrstetten lagen 2017 trotz eines

Anstiegs im Vergleich zum Vorjahr um 1,1 % die

niedrigsten Strompreisangebote vor. Das teuerste

Angebot war in allen Städten mit 23,6 ct/kWh

verfügbar. Insgesamt sind aber die Preisunterschiede in

den Städten eher gering.

STROMMARKT


Abbildung 58 Strompreis für private Nachtspeicher-Heizungen in ausgewählten Städten in Baden-Württemberg 2016

und 2017

[Verivox 2018b], Darstellung IE Leipzig

Stromtarife für Wärmepumpen

Für den Betrieb von Wärmepumpen wurde ebenfalls

eine Sonderauswertung von Verivox für die gleichen

neun Städte in Baden-Württemberg wie für

Nachtspeicherheizungen durchgeführt. Angenommen

wurde ein jährlicher Pumpstromverbrauch in Höhe von

7.500 kWh. Abbildung 59 zeigt für die ausgewählten

Städte jeweils den höchsten und den niedrigsten Preis

(einschl. Mehrwertsteuer) sowie den Mittelwert aus

allen Angeboten.

In allen Städten waren mindestens 34 Angebote

abrufbar, die breiteste Auswahl mit 43 Tarifen gab es

in Mehrstetten und Zwingenberg. Das preisgünstigste

23,6 23,6 23,6 23,7 23,6 23,6 23,6 23,6 23,6

17,9 18,516,9 16,9 16,9 17,2 17,0 17,1 17,3

20,3 20,3 19,5 19,9 19,5 19,5 19,3 19,3 19,6

(n=33) (n=31) (n=42) (n=35) (n=42) (n=31) (n=33) (n=36) (n=35)

Mannheim Heidelberg Zwingenberg Stuttgart Mehrstetten Karlsruhe Freibergim Breisgau

Höchen-schwand

Ulm

2017

[ct/

kWh

]


22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6 22,6

17,8 17,816,7 16,7 16,7 16,8 16,9 16,4 17,0

19,7 19,7 19,2 19,1 19,2 19,0 19,1 18,7 19,0

(n=29) (n=28) (n=39) (n=31) (n=39) (n=29) (n=29) (n=32) (n=31)


Höchen-schwand

Ulm

2016

[ct/

kWh

]


STROMMARKT


Angebot für diesen Abnahmefall wurde mit

17,1 ct/kWh in Freiberg im Breisgau angeboten. Der

teuerste Tarif betrug in allen betrachteten Städten

25,7 ct/kWh.

Im Vergleich zum Vorjahr sind die Preise im Mittel

außer in Ulm gestiegen (Abbildung 59).

Abbildung 59 Wärmepumpen-Strompreis für Haushalte in Baden-Württemberg 2016 und 2017

[Verivox 2018b], Darstellung IE Leipzig

25,7 25,7 25,7 25,7 25,7 25,7 25,7 25,7 25,7

19,718,5 18,8 19,1 18,8

17,8 17,1 17,2 17,2

21,7 21,122,4 21,9 22,4

20,5 20,0 20,0 20,3

(n=35) (n=34) (n=43) (n=36) (n=43) (n=34) (n=34) (n=37) (n=35)


Höchen-schwand

Ulm

2017

[ct/

kWh

]


24,7 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7 24,7

17,4 17,419,8

18,819,8

16,6 16,6 16,618,1

20,5 20,422,0 21,2 22,0

19,6 19,7 19,420,8

(n=26) (n=26) (n=35) (n=29) (n=35) (n=27) (n=27) (n=29) (n=27)


Höchen-schwand

Ulm

2016

[ct/

kWh

]


STROMMARKT


4.2.6 Industrie und Gewerbe

Europa, Deutschland und USA

In Abhängigkeit von Produktionsstandorten und

Unternehmensgröße schreiben Industriebetriebe

Lieferverträge deutschland- und europaweit aus. Dies

wurde durch die Strommarktliberalisierung

ermöglicht. Industriebetriebe mit sehr hoher

Stromnachfrage kaufen den Strom auch direkt an der

Strombörse ein und können somit vom günstigeren

Strombörsenpreis direkt profitieren.

Wie im Vorjahresbericht [Ecofys 2017] werden auch

in diesem Jahr die zwei Abnahmefälle (IC und IF) von

Eurostat ausgewertet (Abbildung 60 und Abbildung

61). Die Abbildungen beinhalten sowohl nominale wie

auch inflationsbereinigte Preise für Deutschland, EU,

Frankreich, Niederlande und Dänemark. Außerdem

sind in Abbildung 62 nominale und reale Preise für das

Gewerbe und die Industrie in den USA dargestellt.

Die Industriestrompreise der Verbrauchergruppe IC

(Abbildung 60) umfassen Unternehmen mit einem

Verbrauch von 500 bis 2.000 MWh pro Jahr und

dienen somit als Annäherung an die

Gewerbestrompreise. Für das erste Halbjahr 2017 lag

der Industriestrompreis (ohne Mehrwertsteuer) in

Deutschland mit 15,2 ct/kWh 2 % oberhalb des

Vorjahresstandes, in der EU sank der nominale Preis

auf 11,4 ct/kWh um 0,9 % gegenüber 2017. Im

Vergleich zum europäischen Mittel wurde in

Deutschland in der ersten Hälfte von 2017 also ein um

33,3 % höherer Strompreis bezahlt. Die Bandbreite für

den Abnahmefall der Verbrauchergruppe IC im EU-

Ländervergleich ist in Abbildung 113 im Anhang

dargestellt.

Die Strompreise (ohne Steuern, Umlagen und

Abgaben) lagen in Deutschland um 3,8 % niedriger als

in der EU, aber höher als in Frankreich, den

Niederlanden oder Dänemark. Der staatlich veranlasste

Anteil betrug im Mittel der EU-Länder 30,7 %,

während er in Deutschland um 4,1 ct/kWh höher lag

und 50 % ausmachte. Im Vergleich war der Anteil an

Steuern, Umlagen und Abgaben in Dänemark mit

20,7 % (1,7 ct/kWh) am geringsten. Zusätzlich sind die

Netzkosten im Vergleich zu den anderen Ländern in

Deutschland höher.

Die realen Preise lagen in Deutschland 2017 dagegen

nur um 22,6 % über denen der EU, der staatlich

veranlasste Anteil betrug rund das Doppelte.

Die Verbrauchergruppe IF (Abbildung 61) umfasst

Unternehmen mit einem Verbrauch von 70 bis

150 GWh pro Jahr, dazu gehören zum Beispiel große

energieintensive Unternehmen wie die Stahl- und

Papierindustrie. Auffällig an dieser Verbrauchergruppe

ist der starke Anstieg des Strompreises in Deutschland

2017, im Vergleich zum Rest der EU. Der Preis stieg

von 2016 auf 2017 um 20,5 %. Mit 10,6 ct/kWh lag

Deutschland damit 34,2 % über dem

Durchschnittspreis der EU-Staaten, der 7,9 ct/kWh

betrug. Einerseits sind Steuern und Abgaben weiter

gestiegen sowie andererseits die Kosten für Energie

und Versorgung in dieser Verbrauchergruppe. Die

Bandbreite für den Abnahmefall der

Verbrauchergruppe IF im EU-Ländervergleich ist in

Abbildung 113 im Anhang einzusehen.

In Deutschland ist der Anteil an Steuern und Abgaben

in der Verbrauchergruppe IF beinahe dreimal so hoch

STROMMARKT


wie der EU-Durchschnitt oder in Dänemark. Im

direkten Vergleich zahlten Industriekunden dieser

Kategorie in den Niederlanden im ersten Halbjahr 2017

den geringsten Strompreis mit 5,5 ct/kWh und somit

47,6 % weniger als in Deutschland. Betrachtet man die

vergangenen Jahre seit 2013, blieb der Strompreis für

die Verbrauchergruppe IF in Frankreich am stabilsten.

Die Differenz zwischen 2013 und 2017 betrug nur

1,8 %, in Deutschland dagegen 9,3 %. Grund hierfür ist

die Steigerung bei Steuern und Abgaben sowie den

Beschaffungskosten aufgrund gestiegener

Rohstoffpreise. Der starke Anstieg in 2017 ist ein

Resultat der gleichzeitigen Erhöhung aller

Preiskomponenten. Allerdings ist aufgrund von

unterschiedlichen Befreiungstatbeständen eine große

Bandbreite an Strompreisen in der Verbrauchergruppe

IF möglich.

Die realen Preise in der Kategorie IF lassen seit 2013

einen stetigen Rückgang in den Niederlanden

erkennen, beim französischen Strompreis ist ein

weitgehend stabiles Niveau erkennbar. Bei den

bereinigten Preisen in Deutschland lässt sich auch real

der Anstieg von 2016 auf 2017 erkennen.

Vergleicht man die Preise der beiden Eurostat-

Verbrauchergruppen mit Angaben der Preise von EIA

in den USA (Abbildung 62), so fällt auf, dass selbst der

Durchschnittspreis in den USA für die Gruppe der

Commercials/des Gewerbes niedriger ist als für die

Verbrauchergruppe IF in Deutschland. Der nominale

Preis der Gruppe IF in Frankreich und den

Niederlanden ist jedoch niedriger als der

Durchschnittspreis der Gruppe der Industrials in den

USA. Die Gewerbestrompreise sind in den USA von

2013 bis 2017 um 22,6 %, die der Industrie um 18,1 %

angestiegen. Die Industrie zahlt im Schnitt 35,3 %

niedrigere Strompreise als das Gewerbe in den USA.

In Deutschland sind es nur 30,3 %. Allerdings ist die

Vergleichbarkeit mit den USA nur eingeschränkt

möglich, da Angaben zur zugrunde gelegten

Verbrauchskategorie nicht vorliegen.

STROMMARKT


Abbildung 60 Industriestrompreise nominal (oben) und inflationsbereinigt (unten) im europäischen Vergleich für die

Verbrauchergruppen IC

[Eurostat 2018] Darstellung IE Leipzig, Gesamtpreise inkl. aller Steuern und Abgaben, ohne Mehrwertsteuer, Basisjahr zur Preisbereinigung: 2010.

5,4

7,1 6,8 7,0 7,6

2,5 3,0 3,3 3,4 3,5

1,9 2,2 2,5 2,5 2,61,2 1,2 1,3 1,5

2,21,2 1,2 1,3 1,5 1,7

6,2

5,25,0 4,4

4,95,3 5,3 4,8

6,0 5,5 5,2 4,76,0 5,5 5,2 4,7

2,92,9

3,13,6

1,71,9 1,8

1,8 2,32,2 2,0 1,9

2,32,2 2,0 1,9

7,6

9,49,1 8,7 8,1 7,9

7,4

6,1 6,4

14,415,2 14,9 14,9 15,2

11,8 12,1 12,011,5 11,4

8,69,4 9,5

8,9

9,99,5

8,98,5

8,1 8,2

9,58,9

8,58,1 8,2

01

23

45

67

89

1011

1213

1415

16

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ind

ust

rist

rom

pre

is V

erb

rau

che

rgru

pp

e I

C i

n

ct/k

Wh


EU FR NL DKDE

5,16,7 6,3 6,3 6,8

2,4 2,8 3,0 3,1 3,31,9 2,1 2,4 2,4 2,4

1,2 1,2 1,3 1,4 2,01,1 1,1 1,3 1,4 1,6

5,9

4,94,6 4,0

4,85,1 5,0 4,6

5,8 5,3 5,0 4,55,8 5,3 4,9 4,5

2,72,7

2,93,2

1,71,8 1,7

1,7 2,22,1

1,91,8

2,22,1

1,81,8

6,9

8,98,7 8,3 7,8 7,5

7,0

5,8 6,0

13,714,3

13,8 13,5 13,7

11,3 11,4 11,010,6 10,6

8,39,1 9,1

8,59,4 9,2

8,68,1

7,7 7,8

9,18,5

8,07,6 7,6

01

23

45

67

89

1011

1213

1415

16

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ind

ust

rist

rom

pre

is V

erb

rau

che

rgru

pp

e I

C i

n

ct/k

Wh


EU FR NL DKDE

STROMMARKT


Abbildung 61 Industriestrompreise nominal (oben) und inflationsbereinigt (unten) im europäischen Vergleich für die

Verbrauchergruppen IF

[Eurostat 2018] Darstellung IE Leipzig, Gesamtpreise inkl. aller Steuern und Abgaben, ohne Mehrwertsteuer, Basisjahr zur Preisbereinigung: 2010.

3,54,3 4,0

4,7

6,1

1,5 1,7 1,9 1,8 2,10,2 0,2 0,2 0,3 0,4 0,1 0,1 0,1 0,1

0,5

3,2 3,1 3,0 2,62,0

4,7

4,5

3,6 2,0

4,4 4,3 4,4 4,25,7

4,9 4,7 4,3

3,9 3,83,0 3,4

1,51,6

1,8

2,1

1,0 1,0 1,0 1,0

2,0

2,11,9

1,5

1,51,5

1,6 1,8

4,6

7,0 6,7 6,45,6

5,8

5,2 5,0

4,6

9,710,3

9,48,8

10,6

8,5 8,4 8,3

7,57,9

5,5 5,5 5,6 5,5 5,6

7,8

7,16,7

5,95,5

8,78,3

7,5 7,8

6,6

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ind

ust

rist

rom

pre

is V

erb

rau

che

rgru

pp

e I

F i

n

ct/k

Wh


EU FR NL DKDE

3,34,0 3,7

4,3

5,5

1,4 1,6 1,8 1,7 2,00,2 0,2 0,2 0,3 0,4 0,1 0,0 0,1 0,1 0,4

3,1 3,0 2,8 2,51,9

4,54,2

3,4 1,8

4,2 4,2 4,2 4,05,5

4,7 4,5 4,0

3,8 3,72,9 3,2

1,461,53

1,64

1,91

0,93 0,92 0,91 0,91

1,93

2,031,84

1,42

1,501,45

1,49 1,68

4,2

6,7 6,3 5,95,2

5,4

4,8 4,5

4,3

9,29,7

8,7

8,0

9,6

8,1 8,07,6

6,97,4

5,3 5,3 5,3 5,2 5,3

7,5

6,76,4

5,55,1

8,48,1

7,2 7,4

6,2

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Ind

ust

rist

rom

pre

is V

erb

rau

che

rgru

pp

e I

F i

n

ct/k

Wh


EU FR NL DKDE

STROMMARKT


Abbildung 62 Gewerbestrom- (links) und Industriestrompreise (rechts), nominal (oben) und inflationsbereinigt

(unten) der USA

[EIA 2018] [DB 2018] [BEA 2018], Darstellung IE Leipzig, Die Angaben enthalten alle Versorgungs- und staatliche Gebühren, Abgaben und Steuern. Angaben zur zugrunde gelegten Verbrauchskategorie liegen nicht vor.

19,56

23,26

27,1525,64 25,75

24,2722,26

23,59

6,024,61 5,34 5,55 5,85 6,92 6,92 7,05

7,69 7,35 7,85 7,73 8,099,59 9,43 9,48

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

[ct/

kWh

]


16,55

20,40

23,9922,49 22,75

20,7818,70

20,14

3,07 2,94 3,21 3,19 3,25 3,924,01 4,13

5,11 4,90 5,19 5,19 5,35 6,23 6,11 6,13

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017[c

t/kW

h]


STROMMARKT


Entwicklung der Industriestrompreise in Deutschland

Die Entwicklung des durchschnittlichen nominalen

Industriestrompreises wird in [BDEW 2018] für einen

Betrieb mit einem Jahresverbrauch zwischen 160 und

20.000 MWh dargestellt (Abbildung 63). Dieser Fall

umfasst die Bandbreite der Verbrauchergruppen IB bis

ID der Eurostat-Auswertung. Im Trend ist seit der

Strommarktliberalisierung im Jahr 1998 ein stetiger

Anstieg der nominalen Preise bis 2017 zu erkennen,

verursacht durch die kontinuierliche Erhöhung

staatlicher Umlagen und die steigenden Kosten für den

Stromnetzausbau. Bis 2008 stiegen zusätzlich die

Erzeugungskosten kontinuierlich an.

Die staatlich veranlassten Strompreisbestandteile sind

zwischen 1998 und 2017 etwa um den Faktor 48

angestiegen, da im Jahr 1998 neben einer

Konzessionsabgabe in Höhe von 0,11 ct/kWh die

Belastung durch das Stromeinspeisungsgesetz

(Vorläufer des EEG) lediglich 0,08 ct/kWh betrug.

Dagegen summierte sich im Jahr 2017 der staatlich

veranlasste Anteil auf 9,05 ct/kWh (2016:

8,55 ct/kWh; 2015: 8,04 ct/kWh). Dieser Anteil kann

im Einzelfall jedoch stark reduziert werden, wenn

insbesondere größere Unternehmen Steuer- und

Umlageermäßigungen nutzen.

Der Kostenblock Erzeugung, Transport (d. h.

Netzentgelte) und Vertrieb stieg 2017 im Vergleich zu

2016 durch höhere Erzeugungskosten um 14,6 % an. In

realen Preisen lag die Erhöhung bei 12,8 % bzw.

0,82 ct/kWh (Abbildung 64). Der Gesamtpreis stieg

damit 2017 im Vergleich zu 2016 sowohl nominal wie

real. Im Vergleich zu 1998 betrug der reale

Preisanstieg 58,7 %.

Der Anteil an Steuern, Abgaben und Umlagen im

dargestellten Beispiel fiel 2017 von 55 % auf 53 %

(Abbildung 65), was im Wesentlichen auf dem Anstieg

von Netzentgelten und Beschaffungskosten beruht.

Letztere machen 33,7 % des Gesamtstrompreises eines

durchschnittlichen Industriebetriebs aus, die

Netzentgelte 13,2 %. Der Anteil der Netzentgelte ist

somit geringer als für Haushaltskunden, dort beträgt

der Anteil 25,6 % (Abbildung 53).

Die Strompreiszusammensetzung für ein

energieintensives Unternehmen, das umfassend von

den Ausnahmeregelungen bei den staatlich

veranlassten Preisbestandteilen profitiert, ist in

Abbildung 66 dargestellt. Durch den niedrigeren

staatlich veranlassten Anteil (Steuern, Abgaben,

Umlagen), der 2017 bei 4,2 % lag (für Haushalts- und

Gewerbekunden beträgt dieser über 50 %) ist der

Unterschied zu den Strompreisen der – in Baden-

Württemberg dominierenden – mittelständischen

Industrie und den privaten Haushalten deutlich

sichtbar.

Steigende Primärenergieträgerkosten ließen die Preise

für die energieintensiven Industriebetriebe von 2016

auf 2017 ansteigen. Während die mittelständische

Industrie im Durchschnitt 17,07 ct/kWh zahlte

(Abbildung 63), mussten ein energieintensives

Unternehmen, das umfassend von den

Ausnahmeregelungen beim Strompreis befreit ist, nur

5,36 ct/kWh zahlen (Abbildung 66).

STROMMARKT


Abbildung 63 Entwicklung des nominalen Industriestrompreises (Mittelspannung) und seiner Bestandteile in

Deutschland

[BDEW 2018], Berechnungen des IE Leipzig, durchschnittlicher Strompreis eines Mittelspannungskunden (Industrie, stromsteuerermäßigt), Abnahme v. 160 bis 20.000 MWh, entspricht bei Eurostat Bandbreite von IB bis ID.

Abbildung 64 Entwicklung des realen Industriestrompreises (Mittelspannung) und seiner Bestandteile in Deutschland

[BDEW 2018], Berechnungen des IE Leipzig, durchschnittlicher Strompreis eines Industriebetriebes (stromsteuerermäßigt), Mittelspannungs-Versorgung, Abnahme von 160 bis 20.000 MWh Inflationsbereinigung zum Basisjahr 2010.

9,15 8,51

5,46 5,61 5,99 6,177,02 7,65 7,61 7,49

9,24

7,27 7,09 7,37 7,306,06

5,05 5,07 4,945,76

1,65 1,51

1,46

1,43 1,54 1,46 1,68

1,79

1,90 2,12 2,062,26

0,35 0,420,51

0,69

0,88 1,02

1,16

1,31 2,053,53 3,59 5,28 6,24 6,17 6,35

6,88

0,17 0,17 0,03

0,361,23

1,231,23

1,23 1,23

1,23

1,231,23

1,54 1,541,54 1,54 1,54 1,54

1,54

9,348,86

6,16 6,476,86

7,98

8,929,73

11,53 11,41

13,25

11,4012,07

14,04 14,3315,11 15,31 15,23 15,55

17,07

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Erzeugung, Transport, Vertrieb Erzeugung, Vertrieb, Marge Netzentgelte KWK-Umlage

§19-StromNEV-Umlage Konzessionsabgabe EEG-Umlage Offshore-Haftungsumlage

Stromsteuer abLa-Umlage

[ct/kWh]

10,099,36

6,05 6,14 6,47 6,597,42 8,03 7,97 7,72

9,45

7,35 7,09 7,28 7,115,78

4,76 4,66 4,49 5,15

1,73 1,56

1,49

1,44 1,54 1,44 1,64

1,71

1,79 1,95 1,872,02

0,38 0,450,54

0,72

0,921,05

1,19

1,32 2,053,49 3,50

5,045,88 5,67 5,77

6,15

0,16 0,16 0,03

0,391,31

1,301,29

1,29 1,27

1,26

1,241,23

1,52 1,501,47 1,45

1,41 1,40

1,37

9,629,75

6,82 7,09 7,41

8,52

9,4310,22

12,07 11,75

13,54

11,5212,07

13,87 13,9514,43 14,43

14,01 14,12

15,27

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Erzeugung, Transport, Vertrieb Erzeugung, Vertrieb, Marge Netzentgelte KWK-Umlage

§19-StromNEV-Umlage Konzessionsabgabe EEG-Umlage Offshore-Haftungsumlage

Stromsteuer abLa-Umlage

[ct/kWh]

STROMMARKT


Abbildung 65 Bestandteile des Industriestrompreises in Deutschland 2016 und 2017

[BDEW 2018], Berechnungen des IE Leipzig. Angegeben sind Durchschnittswerte für Industrie (stromsteuerermäßigt), mittelspannungsseitige Versorgung, Abnahme von 160 bis 20.000 kWh.

6,4

4,9

2,1

1,5

0,2

8

0,2

4

0,1

1

0,0

3

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

01 02 03 04 05 06 07 08

in ct/kWh 2016

40,9%

31,77%

13,25%

9,88%

1,80% 1,54% 0,71% 0,19%01|EEG-Umlage


03|Netzentgelte

04|Stromsteuer

05|KWK-Umlage




6,9

5,8

2,3

1,5

0,3

0,3

0,1

0,0

06

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

01 02 03 04 05 06 07 08

in ct/kWh 2017

40,3%

33,7%

13,2%

9,0%

1,7% 1,5% 0,6% 0,04%01|EEG-Umlage


03|Netzentgelte

04|Stromsteuer

05|KWK-Umlage



08|abLa-Umlage

STROMMARKT


Abbildung 66 Strompreisbestandteile für ein energieintensives Unternehmen mit umfassender Befreiung bei Steuern,

Umlagen, Abgaben und Entgelten 2011 bis 2017

Berechnungen des IE Leipzig für Stromabnahme über 1 GWh/a und umfassende Begünstigung bei mehreren Steuern und Umlagen aufgrund hohen Stromkostenanteils, 2017: Großhandelsstrompreis EEX 3,41 ct/kWh, Vertrieb und Marge 1,59 ct/kWh

Baden-Württemberg

Die Auswertung einer vom Verbraucherportal Verivox

veröffentlichten Marktübersicht für Gewerbestrom

(bei Eurostat Verbrauchsklassenbereiche IB bis IC,

Nettostrompreise ohne MwSt.) zeigt für 2017 (Stichtag

1.12.2017) einen Durchschnittsstrompreis bei einem

Jahresverbrauch von 100.000 kWh für Deutschland

von 19,26 ct/kWh (2016: 17,22 ct/kWh). Damit stieg

der Strompreis um 11,8 % im Vergleich zum Vorjahr.

Ausgewertet wurden hierfür die günstigsten

Tarifangebote ohne Vorkasse. In Baden-Württemberg

bezahlte dieser Gewerbekunde 19,20 ct/kWh (2016:

17,46 ct/kWh) (Abbildung 67). Dies entspricht einer

Erhöhung um 10,0 % im Vergleich zum Vorjahr. Im

bundesweiten Vergleich der preisgünstigsten Standorte

wird damit 2017 Rang 7 von 16 belegt. In Abbildung

67 sind zusätzlich die günstigsten Tarife beim

Grundversorger dargestellt. Bei dieser Auswertung

belegt Baden-Württemberg Platz 8 (22,70 ct/kWh),

knapp unterhalb vom Bundesdurchschnitt. Die

dargestellte Differenz in der Abbildung ergibt sich aus

dem günstigsten Tarif des Grundversorgers abzüglich

des günstigsten Tarifes ohne Vorkasse der im Internet

verfügbar war. Beim Wechsel vom günstigsten Tarif in

der Grundversorgung zu einem im Internet

angebotenen Tarif konnte somit ein Gewerbebetrieb in

Baden-Württemberg 3,50 ct/kWh sparen.

Eine Auswertung der Industriestrompreise nach

Bundesländern ist nicht möglich, da hierfür die

einzelnen Stromlieferverträge für Industriebetriebe mit

hohem Stromverbrauch eingesehen werden müssten.

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Strompreis energieintensive Industrie 7,092 6,240 5,783 5,325 5,290 4,716 5,361

Netzentgelte 0,135 0,135 0,135 0,135 0,135 0,135 0,135

Stromsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

§19-StromNEV-Umlage 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025

abLa-Umlage 0,000 0,000 0,000 0,009 0,006 0,000 0,006

EEG-Umlage 0,050 0,050 0,050 0,050 0,101 0,101 0,110

Offshore-Haftungsumlage 0,000 0,000 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025

Konzessionsabgabe 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

KWK-Umlage 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,030 0,060

Erzeugung, Vertrieb, Marge 6,857 6,005 5,523 5,056 4,973 4,400 5,000

[ct/kW

h]

STROMMARKT


Abbildung 67 Marktübersicht über angebotene Gewerbestrompreise nach Bundesländern

[Verivox 2018], Stand: 1.12.2017 Berücksichtigt wurden die günstigsten Tarifangebote ohne Vorkasse, soweit diese im Internet veröffentlicht werden. Angebote, die nur begrenzt verfügbar sind, wurden nicht berücksichtigt. Sowie Preise des günstigsten Tarifes des Grundversorgers, Preise für Gewerbekunden bei einem Jahresverbrauch von 100.000 kWh. Dargestellt sind Nettopreise.

Die Auswertung der Netzentgelte für Gewerbekunden

auf Bundesländerebene ist in Abbildung 68 für die

letzten sechs Jahre dargestellt. Die

Netznutzungsentgelte in Baden-Württemberg für

Gewerbestromtarife lagen 2017 mit 5,89 ct/kWh um

5,8 % unter dem Bundesdurchschnitt und um 0,6 %

niedriger als im Vorjahr. Damit belegt Baden-

Württemberg Platz 9 von 16 Bundesländern

(Abbildung 68). Der Unterschied zu den

Haushaltstarifen betrug 0,68 ct/kWh (Abbildung 55)

und zum Bundesdurchschnitt 1,02 ct/kWh. Im

Vergleich zu 2012 lagen die Netzentgelte 2017 um

21,2 % höher.

Die Netznutzungsentgelte unterscheiden sich jedoch

von Netzgebiet zu Netzgebiet (Abbildung 69). Die

Spanne der ermittelten Netznutzungsentgelte für

ausgewählte Netzbetreiber in Baden-Württemberg für

einen Gewerbebetrieb mit Niederspannungsanschluss

und unter Verwendung eines Standardlastprofils

beträgt 3,37 ct/kWh bis 7,49 ct/kWh. Im Vergleich zu

den Haushalten (Abbildung 56) ergaben sich bei

einigen Netzgebieten niedrigere Netzentgelte aufgrund

des höheren Jahresverbrauchs. Der in Abbildung 68

dargestellte Durchschnittswert mit 5,89 ct/kWh liegt –

bezogen auf die Auswertung der Netzentgelte

einzelner Netzbetreiber in Baden-Württemberg – eher

im oberen Bereich. Das niedrigste Netzentgelt der

ausgewählten Verteilnetzbetreiber ist um 42,8 %

günstiger, das höchste um 27,2 % teurer als das

ermittelte Entgelt für den Bundesdurchschnitt. Im

Vergleich zu 2016 gab es insgesamt bei acht von 15

18

,24

19

,91

19

,99

19

,18

19

,70

19

,03

19

,37

19

,20

19

,26

18

,78

19

,88

19

,74

18

,96

19

,70

19

,76

18

,91

19

,93

3,0

3 1,4

7

2,0

5

3,2

1

2,7

1

3,4

6

3,2

4

3,5

0

3,5

6

4,1

3

3,0

8

3,2

8

4,1

8 4,4

1

4,6

0

6,1

1

5,2

0

21,27 21,3822,04 22,39 22,41 22,50 22,61 22,70 22,82 22,90 22,96 23,03 23,13

24,11 24,3625,02 25,14

Günstigster verfügbarer Tarif ohne Vorkasse Differenz Summe (Preise des günstigsten Tarifes des Grundversorgers)

[ct/

kWh]

STROMMARKT


Betreibern Netzentgeltsenkungen. Die höchste

Anhebung betrug 0,87 ct/kWh.

Abbildung 68 Netznutzungsentgelte für Gewerbe nach Bundesländern

[Verivox 2018] Stand: 01.12.2017, [Verivox 2018a] Stand: 01.12.2016 Preise für Gewerbekunden bei einem Jahresverbrauch von 100.000 kWh pro Jahr (Umstellung durch Verivox, [Verivox 2015] Stand: 1.12.2015, [Verivox 2015a] Stand: 1.12.2014, [Verivox 2013] Stand: 12.11.2013, [Verivox 2012] Stand: 14.11.2012 Preise für Gewerbekunden bei einem Jahresverbrauch von 90.000 kWh pro Jahr.

Abbildung 69 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte bei ausgewählten Netzbetreibern in Baden-Württemberg für

das Gewerbe

[bnNetze 2017], [ED Netze 2017], [MDN 2017], [Netrion 2017], [Netze BW 2017], [Netze MB 2017], [NGO 2017], [star. EW 2017], [SW KA 2017], [SW EB 2017], [SW HB 2017], [SW SH 2017], [SW WH 2017], [SWU 2017], [Thüga 2017] Dargestellt sind Nettonetzentgelte bei einem Verbrauch von 90.000 kWh im Jahr mit Anschluss an der Niederspannung. Die Preisblätter bilden den Stand vom 1.01.2017 ab. Für 2014 [IE 2015] Für 2015 und 2016 [IE 2016].

HB NW SL RP BE HE HH BY BW NI TH BRD SN ST SH MV BB

2012 4,05 4,61 5,10 4,96 4,93 4,93 5,19 4,86 4,86 4,95 6,02 5,06 5,77 6,23 5,55 6,13 6,61

2013 4,60 4,77 5,14 5,10 5,11 5,27 5,91 5,11 5,20 5,36 6,23 5,34 6,36 6,04 5,34 6,99 7,38

2014 4,65 4,75 5,40 5,18 5,11 5,25 5,91 5,16 5,18 5,36 6,09 5,33 6,13 6,04 5,69 6,89 7,31

2015 3,89 4,71 5,27 5,11 5,38 5,16 5,20 4,86 5,58 5,34 6,16 5,32 6,04 5,97 6,39 6,91 7,14

2016 3,54 4,79 5,29 5,14 4,61 5,22 5,33 4,85 5,93 5,26 6,10 5,32 5,96 5,90 6,35 6,62 7,02

2017 3,80 4,89 5,32 5,34 5,41 5,55 5,78 5,81 5,89 6,02 6,23 6,25 6,53 6,66 7,25 7,83 8,29

[ct/

khW

h]

bnNetze SWU Netze NetrionSW Schwä-bisch Hall

ThügaEnergie-

netze

netz-service SWKarlsruhe

SWWertheim

NetzeNGO

MDNNetzgesell-

schaft

star.Energie-werke

ED NetzeSW

Eberbach

NetzeMittel-baden

SWHeidelberg

Netze BW

2014 3,68 3,41 4,61 5,41 4,55 5,08 5,09 6,13 4,95 5,31 5,08 5,13 5,42 4,46 5,58

2015 4,28 3,73 4,54 5,51 4,90 5,34 4,80 5,80 5,01 5,38 5,73 5,50 5,37 4,67 6,41

2016 4,32 4,33 4,20 4,38 4,58 4,82 5,40 5,78 5,00 5,80 5,39 6,01 6,02 5,03 7,46

2017 3,37 3,74 4,10 4,39 4,84 4,85 5,00 5,00 5,07 5,49 5,67 5,74 5,74 5,90 7,49

Ne

tze

ntg

elt

[ct

/kW

h]

STROMMARKT


Wie hoch die Strompreise für Industriebetriebe mit

hohem Stromverbrauch in Baden-Württemberg sind,

kann nicht erhoben werden, da hierfür die einzelnen

Stromlieferverträge der Verbraucher eingesehen

werden müssten. In der Regel werden

Stromlieferverträge der Industrie auch überregional

abgeschlossen. Dennoch kann die Höhe der

Netzentgelte für die nicht netzentgeltbefreiten Betriebe

aus den Angaben der Netzbetreiber im Internet je

Netzgebiet und Spannungsebene ermittelt werden.

Diesbezüglich werden folgende Abnahmefälle

angenommen, bei denen eine viertelstündige

Leistungsmessung erfolgt:

▪ NS /180 MWh / 2.000 h / 90 kW

▪ MS/NS / 300 MWh / 2.000 h / 150 kW

▪ MS / 8.000 MWh / 4.000 h / 2.000 kW

▪ HS/MS / 70.875 MWh / 5.250 h / 13.500 kW

▪ HS / 162.500 MWh / 6.500 h / 25.000 kW

Prinzipiell sind in der Niederspannung die höchsten

Netzentgelte zu zahlen, sie erreichen eine Spanne von

4,63 bis 7,79 ct/kWh (2014: 3,25 bis 6,45 ct/kWh). In

der Hochspannungsebene dagegen reicht die Spanne

von 0,41 bis 2,33 ct/kWh (2014: 0,36 bis 1,18 ct/kWh;

Abbildung 70). Bis auf ein Netzgebiet in der

Niederspannungsebene lagen die Netzentgelte 2017

höher als 2014. Die Mehrzahl der Netzentgelte wurde

2017 auch im Vergleich zu 2016 erhöht. Die stärkste

Steigerung betrug 64,1 % bzw. 0,91 ct/kWh, während

die stärkste Senkung 17,5 % bzw. 0,25 ct/kWh betrug.

STROMMARKT


Abbildung 70 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte bei ausgewählten Netzbetreibern in Baden-Württemberg für

die Industrie

[bnNetze 2017], [ED Netze 2017], [MDN 2017], [Netrion 2017], [Netze BW 2017], [Netze MB 2017], [NGO 2017], [star. EW 2017], [SW KA 2017], [SW EB 2017], [SW HB 2017], [SW SH 2017], [SW WH 2017], [SWU 2017], [Thüga 2017] Die Berechnungen erfolgten mit Hilfe der Angaben aus den Preisblättern der Stromnetzbetreiber (Stand 1.01.2017)

Datenbasis

0

1

2

3

4

5

6

7

8

SW

He

ide

lbe

rg

SW

We

rth

eim

Ne

trio

n

bn

Ne

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SW

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SW

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ach

SW

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W K

arl

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he

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Mit

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erg

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h H

all

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üg

a E

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rgie

ne

tze

bn

Ne

tze

MD

N N

etz

ge

sell

sch

aft

NS / 180 MWh / 2.000h / 90kW MS/NS / 300MWh / 2.000h / 150kW

Ne

tze

ntg

elt

[ct/

kWh

]

SWHeidelberg

SWWertheim

Netrion

bnNetze

EDNetz

e

SWUNetz

e

Netze

BW

Netze

Mittelbaden

star.Energiewerke

Netze

NGO

netzservi

ceSWKarlsruh

e

SWSch

wäbischHall

Thüga

Energienetze

SWEberbach

MDN

Netzgesellschaft

Netrion

EDNetz

e

SWEberbach

SWHeidelberg

netzservi

ceSWKarlsruh

e

Netze

Mittelbaden

Netze

BW

SWWertheim

star.Energiewerke

SWUNetz

e

Netze

NGO

SWSch

wäbischHall

Thüga

Energienetze

bnNetze

MDN

Netzgesellschaft

NS / 180 MWh / 2.000h / 90kW MS/NS / 300MWh / 2.000h / 150kW

2014 3,25 4,85 4,44 4,95 4,41 3,94 3,81 4,79 4,63 4,97 4,62 5,25 6,05 4,89 6,45 3,35 3,63 3,34 3,13 3,65 3,20 3,61 4,80 4,23 2,71 4,67 4,55 4,71 4,42 5,50

2015 3,52 4,74 4,87 4,87 4,98 4,70 4,33 4,67 4,69 5,31 5,43 5,32 6,79 5,15 6,79 3,67 4,18 3,54 3,29 4,19 3,91 4,22 4,44 4,35 3,00 5,18 4,60 5,35 5,83 5,56

2016 3,83 5,35 4,93 5,04 4,74 5,68 5,41 6,26 5,06 5,76 5,55 5,54 5,76 6,00 5,65 3,69 3,91 4,08 3,64 4,35 4,38 4,89 5,07 4,57 5,20 5,47 5,27 5,38 4,23 5,44

2017 4,63 5,09 5,13 5,16 5,28 5,38 5,44 5,44 5,50 5,59 5,74 5,86 5,98 6,08 7,79 3,71 3,87 4,12 4,26 4,59 4,64 4,86 4,94 4,98 5,07 5,35 5,47 5,71 5,82 7,17

0

1

2

3

4

5

6

7

8

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[ct/

kWh

]

2014 2015 2016 2017

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MD

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aft

MS/ 8.000 MWh/4.000h/2.000kW HS/MS/70.875MWh/5.250h/13.500kW HS / 162.500 MWh / 6.500 h / 25.000 kW

Ne

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[ct/

kWh

]

netzservice

SWKarlsruhe

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SWHeidelberg

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SWWertheim

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Thüga

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SWSchwäbisch Hall

NetzeNGO

NetzeBW

MDNNetzgesellschaft

SWUNetze

netzservice

SWKarlsruhe

Netrion

NetzeMittelbade

n

SWWertheim

NetzeBW

SWHeidelberg

EDNetze

NetzeNGO

Thüga

Energienetz

e

star.Energiewer

ke

bnNetze

MDNNetzgesellschaft

SWUNetze

Netrion

netzservice

SWKarlsruhe

NetzeBW

SWHeidelberg

EDNetze

bnNetze

Thüga

Energienetz

e

MDNNetzgesellschaft

MS/ 8.000 MWh/4.000h/2.000kW HS/MS/70.875MWh/5.250h/13.500kW HS / 162.500 MWh / 6.500 h / 25.000 kW

2014 1,51 1,69 1,96 2,05 1,56 1,85 2,29 2,20 2,21 0,00 2,63 2,59 2,45 2,15 2,77 0,91 0,96 1,12 1,20 1,16 1,17 1,15 1,35 1,25 0,00 0,00 1,35 1,74 0,36 0,83 0,72 0,95 0,91 1,11 1,08 0,00 1,18

2015 1,75 1,79 2,02 2,23 1,75 2,07 2,77 2,18 2,82 2,60 3,00 2,57 2,80 2,49 2,94 1,07 0,99 1,22 1,27 1,16 1,36 1,40 1,65 1,43 0,00 1,96 1,88 1,88 0,50 0,90 0,76 1,10 1,12 1,34 1,34 0,00 1,31

2016 1,91 2,16 2,35 2,24 2,65 2,24 2,66 2,55 3,19 2,79 2,88 3,00 3,26 3,29 2,97 1,44 1,18 1,22 1,51 1,50 1,60 1,48 1,69 1,67 2,15 2,09 2,45 2,06 0,57 0,91 0,91 1,29 1,20 1,40 1,76 1,67 1,42

2017 1,99 2,21 2,31 2,32 2,54 2,56 2,61 2,76 2,93 3,01 3,10 3,15 3,15 3,27 4,12 1,19 1,21 1,26 1,52 1,55 1,63 1,64 1,74 1,79 2,25 2,30 2,30 2,98 0,41 0,92 0,93 1,28 1,29 1,45 1,82 1,82 2,33

0

1

2

3

4

5

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[ct/

kWh

]

WÄRMEMARKT


5.1 Marktstruktur und WechselverhaltenAuch wenn die Fernwärme mit anderen

Energieträgern im Wohnbereich im Wettbewerb

steht, findet innerhalb des jeweils örtlichen

Fernwärmemarktes kaum Wettbewerb statt, da es in

jedem Fern- und Nahwärmegebiet meist nur einen

Anbieter gibt, welcher seine Preise festsetzt und

dabei nur durch die zuständigen Behörden

kontrolliert wird.

In der BDEW-Studie „Wie heizt Deutschland“ aus

dem Jahr 2015 (für die bisher noch keine

Aktualisierung vorliegt) wurde ermittelt, dass nur in

5,2 % aller Wohngebäude und in 13,6 % aller

Wohnungen Fernwärme zum Heizen eingesetzt wird

(Abbildung 71). In Baden-Württemberg beträgt der

Anteil der mit Fernwärme beheizten Wohngebäude

(sowohl Ein- und Zweifamilienhäuser als auch

Mehrfamilienhäuser) 4,6 % und der Anteil der so

beheizten Wohnungen 7,7 %. Zentralheizungen auf

Basis von Öl und Gas dominieren [BDEW 2015].

Abbildung 71 Anteil genutzter Energieträger zur Beheizung deutscher und baden-württembergischer Wohnungen in

2014

[BDEW 2015] Darstellung: IE Leipzig, eine weitere Untergliederung nach Holz/Pellets, Flüssiggas, Kohle, Sonstige und weitere Heizsysteme für Baden-Württemberg ist nicht detailliert verfügbar. Die Prozentangaben können von der Quelle des BDEW abweichen aufgrund von Rundungen.

47,9%

26,8%

13,6%

4,2%

3,0%

1,5%

0,7% 2,0%

0,2%

Deutschland

Erdgas Öl Fernwärme

Strom Holz-/Pellets Flüssiggas

Kohle Sonstige k.A

35,1%

38,9%

7,7%

7,3%

10,9%

Baden-Württemberg

Erdgas Öl

Fernwärme Strom

Sonstige

5 Wärmemarkt

Im nachfolgenden Kapitel wird die Nutzung von Fernwärme und Holzpellets näher betrachtet.

Sowohl bei den Analysen zur Fernwärme als auch bei denen zu Holzpellets werden

historische Werte als Vergleich mit abgebildet. Ein Preisvergleich aller im Bericht

betrachteten Wärmeenergieträger für Haushalte rundet das Kapitel ab.

WÄRMEMARKT


In der Landeshauptstadt Stuttgart hat die Energie

Baden-Württemberg AG (EnBW) 2017 rund 9 Mio.

€ in ihr Fernwärmenetz investiert, um neue Gebiete

und Kunden zu erschließen. So können z.B. in Bad

Cannstatt mehrere Gebäude (u.a. eine

Kindertagesstätte) ans Netz genommen werden.

Ende 2018 soll dann im Stadtteil Gaisburg ein neues

Gaskraftwerk in Kombination mit einem

Wärmespeicher, welcher 300 MWh Wärmeenergie

aufnehmen kann, in Betrieb gehen [StN 2017].

Die Stadtwerke Karlsruhe planen zusammen mit der

Netzeigentumsgesellschaft Rheinstetten (NEG),

zahlreiche Haushalte und Betriebe in der „Neuen

Stadtmitte“ von Rheinstetten ab dem Winter 2020/21

mit Fernwärme beheizen zu können. Mit der 4 km

langen Trasse für die rund 4 Mio. € investiert

werden, wird erstmals die Gemarkungsgrenze von

Karlsruhe überschritten [SWK 2017].

Eine Summe von 100 Mio. € investiert der

Mannheimer Energieversorger MVV in neue

Projekte auf der Friesheimer Insel, um das dort

installierte Müllheizkraftwerk für die

Fernwärmeversorgung, welche bisher überwiegend

auf einem Kohlekraftwerk basiert, zu nutzen. So soll

zudem das Müllheizkraftwerk durch ein neues Werk

zur thermischen Verwertung von Klärschlamm

erweitert werden [SWR 2017].

WÄRMEMARKT



5.2.1 Fernwärme in Deutschland

Die durchschnittlichen Preise der deutschen

Fernwärmeanbieter werden vom Bundeswirtschafts-

ministerium in einer Statistik dokumentiert. Die

monatlich erfassten nominalen Preise zeigen seit

2006 keine außergewöhnlichen Ausschläge, jedoch

einen insgesamt ansteigenden Trend (Abbildung 72).

Zwischen 2006 und 2009 stiegen die

Fernwärmepreise deutlich an, während sich der

Einfluss des Energiepreiseinbruchs infolge der

Wirtschaftskrise 2009 zeitversetzt im Jahr 2010

zeigt. Danach kam es bis zum Jahr 2013 wieder zu

einem kontinuierlichen Anstieg, bevor der

Fernwärmepreis bis zum Jahr 2016 – infolge des

sinkenden Gaspreises – wieder deutlich absank.

Im Jahr 2017 betrug der durchschnittliche Fern-

wärmepreis in Deutschland 8,2 ct/kWh und war

gegenüber 2016 mit 8,5 ct/kWh weiter leicht

rückläufig [BMWi 2018a]. Damit befand er sich

recht genau auf dem Niveau des Jahres 2011 – also

im Stadium der Preiserholung nach der

Wirtschaftskrise 2009. Die reale Preisentwicklung

ist in Abbildung 73 dargestellt.

Abbildung 72 Monatliche Fernwärmepreise für Haushalte in Deutschland 2006-2017

[BMWi 2018] Darstellung: IE Leipzig, alle Preise inkl. Mehrwertsteuer

Fernwärme 6,9 7,4 7,8 8,3 7,7 8,2 8,9 9,2 9,2 8,9 8,5 8,2

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

ct/kWh

WÄRMEMARKT


Abbildung 73 Nominale und reale Preise für die Lieferung von Fernwärme an Haushalte im Jahresmittel von 2000 bis

2017

[BMWi 2018] Darstellung: IE Leipzig, Preise einschließlich MWSt. Die Werte entsprechen dem jeweiligen Jahresdurchschnittswert. Reale Preise bezogen auf das Basisjahr 2010.

5.2.2 Fernwärme in baden-württembergischen Städten

Zum Vergleich typischer Fernwärmepreise in

Baden-Württemberg wurden die Preisblätter der

Fernwärmeversorger in neun baden-

württembergischen Städten ausgewertet und in

Abbildung 74 für die Jahre 2013 bis 2017 dargestellt.

Genutzt werden ausschließlich Preisblätter von

Versorgern, die sowohl Leistungspreise (in €/kW)

als auch Arbeitspreise (in ct/kWh) enthalten. Die

daraus resultierenden Gesamtpreise werden für

folgenden Abnahmefall als Bruttopreise (einschl.

MwSt.) gegenübergestellt:

▪ Anschlussleistung: 6 kW

▪ Jahresverbrauchsmenge: 15.000 kWh

Demnach bewegten sich die Fernwärmepreise in

2017 im Bereich von 6,1 bis 11,1 ct/kWh, in den drei

größten Städten Mannheim, Karlsruhe und Stuttgart

lagen sie am niedrigsten, in Sindelfingen, Wertheim

und Nürtingen am höchsten.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fernwärme nominal 4,8 5,6 5,7 5,7 5,7 6,2 6,9 7,4 7,8 8,3 7,7 8,2 8,9 9,2 9,2 8,9 8,5 8,2

Fernwärme real 5,6 6,5 6,4 6,4 6,3 6,7 7,4 7,7 7,9 8,4 7,7 8,1 8,6 8,7 8,6 8,4 7,9 7,5

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

[ct/

kWh

]

WÄRMEMARKT


Abbildung 74 Preise für die Lieferung von Fernwärme an Endabnehmer in Baden-Württemberg

[SW KR 2017], [SW HD 2017], [THERMA 2017], [EnBW 2017], [SW ET 2017], [SW RZ 2017], [SW NU 2017], [SW SF 2017], [SW WH 2017], [SWE 2017] Darstellung. IE Leipzig, Abnahmefall Anschlussleistung: 6 kW, Jahresverbrauchsmenge 15.000 kWh

5.2.3 Holzpellets

Im Zuge der vermehrten Nutzung von

Bioenergieträgern hat sich in Deutschland im letzten

Jahrzehnt ein Markt für Holzpellets entwickelt, für den

der bayerische C.A.R.M.E.N e. V. seit dem Jahr 2005

kontinuierlich die Preisentwicklung in den

Marktgebieten „Deutschland-Norden“, „Deutschland-

Süden“ und „Österreich“ (Abbildung 75) recherchiert

und veröffentlicht. Dabei zeigen sich eine starke

Preiswelle zum Ende des Jahres 2006 sowie ein stetiger

Anstieg zwischen 2008 und Ende 2013, während

innerhalb der einzelnen Jahre die jahreszeitlichen

Schwankungen (höhere Preise im Winter) dominieren.

Zum Jahresende 2013 wurde ein Höchstpreis erreicht,

der aber kurz darauf bis zur Jahresmitte 2014 auf das

Niveau von Ende 2010 abfiel. Die hohen Preise bis

zum Ende des Jahres 2013 waren ein Resultat

geringerer Mengen von Sägespänen in der

Sägeindustrie, wodurch es am Pelletmarkt zu einer

Verknappung des Ausgangsmaterials kam. Danach

führten die geringe Nachfrage durch den relativ

warmen Winter 2013/14 und der Aufbau von

Überkapazitäten zu einer Preissenkung, welche durch

0,0 2,0 4,0 6,0 8,0 10,0 12,0

Mannheim

Heidelberg

Karlsruhe

Stuttgart

Ettlingen

Radolfzell

Nürtingen

Sindelfingen

Wertheim

[ct/kWh]

2017 2016 2015 2014 2013

WÄRMEMARKT


einen ebenfalls milden Winter 2014/2015 weiter

fortgesetzt wurde. Im Jahr 2017 war der Gesamtmarkt

zwischen Angebot und Nachfrage hingegen

weitgehend ausgeglichen, so dass das Preisniveau

gegenüber 2016 im Jahresmittel eher konstant blieb

[C.A.R.M.E.N. 2018].

Abbildung 75 Monatliche Durchschnittspreise für Pellets im Norden und Süden Deutschlands und Österreich 2010-

2018

[C.A.R.M.E.N. 2018]

Eine Aufgliederung nach Bundesländern liegt

ebenfalls vor, wobei Bundesländer mit zu geringem

Marktvolumen (wie das Saarland oder Mecklenburg-

Vorpommern) entweder nicht aufgeführt oder (im

Falle der Stadtstaaten) mit Nachbarländern

zusammengefasst wurden. In Baden-Württemberg war

demnach im Jahr 2017 mit 5,03 ct/kWh der

drittniedrigste Pelletpreis im Bundesvergleich zu

verzeichnen, welcher zudem gegenüber 2013 um ca.

14 % zurückgegangen ist (Abbildung 76).

WÄRMEMARKT


Abbildung 76 Jahresdurchschnittspreise für Pellets nach Bundesländern 2013-2017

[C.A.R.M.E.N. 2018] Darstellung: IE Leipzig

5.2.4 Vergleich aller Wärmeenergieträger

In Abbildung 77 ist ein Vergleich der Indizes der hier

behandelten Wärmeenergieträger in nominalen

monatlichen Preisen dargestellt. Der Vergleich auf

Basis von Indizes ist deswegen sinnvoll, weil einige

der Energieträger als Einsatzenergieträger (z. B.

Heizöl, Holzpellets), andere hingegen nur als

Endenergieträger (z. B. Strom, Fernwärme) gehandelt

werden. Da die Umwandlungswirkungsgrade jeweils

unterschiedlich sind, kann hier auf keine gemeinsame

Energieeinheit zurückgegriffen werden. Die

Aussagekraft wird darüber hinaus auch dadurch

eingeschränkt, dass verschiedene Heizsysteme

unterschiedlich hoher Investitionen bedürfen. Daher

findet ein Gesamtvergleich aller zur Wärmeerzeugung

genutzten Energieträger an dieser Stelle nicht als

Vollkostenvergleich statt, sondern als Vergleich der

Preisindizes eingesetzter Energieträger.

Im Falle des Endenergieträgers Strom wurde die vom

Statistischen Bundesamt ausgewiesene Preisent-

wicklung für private Haushalte zu Grunde gelegt, auch

wenn die speziellen Tarife für Nachtspeicherheizungen

und Wärmepumpen (wo jedoch keine lange Zeitreihe

vorliegt) von diesen Tarifen abweichen. Aufgrund

gleicher Behandlung bei Steuern, Abgaben und

Umlagen stellt diese Zeitreihe jedoch auch eine

Orientierung für den Heizstrom dar.

In der Grafik wird gezeigt, dass der von 2003 bis 2013

langfristig ansteigende Trend im Jahr 2014 zum

Erliegen kam. Zudem lassen sich stärkere

Preisschwankungen für bestimmte Energieträger (z. B.

Heizöl) ablesen, während hingegen die

Preisentwicklung bei Strom und Fernwärme stetiger

verläuft.

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

NI&HB SH & HH BB & BE BY RP NW HE BW SN

[ct/

kWh

]

2013 2014 2015 2016 2017

WÄRMEMARKT


Ausgehend von den Jahresmittelwerten dieser

Preisindizes war auch eine Inflationsbereinigung zur

Preisbasis 2010 möglich.

Abbildung 77 Monatliche (Grafik) und jährliche (Tabelle) Preisindizes für Wärmeenergieträger 2000-2017, nominal

[Destatis 2018a] Darstellung: IE Leipzig

Abbildung 78 Jährliche Mittelwerte der Preisindizes für Wärmeenergieträger 2000-2017, real

[Destatis 2018a] Darstellung: IE Leipzig, Preisbasis 2010

Fernwärme 63 73 74 74 75 80 90 96 101 107 100 106 115 119 118 115 110 106Pellets & andere Holzprodukte 0 0 0 0 0 55 61 85 83 96 100 108 109 128 124 112 106 110Erdgas 62 76 71 75 76 84 99 102 112 110 100 105 110 112 112 111 108 104Leichtes Heizöl 63 59 54 56 62 82 91 89 118 82 100 125 136 127 117 90 75 87Strom 62 65 68 71 74 77 80 85 91 97 100 107 110 123 126 125 126 128

0

20

40

60

80

100

120

140

160

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Ve

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01

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10

0)

Fernwärme

Pellets & andere Holzprodukte

Erdgas

Leichtes Heizöl

Strom

2010=100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fernwärme 73 84 84 83 82 87 96 100 103 108 100 104 111 112 111 108 102 97

Pellets & andere Holzprodukte 60 65 88 84 97 100 106 105 121 116 105 99 100

Erdgas 73 87 81 84 83 91 106 107 113 111 100 102 106 106 105 104 100 95

Leichtes Heizöl 74 68 61 62 68 88 97 93 119 82 100 122 130 121 110 85 70 79

Strom 72 74 76 79 81 83 85 89 93 98 100 105 106 117 118 117 117 117

2010=100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

0

20

40

60

80

100

120

140

160

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spre

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de

x(2

01

0=

10

0)

Fernwärme Pellets & andere Holzprodukte

Erdgas Leichtes Heizöl

Strom 2010=100

KOSTENBELASTUNG


6.1 Belastung der Haushalte durch Energiekosten

Im nachfolgendem Kapitel werden die

Kostenbelastungen pro Jahr mit Transportkosten

(Benzin und Diesel), Heizkosten (Einsatz von

Fernwärme, Pellets, Heizöl, Erdgas, Wärmepumpen

und Nachtspeicher) und Stromkosten für einen

durchschnittlichen Haushalt ausgewiesen. Ein

Vergleich der Kostenbelastung erfolgte aufgrund

von verfügbaren Datenquellen sowohl für einen

durchschnittlichen Haushalt in Deutschland wie

auch für Baden-Württemberg. Bei den Wärmekosten

gilt folgendes:

▪ Ø Haushalt in Deutschland: Fernwärme

und Heizöl

▪ Ø Haushalt in Baden-Württemberg:

Pellets, Erdgas, Wärmepumpe und Nachspeicher

Bei der Betrachtung zur Stromkostenbelastung

gelten die Auswertungen für Baden-Württemberg.

Bei der Betrachtung zur Belastung der Haushalte

mit Kraftstoffkosten auf der Ebene für Deutschland.

Abschließend werden die Energiekosten zum zur

Verfügung stehenden Haushaltseinkommen je

Energieträger für 2016 und 2017 ins Verhältnis

gesetzt.

Transportkosten

In Abbildung 79 sind die jährlichen nominalen

Kosten für Benzin und Diesel im zeitlichen Verlauf

von 2010 bis 2017 dargestellt. Bei der Berechnung

wird davon ausgegangen, dass ein durchschnittlicher

Haushalte 850 Liter an Diesel bzw. 935 Liter an

Benzin im Jahr verbraucht [Ecofys 2018]. Bei einem

durchschnittlichen Verbrauch von 7,67 Liter Benzin

oder 6,79 Liter Diesel je 100 Kilometer [BMWi

2018], beträgt die jährliche Fahrleistung 12.190 km

bzw. 12.518 km.

Bis 2012 mussten die Haushalte Preissteigerungen

bei Benzin und Diesel in Kauf nehmen. Aufgrund

von nachgebenden Rohölpreisen sind die Kosten

dann bis 2016 wieder gefallen. Im Vergleich zu 2016

sind die Kosten 2017 für Benzin um 5,3 % auf

jährlich 1.283 Euro wieder angestiegen. Beim Diesel

beträgt die Zunahme der Kosten 2017 nur 3,1 % auf

1.003 Euro jährlich.

6 Kostenbelastung

Im Kapitel zur Kostenbelastung wird nachfolgend auf die Energiekosten eingegangen, die

durch den Bezug der Energieträger bei den Endkunden entstehen. Es werden also lediglich

die laufenden Kosten dargestellt und nicht die mit dem Anwendungssystem verbundenen

weiteren Kosten wie zum Beispiel für die Instandhaltung oder Investition.

Teil B – Kostenbelastung der Haushalte und Industrieunternehmen durch Energiekosten

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 79 Jährliche nominale Verbrauchskosten für Kraftstoffe je Haushalt in Deutschland

Durchschnittliche Verbrauchswerte an Diesel und Benzin [Ecofys 2017], [BMWi 2018] Darstellung und Berechnung: IE Leipzig

Tabelle 2 Jährliche reale Verbrauchskosten für Kraftstoffe je Haushalt in Deutschland

Durchschnittliche Verbrauchswerte an Diesel und Benzin [Ecofys 2017], [BMWi 2018] Darstellung und Berechnung: IE Leipzig, Preisbasis 2010

Heizkosten

Für einen typischen Einfamilienhaushalt liegen

Kennwerte für den Wärmebedarf 0F

1 abgeleitet aus den

typischen Wirkungsgrade für die Heizsysteme, vor

[IE 2013] (bei gleichem Nutzwärmebedarf). Bei

Zugrundelegung dieser Kennwerte ergibt sich die

Entwicklung der Kostenbelastung für die

Wärmeenergieträger seit 2010, wie sie in Abbildung

80 dargestellt ist. Die Zahlen umfassen nur die

1 Fernwärme 19.755 kWh / Pellets 24.925 kWh

Heizöl 20.954 kWh / Erdgas 20.954 kWh / Wärmepumpe

7.500 kWh / Nachtspeicher 12.500 kWh

laufenden Verbrauchskosten, jedoch weder die

Anlageninvestitionen und deren Abschreibungen

noch Nebenkosten (Pumpen, Messtechnik etc.). Es

erfolgt also keine Betrachtung der Vollkosten. Die

zugrunde gelegten Preise der Energieträger sind in

Tabelle 3 abgebildet.

Beim Einsatz von Pellets und Erdgas sind Haushalte

über die Zeit mit den niedrigsten laufenden

1.3

28

1.4

59 1.5

44

1.4

94

1.4

36

1.3

10

1.2

18

1.2

83

1.0

46

1.2

11

1.2

67

1.2

15

1.1

58

1.0

10

97

3

1.0

03

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

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[E

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/a]

Benzin Diesel

Reale Kosten je Haushalt [Euro/a] 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Benzin 1.328 1.429 1.483 1.414 1.347 1.225 1.134 1.174

Diesel 1.046 1.186 1.217 1.149 1.087 945 906 918

KOSTENBELASTUNG


Energiekosten belastet worden. Ab 2015 wurde

dieser Trend aufgrund der fallenden Erdölpreise zu

Gunsten der Haushalte mit Heizölheizungen

gebrochen. Heizöl bleibt auch bis 2017 der

Energieträger mit den niedrigsten Kosten im

Vergleich der übrigen Energieträger. Danach folgen

Pellets und Erdgas. Wärmepumpen und Fernwärme

befanden sich 2017 etwa auf gleich hohem Niveau,

wohingegen sich der Einsatz von

Nachtspeicherheizungen aufgrund der hohen

Stromtarife nicht wirklich rentabel im Vergleich

darstellt.

Tabelle 3 Nominale Preise der Energieträger zur Ermittlung der jährlichen Verbrauchskosten zur Erzeugung von

Wärme für Haushalte

[BMWi 2018], [CARMEN 2018], [Verivox 2018] Stand: 1.12.2017, [Verivox 2018a] Stand 1.12.2016, [Verivox 2015] Stand: 1.12.2015, [Verivox 2015a] Stand: 1.12.2014, [Verivox 2013] Stand: 12.11.2013, [Verivox 2012] Stand: 14.11.2012, [Verivox 2011] Stand: 14.11.2011, [Verivox 2010] Stand: 17.09.2010, [Verivox 2018b], [IE 2016]

Abbildung 80 Jährliche nominale Verbrauchskosten zur Erzeugung von Wärme je Haushalt

[BMWi 2018], [BNetzA 2017a], [BDEW 2018], [IE 2013] Darstellung und Berechnung: IE Leipzig, Für Haushalte in Baden-Württemberg gelten die Angaben zu Pellets, Erdgas, Nachtspeicher und Wärmepumpen; Für Haushalte in Deutschland gelten die Angaben für Fernwärme und Heizöl.

Energieträger Einheit 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fernwärme (für D) ct/kWh 7,70 8,22 8,94 9,22 9,17 8,93 8,50 8,23

Pellets (für BW) ct/kWh 4,75 5,04 5,07 5,88 5,50 5,10 4,79 5,03

Leichtes Heizöl (für D) €/l 0,66 0,82 0,89 0,83 0,77 0,59 0,49 0,57

Erdgas (für BW) ct/kWh 6,37 6,39 6,49 6,65 6,82 6,59 5,84 5,84

Nachtspeicherheizung (für BW) ct/kWh - - 17,60 20,30 20,62 20,42 19,20 19,68

Wärmepumpe (für BW) ct/kWh - - - - - 21,37 20,63 21,12

1.4

02

1.7

46 1.9

01

1.7

86

1.6

46

1.2

67

1.0

53 1

.22

0

1.3

35

1.3

39

1.3

60

1.3

93

1.4

29

1.3

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1.2

23

1.2

23

1.1

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1.2

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1.2

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1.2

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1.5

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25 1.7

66

1.8

22

1.8

11

1.7

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1.6

78

1.6

26

2.2

00

2.5

38

2.5

78

2.5

53

2.3

99

2.4

60

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

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[E

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Ø Haushalt mit Heizöl Ø Haushalt mit Erdgas Ø Haushalt mit Pellets

Ø Haushalt mit Wärmepumpe Ø Haushalt mit Fernwärme Ø Haushalt mit Nachtspeicher

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 81 Jährliche reale Verbrauchskosten zur Erzeugung von Wärme je Haushalt

[BMWi 2018], [BNetzA 2017a], [BDEW 2018], [IE 2013] Darstellung und Berechnung: IE Leipzig, Für Haushalte in Baden-Württemberg gelten die Angaben zu Pellets, Erdgas, Nachtspeicher und Wärmepumpen; Für Haushalte in Deutschland gelten die Angaben für Fernwärme und Heizöl. Preisbasis 2010

Stromkosten

Die jährlichen Verbrauchskosten für

Stromanwendungen im Haushalt in Baden-

Württemberg sind in Abbildung 82 dargestellt. Seit

2010 zeigt sich eine stetige Zunahme, die ab 2013

allerdings etwas an Dynamik verloren hat. Im

Vergleich von 2016 zu 2017 sind die Energiekosten

für Strom um 1,1 % angestiegen und erreichen eine

absolute Höhe von 986 Euro pro Jahr bei einem

konstanten jährlichen Verbrauch von 3.500 kWh.

Abbildung 82 Jährliche nominale Verbrauchskosten für Strom je Haushalt in Baden-Württemberg

[Verivox 2018] Stand: 1.12.2017, [Verivox 2018a] Stand 1.12.2016, [Verivox 2015] Stand: 1.12.2015, [Verivox 2015a] Stand: 1.12.2014, [Verivox 2013] Stand: 12.11.2013, [Verivox 2012] Stand: 14.11.2012, [Verivox 2011] Stand: 14.11.2011, [Verivox 2010] Stand: 17.09.2010, Darstellung und Berechnung: IE Leipzig; konstanter Stromverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr


Fernwärme 1.521 1.591 1.696 1.724 1.699 1.651 1.563 1.487

Pellets 1.184 1.231 1.215 1.385 1.286 1.188 1.112 1.146

Wärmepumpe - - - - - 1.499 1.441 1.449

Heizöl 1.402 1.710 1.826 1.690 1.544 1.185 980 1.116

Erdgas 1.335 1.311 1.306 1.318 1.341 1.292 1.138 1.119

Nachtspeicher - - 2.113 2.401 2.418 2.388 2.234 2.251

77

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1 83

9

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

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KOSTENBELASTUNG


Tabelle 4 Jährliche reale Verbrauchskosten für Strom je Haushalt in Baden-Württemberg

[Verivox 2018] Stand: 1.12.2017, [Verivox 2018a] Stand 1.12.2016, [Verivox 2015] Stand: 1.12.2015, [Verivox 2015a] Stand: 1.12.2014, [Verivox 2013] Stand: 12.11.2013, [Verivox 2012] Stand: 14.11.2012, [Verivox 2011] Stand: 14.11.2011, [Verivox 2010] Stand: 17.09.2010, Darstellung und Berechnung: IE Leipzig; konstanter Stromverbrauch von 3.500 kWh pro Jahr, Preisbasis 2010

Kostenbelastung im Vergleich zum verfügbaren Einkommen

Nachfolgend wird ein Vergleich der Belastung der

Kaufkraft der Haushalte mit Energiekosten

dargestellt. Zur Ermittlung des Anteils für

Kraftstoffkosten wird von Benzin ausgegangen.

Die Energiekosten haben in Abhängigkeit vom

eingesetzten Energieträger für die

Raumwärmeversorgung einen Anteil von insgesamt

etwa 6,9 % bis 9,4 % (2017) an der Kaufkraft der

privaten Haushalte (Abbildung 83). Bei der

Wärmebereitstellung mit Holzpellets, Heizöl und

Erdgas ist der Kostenanteil an der Kaufkraft in etwa

gleichhoch. 2016 führte die Wärmeversorgung mit

Heizöl noch zur geringsten Belastung. Haushalte die

ans Fernwärmenetz angeschlossen sind, haben im

Vergleich zu 2016 eine Verringerung der

Kostenbelastung an der Kaufkraft erfahren, während

Haushalte mit Heizöl eine Zunahme der

Kostenbelastung hinnehmen mussten. Stromkosten

stellen weiterhin den geringsten Kostenanteil im

Vergleich zu Wärme- und Kraftstoffkosten dar.

Hierbei ist allerdings zu beachten, dass sich bei

Berücksichtigung der Anlageinvestitionen ein

anderes Bild einstellen würde. Somit können aus den

Ergebnissen lediglich Rückschlüsse für die laufende

Kostenbelastung (brennstoffbezogene Kosten)

gezogen werden.

Abbildung 83 Anteil der Energiekosten an der Kaufkraft der Haushalte in Baden-Württemberg im Jahr 2016 und 2017

Berechnung des IE Leipzig Annahmen: jährlich 3.500 kWh Strom, 840 l Superbenzin, Wärmebedarf nach [IE 2013] Kaufkraft: 49.203 Euro für 2016; 50.575 Euro für 2017; Wärmebedarf: Fernwärme: 19.755 kWh; Pellets: 24.925 kWh; Heizöl: 20.954 kWh; Erdgas: 20.954 kWh.


Strom 777 795 805 883 896 912 908 902

Fern-wärme

PelletsWärme-pumpe

Heizöl ErdgasNacht-

speicherFern-

wärmePellets

Wärme-pumpe

Heizöl ErdgasNacht-

speicher

2016 2017

Summe 7,9% 6,9% 7,6% 6,6% 6,9% 9,3% 7,7% 7,0% 7,6% 6,9% 6,9% 9,4%

Kraftstoffkosten 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5% 2,5%

Stromkosten 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 2,0% 1,9% 1,9% 1,9% 1,9% 1,9% 1,9%

Wärmekosten 3,4% 2,4% 3,1% 2,1% 2,5% 4,9% 3,2% 2,5% 3,1% 2,4% 2,4% 4,9%

KOSTENBELASTUNG


6.2 Belastung der Industrie durch Stromkosten

Die Folgen der hohen Belastung von

Industrieunternehmen mit Stromkosten angesichts

des hohen Anteils staatlich verursachter

Preisbestandteil für die internationale

Wettbewerbsfähigkeit werden kontrovers diskutiert.

In diesem Kapitel wird nunmehr analysiert, welchen

Stellenwert die Stromkosten für die verschiedenen

Branchen in Baden-Württemberg besitzen.

Bei den dargestellten Ergebnissen ist zu

berücksichtigen, dass die ermittelten

Durchschnittswerte nur einen Orientierungswert

liefern können. Innerhalb der Branchen, die oftmals

eine hohe Heterogenität bezüglich der

Unternehmensgröße, Struktur, Energieverbrauch,

etc. aufweisen, liegt oftmals eine erhebliche

Spannbreite bei den zu zahlenden Strompreisen vor.

Durch Befreiungs- oder Minderungstatbestände für

staatlich veranlasste Preisbestandteile können die

tatsächlichen Anteile – vor allem bei

energieintensiven Unternehmen/Branchen – deutlich

unter den dargestellten Durchschnittswerten liegen.

Anderseits kann bei – eher kleineren – Unternehmen,

die keine Vergünstigungen geltend machen können,

der Stromkostenanteil auch deutlich über den

dargestellten Durchschnittswerten liegen.

Im Rahmen dieses Projektes erfolgt die Auswertung

der Stromkostenbelastung nach Branchen auf Basis

des EEG 2014 für das Jahr 2016. Die Analyse der

Kostenbelastung für das Jahr 2017 auf Basis des

EEG 2017 konnte nicht erfolgen, da Basisdaten zum

Zeitpunkt der Berichtserstellung noch nicht zur

Verfügung standen.

Datengrundlagen und Methodik – Stromkosten nach Branche für 2016

In der folgenden Analyse wird durchgehend auf

verschiedene Verbrauchergruppen des

Produzierenden Gewerbes und des Sektors Gewerbe,

Handel und Dienstleistungen (GHD) Bezug

genommen. Diese Gruppierung orientiert sich

maßgeblich an der Methodik der Energiebilanz

Baden-Württemberg. Diese Statistik weist für

Verbrauchergruppen den Stromverbrauch aus und

stellt daher eine methodisch gesicherte Datenbasis

dar.

2 Verarbeitendes Gewerbe und Bergbau

3 Basisinformation für die Ableitung der Entlastung von

der §19 StromNEV-Umlage, KWK-Umlage, Offshore-

Haftungsumlage, Lastabschaltungs-Umlage.

Neben dem reinen Stromverbrauch sind für die

Analyse der Strompreise des Produzierenden

Gewerbes 1F

2 sowie ausgewählter Verbrauchergruppen

im Sektor GHD insbesondere Daten

▪ zum Umsatz 2F

3,

▪ zur Bruttowertschöpfung 3F

4 und

▪ der gezahlten Bruttoeinkommen 4F

5 an die

Arbeitnehmer

von Bedeutung. Im Zusammenhang mit den

Wirtschaftszweigklassifikationen (WZ) der Jahre

4 Basisinformation für die Ableitung der Entlastungen

von der EEG-Umlage.

5 Basisinformation für die Ableitung der Höhe des

Spitzenausgleichs im Rahmen der Stromsteuer.

KOSTENBELASTUNG


2003 und 2008 können anhand der genannten

Größen die effektiven Entlastungs- bzw.

Befreiungstatbestände der staatlich induzierten

Strompreiskomponenten analysiert werden.

Ausgehend von den zur Verfügung stehenden

wirtschaftsstatistischen Informationen des Jahres

2016 für Baden-Württemberg sowie dem

Stromverbrauch im Verarbeitenden Gewerbe 2016

werden folgende Verbrauchergruppen analysiert:

▪ Ausgewählte Verbrauchergruppen des Sektors

GHD inkl. Baugewerbe 5F

6

▪ Produzierendes Gewerbe nach

Wirtschaftszweigen

Insbesondere für die Verbrauchergruppen des GHD-

Sektors ist die statistische Fundierung nur

unzureichend, sodass wirtschafts- und

energiestatistische Daten nicht in der Detailtiefe wie

für das Produzierende Gewerbe zur Verfügung

stehen. Für typische Verbraucher des Sektors

Gewerbe, Handel, Dienstleistung wurden daher

Annahmen getroffen, die die Verbraucher

charakterisieren (Stromverbrauch für kleine GHD-

Unternehmen bei 10 MWh, für große GHD-

Unternehmen bei 40 MWh).

In Tabelle 5 sind die relevanten Strukturdaten der

Verbrauchergruppen für Baden-Württemberg

aufgeführt. Für die Wirtschaftszweige

Kohlenbergbau (WZ 05), Gewinnung von Erdöl und

Erdgas (WZ 06), Erzbergbau (WZ 07) sowie

Dienstleistungen für den Bergbau und Gewinnung

von Steinen (WZ 09) waren im Jahr 2016 keine

6 Gemäß der Definition des § 3 Nr. 14 EEG 2012 gehört

das Baugewerbe nicht zum Produzierenden Gewerbe, in

der Definition nach § 2 Nr. 3 StromStG ist das

Baugewerbe Teil des Produzierenden Gewerbes.

wirtschaftlichen Aktivitäten zu verzeichnen.

Statistische Angaben für die Wirtschaftszweige

Tabakverarbeitung (WZ 12) und Kokerei und

Mineralölverarbeitung (WZ 19) sind infolge der

Geheimhaltungspflichten 6 F

7 nicht ausgewiesen.

Anhand der wirtschaftsstatistischen Grunddaten

[StaBu 2017a] [StaBu 2017b] sowie dem

Gesamtstromverbrauch [SLBW 2017] der

jeweiligen Verbrauchergruppe werden

durchschnittliche Verbraucher der

Verbrauchergruppen für Baden-Württemberg

abgeleitet und für die weitere Analyse der

Strompreise als Basis definiert.

Gewerbe, Handel und Dienstleistung (GHD)

Für das Baugewerbe wurden die Stromverbräuche

anhand eines durchschnittlichen nationalen Wertes

von 1.540 kWh je Beschäftigten [Schlomann 2015]

abgeleitet. Die durchschnittliche Beschäftigtenzahl,

Umsätze, Bruttowertschöpfung sowie die gezahlten

Bruttoeinkommen je Unternehmen dieser

Verbrauchergruppe basieren hingegen auf

wirtschaftsstatistisch gesicherten Grunddaten für

Baden-Württemberg.

Neben dem Baugewerbe wird der Sektor GHD durch

eine Vielzahl von Gewerbe-, Handels- und

Dienstleistungsunternehmen geprägt. Infolge der nur

unzureichenden Erfassung des Sektors und der

Verbrauchergruppen dieses Sektors konnten keine

Charakterisierungen anhand von

wirtschaftsstatistischen Grunddaten vorgenommen

werden. Um dennoch die Wirkung der

7 Primäre Geheimhaltung: Mindestfallzahl von drei

Unternehmen | Sekundäre Geheimhaltung: Ausschluss

der Rückrechenbarkeit

KOSTENBELASTUNG


Strompreiskomponenten auf diesen Sektor

darzustellen, wurden zwei typische Verbraucher

anhand des Stromverbrauchs, der Beschäftigten und

gezahlter Bruttoeinkommen definiert (siehe Tabelle

5 und Tabelle 6)

Produzierendes Gewerbe

33 Wirtschaftszweige repräsentieren das

Produzierende Gewerbe in Deutschland. In Baden-

Württemberg sind aus Gründen der Relevanz sowie

Geheimhaltung 6 Wirtschaftszweige statistisch nicht

erfasst.

Der Stromverbrauch eines durchschnittlichen

Unternehmens wurde auf Basis des

Gesamtstromverbrauches der Wirtschaftszweige des

Produzierenden Gewerbes gemäß Stromverbrauch

der Industrie in Baden-Württemberg im Jahr 2016

und der Anzahl der Betriebe der Wirtschaftszweige

ermittelt.

Zur weiteren Charakterisierung durchschnittlicher

Verbraucher je Wirtschaftszweig wurden die

durchschnittlichen Beschäftigten, Umsätze,

Bruttowertschöpfung (BWS) sowie die gezahlten

Bruttoeinkommen je Betrieb der Wirtschaftszweige

aus den wirtschaftsstatistischen Grunddaten

ermittelt. Die durchschnittlichen Verbraucher der

Wirtschaftszweige des Produzierenden Gewerbes

(ohne Baugewerbe) weisen eine deutliche Spanne

hinsichtlich der folgenden Merkmale auf.

▪ 291 bis 18.599 MWh Stromverbrauch je Betrieb

▪ 29 bis 777 Beschäftigte je Betrieb

▪ 5,5 bis 361,1 Mio. Euro Umsatz je Betrieb

▪ 2,0 bis 75,6 Mio. Euro BWS je Betrieb

▪ 1,2 bis 51,4 Mio. Euro gezahltes

Bruttoeinkommen je Betrieb

In Tabelle 5 sind die Grunddaten zu den Ver-

brauchergruppen und in Tabelle 6 zusammenfassend

die in der vorliegenden Analyse untersuchten

durchschnittlichen Verbraucher der Sektoren GHD

und Produzierendes Gewerbe dargestellt.

Die zuvor dargestellten Spannen bei einzelnen

Indikatoren zeigen, dass die typischen Verbraucher

(Durchschnittswert) die konkrete Situation eines

einzelnen Unternehmens nur eingeschränkt

widerspiegeln können. Dies gilt nicht nur für einen

Vergleich zwischen den Branchen, sondern auch für

Unternehmen unterschiedlicher Größe und

Energieintensität innerhalb einer Branche. Vor allem

durch Entlastungstatbestände bei umlagebasierten

Strompreiskomponenten – wie nachfolgend

erläutert – können auch innerhalb einer Branche

erhebliche Unterschiede bei konkreten

Einzelunternehmen im Vergleich zum ermittelten

typischen Verbraucher (Durchschnittswert) einer

Branche auftreten.

Ein wesentliches Kriterium zur Bewertung der

Inanspruchnahme von Entlastungen der

umlagebasierten Strompreiskomponenten sind die

Anteile der Stromkosten am Umsatz bzw. an der

Bruttowertschöpfung. Die Stromkosten wurden dazu

auf Basis statistischer verbrauchsabhängiger

Nettostrompreise (ohne Entlastungen bzw.

Vergünstigungen) für Deutschland [BNetzA 2016]

und des Stromverbrauchs des durchschnittlichen

Verbrauchers einer Verbrauchergruppe abgeleitet. In

Verbindung mit den wirtschaftsstatistischen

Grunddaten zu Umsatz und Bruttowertschöpfung

wurden die Stromkostenanteile am Umsatz und der

Bruttowertschöpfung für den durchschnittlichen

Verbraucher einer Verbrauchergruppe bestimmt

(siehe Tabelle 6). Die so ermittelten

KOSTENBELASTUNG


Stromkostenanteile als Durchschnittswert bilden die

Grundlage für die Zuordnung der durchschnittlichen

Verbraucher zu den Entlastungstatbeständen der

▪ KWK-Umlage,

▪ § 19 StromNEV-Umlage,

▪ Offshore-Haftungsumlage,

▪ Lastabschaltungs-Umlage und

▪ EEG-Umlage.

Ausschlaggebend für die Stromsteuerentlastung in

Sonderfällen (§ 10 StromStG – sog. Spitzen-

ausgleich) ist die Höhe der gezahlten

Rentenversicherungsbeiträge des Arbeitgebers. Für

die durchschnittlichen Verbraucher in Baden-

Württemberg wurden diese auf Basis statistisch

verfügbarer Angaben zu den gezahlten

Bruttoeinkommen und dem allgemeinen

Rentenversicherungssatz der Arbeitgeber von 9,35%

(2016) ermittelt.

Infolge fehlender statistischer Grunddaten zur

Bewertung bzw. Einschätzung von Teilaspekten von

Entlastungs- und Befreiungstatbeständen werden

bestimmte Entlastungstatbestände ausgeschlossen

(siehe Tabelle 7). Es handelt sich bei diesen

Tatbeständen im Wesentlichen um gänzliche

Befreiungen von der Stromsteuer und der

Netzentgelte, die nur bei bestimmten Vor-Ort-

Konstellationen eines Stromverbrauchers für Teile

des Stromverbrauchs in Anspruch genommen

werden können. Dazu zählen vornehmlich

▪ die Stromeigenerzeugung und die Nutzung des

eigenerzeugten Stroms in räumlicher Nähe einer

Stromerzeugungsanlage,

▪ der Betrieb bestimmter Produktionsprozesse 7F

8 und

▪ die Netznutzung8 F

9 bei bestimmten

Bezugscharakteristiken.

Es sei nochmals darauf verwiesen, dass die

folgenden Analysen auf den Charakteristika

durchschnittlicher Verbraucher innerhalb der

Verbrauchergruppen in Baden-Württemberg

aufbauen. Die dargestellten Ergebnisse gelten somit

nur für die durchschnittlichen Verbraucher. Dennoch

ermöglichen die Ergebnisse tendenzielle Aussagen

zu den aktuellen Entlastungs- bzw.

Belastungssituationen der untersuchten Ver-

brauchergruppen. Im Einzelfall 9F

10 werden jedoch die

staatlich induzierten Belastungen eines

Verbrauchers von der Belastung des durch-

schnittlichen Verbrauchers der Verbrauchergruppe

abweichen.

8 u.a. Elektrolyse, chemische Reduktionsverfahren,

Herstellung von Glas und Glaswaren, keramischen

Erzeugnissen, keramischen Wand- und Bodenfliesen,

Oberflächenveredlung und Wärmebehandlung jeweils

zum Schmelzen, Erwärmen, Warmhalten, Entspannen

(siehe § 9a StromStG)

9 u.a. hohe Gleichmäßigkeit der Stromabnahme

(Stromverbrauch > 10 GWh, Benutzungszeit > 7.000 h/a)

und Verbraucher mit atypischer Netznutzung (d. h. wenn

der Höchstlastbetrag des Letztverbrauchers vorhersehbar

und erheblich von der zeitgleichen Jahreshöchstlast in

dieser Netz- oder Umspannebene abweicht)

10 Sofern ein Betrieb bzw. Unternehmen einer

Verbrauchergruppe einen deutlich niedrigeren bzw.

höheren Stromverbrauch, Stromkostenanteil am Umsatz

und an der Bruttowertschöpfung sowie Beiträgern zur

Rentenversicherung gegenüber dem typischen

Verbraucher der Verbrauchergruppe aufweist.

KOSTENBELASTUNG


Tabelle 5 Grunddaten zu den Verbrauchergruppen im Jahr 2016 für Baden-Württemberg

Quelle: [StaBu 2017a], [StaBu 2017b], Darstellung IE Leipzig

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KOSTENBELASTUNG


Tabelle 6 Charakterisierung durchschnittlicher Verbraucher nach Branchen in Baden-Württemberg im Jahr 2016

[SLBW 2017] [Eurostat 2017] [StaBu 2017a] [StaBu 2017b], Berechnung und Darstellung IE Leipzig

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KOSTENBELASTUNG


Tabelle 7 Berücksichtigte Entlastungs- und Befreiungstatbestände im Rahmen der Strompreisanalyse

[KWKG 2015] [StromNEV 2015] [EnWG 2016] [EEG 2014] [StromStG 2015] [KAV 2006], [AbLaV 2016], Zusammenstellung und Darstellung IE Leipzig

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KOSTENBELASTUNG


Strompreise durchschnittlicher Verbraucher in den Verbrauchergruppen

Im Folgenden werden die Preisbestandteile

zusammenfassend nach den staatlich induzierten

Strompreiskomponenten und den Kosten für

Transport, Beschaffung und Vertrieb inkl. Marge

aufgeführt.

Die staatlich induzierten Preisbestandteile des

Strompreises setzen sich im Jahr 2016 aus den

folgenden Komponenten zusammen:

▪ KWK-Umlage

▪ § 19 StromNEV-Umlage

▪ Offshore-Haftungsumlage

▪ Lastabschaltungs-Umlage 10F

11

▪ EEG-Umlage 11F

12

▪ Stromsteuer

▪ Konzessionsabgabe

Den größten Einfluss bei den staatlich induzierten

Preisbestandteilen haben bei allen

Verbrauchergruppen die EEG-Umlage und die

Stromsteuer (Abbildung 84). Für Verbraucher des

GHD-Sektors ist zudem die Konzessionsabgabe ein

wesentlicher Preisbestandteil. Die KWK-Umlage,

§ 19 StromNEV-Umlage und die Offshore-

Haftungsumlage haben für alle Verbrauchergruppen

den geringsten Einfluss auf die Summe der staatlich

induzierten Preisbestandteile.

Aus Abbildung 84 geht hervor, dass viele der

durchschnittlichen Verbraucher in Baden-

11 Im Jahr 2016 wurde keine Umlage erhoben, da § 19 S.

2 AbLaV in der bis zum 31.12.2015 gültigen Fassung

vorsah, dass die Verordnung zum 01.01.2016 außer Kraft

tritt. Da zum Zeitpunkt der Umlageveröffentlichung für

das Jahr 2016 (am 15. Oktober 2015) keine

Verlängerung der bestehenden Verordnung beabsichtigt

und ebenfalls keine neue Verordnung mit Inkrafttreten

zum 01.01.2016 absehbar war, wurde von den ÜNB für

Württemberg nur in geringem Maße von den

Entlastungsregelungen bei den staatlich induzierten

Strompreiskomponenten profitieren. Einzig die

durchschnittlichen Verbraucher der

Verbrauchergruppen

▪ Metallerzeugung und -bearbeitung (WZ 24),

▪ Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus

(WZ 17) sowie

▪ Gewinnung von Steinen und Erden, sonstiger

Bergbau (WZ 08)

können von signifikanten Entlastungen im Jahr

2016, insbesondere von der EEG-Umlage und der

Stromsteuer, profitieren.

Fazit zur Wirkung der staatlich induzierten

Preisbestandteile im Jahr 2016:

▪ Bis zu einem Stromverbrauch von 1 GWh/a sind

keine Entlastungen von den staatlich induzierten

Umlage-Preisbestandteilen möglich.

▪ Der Entlastungstatbestand „Anteil der

Stromkosten am Umsatz größer 4 %“ hat für das

Produzierende Gewerbe unabhängig von der Höhe

des Stromverbrauches keine maßgebliche

Entlastungswirkung, da mit diesem

Entlastungstatbestand nur unwesentliche Umlagen

(KWK-Umlage, § 19 StromNEV-Umlage,

Offshore-Haftungsumlage) reduziert werden

können.

das Jahr 2016 keine AbLaV-Umlage veröffentlicht und

erhoben.

12 Ohne die Berücksichtigung der Übergangs- und

Härtefallbestimmungen zur BesAR gemäß § 103 EEG

2014

KOSTENBELASTUNG


▪ Signifikante Entlastungen können vom

Produzierenden Gewerbe vor allem durch die

Erfüllung des Entlastungstatbestandes „Anteil der

Stromkosten an der Bruttowertschöpfung größer

17 %“ erreicht werden. Bei Erfüllung des

Entlastungstatbestandes reduziert sich mit

zunehmendem Stromverbrauch die effektiv zu

zahlende EEG-Umlage.

▪ Entsprechend der statistischen Auswertung auf

Basis durchschnittlicher Verbraucher können

tendenziell die Wirtschaftszweige „Gewinnung

von Steinen und Erden, sonstiger Bergbau (WZ

08)“, Herstellung von Papier, Pappe und Waren

daraus (WZ 17)“ und „Metallerzeugung und -

bearbeitung (WZ 24)“ in Baden-Württemberg von

den Entlastungen nach § 64 EEG 2014 profitieren.

▪ Infolge der festen, statischen

Entlastungsvoraussetzung (Stromkostenanteil an

der Bruttowertschöpfung mindestens 17 % oder

Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung

mindestens 20 % und Stromverbrauch mindestens

1 GWh/a) und durch die damit einhergehende

effektiv zu zahlenden EEG-Umlage können

deutliche Wettbewerbsverzerrungen 12 F

13 zwischen

Unternehmen eines Wirtschaftszweiges auftreten.

Die umlagesystematisch induzierten

Wettbewerbsverzerrungen des EEG werden mit

zunehmendem Stromverbrauch größer.

▪ Die effektiv zu zahlende Stromsteuer unter

Berücksichtigung der § 9b und § 10 StromStG ist

für Unternehmen umso niedriger, je geringer die

Arbeitskosten und je höher der Stromverbrauch

13 Bei einem Stromverbrauch von 10 GWh beträgt im

Jahr 2016 beispielsweise der Vorteil eines Unternehmens

mit einem Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung

von 17 % gegenüber einem Unternehmen mit einem

eines Unternehmens sind. Davon profitieren

insbesondere die Wirtschaftszweige 08, 17, 23 und

24 des Produzierenden Gewerbes in Baden-

Württemberg.

▪ Ein Großteil der durchschnittlichen Verbraucher in

Baden-Württemberg profitiert nur in geringem

Maße von den existierenden

Entlastungsregelungen. Innerhalb der

verschiedenen Wirtschaftszweige können sich hier

jedoch erhebliche Unterschiede ergeben, die bei

der Betrachtung von Durchschnittswerten nicht

erkennbar sind.

Die Kosten für Transport, Beschaffung und

Vertrieb (inklusive Marge) setzen sich im Jahr 2016

aus den folgenden Komponenten zusammen:

▪ Netzentgelte 13F

14 inkl. Messstellenbetrieb, Messung

und Abrechnung

▪ Beschaffung und Vertrieb (inkl. Marge)

Die Analyse erfolgte für die Netzentgelte auf

Grundlage einer speziell für Baden-Württemberg

entwickelten Kostenfunktion [SMWA 2013]. Die

Netzentgelte sind dabei anhängig von der

Jahresstrommenge und der Jahreshöchstleistung.

Die Kostenfunktion für Beschaffung und Vertrieb

(inkl. Marge) basiert hingegen auf bundesdeutschen

Durchschnittswerten (in Abhängigkeit der

Abnahmemenge).

Im Allgemeinen nehmen die spezifischen Kosten für

Transport, Beschaffung und Vertrieb (inklusive

Marge) mit zunehmendem Stromverbrauch ab.

Stromkostenanteil unter 17 % etwa 4,9 €ct/kWh (EEG-

Umlageentlastung von ca. 0,49 Mio. Euro/a).

14 Ohne Berücksichtigung einer Entgeltbefreiung für hohe

Gleichmäßigkeit nach § 19 (2) S.2 StromNEV und

individuelles Netzentgelt nach § 19 (2) S.1 StromNEV.

KOSTENBELASTUNG


Demzufolge sind die Kosten der stromintensiven

durchschnittlichen Verbraucher der

Verbrauchergruppen



(WZ 17) sowie

▪ Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen

(WZ 29)

deutlich niedriger im Vergleich zu den anderen

Verbrauchergruppen des Produzierenden Gewerbes.

Die Verbraucher des Sektors GHD sehen sich mit

den höchsten spezifischen Kosten konfrontiert (siehe

Abbildung 85).

Mit zunehmendem Stromverbrauch nimmt der

Anteil der Beschaffungskosten an den gesamten

Kosten für Transport, Beschaffung und Vertrieb

(inkl. Marge) zu. D.h. für die Verbraucher mit einem

hohen Stromverbrauch sind die Beschaffungskosten

der wesentliche Faktor für Preisoptimierungen.

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 84 Staatlich induzierte Strompreisbestandteile unter Berücksichtigung der Entlastungstatbestände für

durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg 2016

Quelle: [KWKG 2015] [StromNEV 2015] [EnWG 2016] [EEG 2014] [StromStG 2015] [StromStV 2013] [AbLaV 2016] [SGB 2013] [KAV 2006] [SLBW 2017] [StaBu 2017a] [StaBu 2017b] [StaBu 2017c] [ÜNB 2016a] [ÜNB 2016b] [ÜNB 2016c] [ÜNB 2016d] Berechnung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen

GK Gewerbe, Handel, Dienstleistungen klein

GG Gewerbe, Handel, Dienstleistungen groß

41 Baugewerbe Hochbau

42 Baugewerbe Tiefbau

08 Gewinnung von Steinen und Erden, sonstiger Bergbau

10 Herstellung von Nahrungs- und Futtermitteln

11 Getränkeherstellung

13 Herstellung von Textilien

14 Herstellung von Bekleidung

15 Herstellung von Leder, Lederwaren und Schuhen

16 H.v. Holz-, Flecht-, Korb-u.Korkwaren (ohne Möbel)

17 Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus

18 H.v. Druckerz., Vervielf.v.Ton-,Bild-,Datenträgern

20 Herstellung von chemischen Erzeugnissen

21 Herstellung von pharmazeutischen Erzeugnissen

22 Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren

23 H.v.Glas,-waren,Keramik,Verarb. v.Steinen u.Erden

24 Metallerzeugung und -bearbeitung

25 Herstellung von Metallerzeugnissen

26 H.v. DV-Geräten, elektron. u. opt. Erzeugnissen

27 Herstellung von elektrischen Ausrüstungen

28 Maschinenbau

29 Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen

30 Sonstiger Fahrzeugbau

31 Herstellung von Möbeln

32 Herstellung von sonstigen Waren

33 Reparatur u.Installation von Masch.u.Ausrüstungen

[in Euro ct/kWh]

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KWK-Umlage §19 StromNEV-Umlage

Offshore-Haftungsumlage Lastabschaltungs-Umlage

Konzessionsabgabe EEG-Umlage

Stromsteuer (inkl. § 9b & § 10 StromStG) Umlagen, Abgaben und Steuern exkl. USt

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 85 Spezifische Kosten für Transport, Beschaffung und Vertrieb (inkl. Marge) für durchschnittliche

Verbraucher in Baden-Württemberg 2016

[BNetzA 2016] [SLBW 2017] Berechnung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen






















28 Maschinenbau






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Beschaffung, Vertrieb und Marge

Netzentgelte inkl. Messtellenbetrieb, Messung, Abrechnung

Kosten für Transport, Beschaffung und Vertreib (inkl. Marge) exkl. USt

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 86 Nettostrompreis für durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg 2016

[KWKG 2015] [StromNEV 2015] [EnWG 2016] [EEG 2014] [StromStG 2015] [StromStV 2013] [AbLaV 2016] [SGB 2013] [KAV 2006] [SLBW 2017] [BNetzA 2016] [StaBu 2017a] [StaBu 2017b] [StaBu 2017c] [ÜNB 2016a] [ÜNB 2016b] [ÜNB 2016c] [ÜNB 2016d] [ÜNB 2016e] [ÜNB 2016f] Berechnung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen






















28 Maschinenbau






[in Euro ct/kWh]

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Beschaffung, Vertrieb und Marge Netzentgelte inkl. Messstellenbetrieb, Messung, Abrechung

Umlagen und Abgaben (ohne EEG-Umlage) EEG-Umlage

Stromsteuer Nettostrompreis exkl. USt

KOSTENBELASTUNG


Fazit zu den Preisanteilen für Transport,

Beschaffung und Vertrieb für durchschnittliche

Verbraucher im Jahr 2016:

▪ Das Strompreisniveau für Base- und

Peakloadprodukte im Spothandel und am

Terminmarkt üben in Verbindung mit den

Beschaffungs- und Risikostrategien der

Stromversorger den größten Einfluss auf die

Beschaffungskosten aus [EB 2013] [BME 2012].

Stromintensive Unternehmen sind zudem häufig

selbst am Großhandelsmarkt aktiv.

▪ Beschaffungsstrategien der Stromversorger sind

aus Gründen der Risikominimierung in der Regel

langfristig ausgerichtet. Demzufolge wirken sich

kurzfristig ändernde Börsenstrompreise nur

abgeschwächt auf die Beschaffungskosten aus.

Stromversorger können daher sich ändernde

Börsenstrompreise erst mit einem zeitlichen

Verzug, in Abhängigkeit von der

Beschaffungsstrategie, an die Stromkunden

weitergeben [EB 2013].

▪ Im Allgemeinen gilt: Je höher der Stromverbrauch

desto niedriger fallen die spezifischen Kosten für

den Transport aus. In Einzelfällen können

aufgrund besonderer Charakteristika eines

Verbrauchers (Leistungsmessung, Jahresarbeit,

Leistungsmittelwert, Netzebene,

Jahresbenutzungsdauer) deutlich niedrigere oder

höhere Transportkosten auftreten.

▪ Die typischen Verbraucher der Wirtschaftszweige

„Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus

(WZ 17)“, „Metallerzeugung und -bearbeitung

(WZ 24)“ und „Herstellung von Kraftwagen und

Kraftwagenteilen (WZ 29)“ in Baden-

Württemberg wenden tendenziell die niedrigsten

spezifischen Kosten für Transport, Beschaffung

und Vertrieb (inkl. Marge) auf.

Aus der Zusammenfassung der staatlich induzierten

Strompreiskomponenten und den Kosten für

Transport, Beschaffung und Vertrieb (inkl. Marge)

resultieren die Nettostrompreise der

durchschnittlichen Verbraucher in Baden-

Württemberg (siehe Abbildung 86).

Die geringsten Nettostrompreise in Baden-

Württemberg zahlen die durchschnittlichen

Verbraucher der Verbrauchergruppen


(WZ 17),

▪ Metallerzeugung und -bearbeitung (WZ 24) und


Bergbau (WZ 08).

Aufgrund ihres hohen Stromverbrauchs profitieren

diese zum einen von den niedrigen spezifischen

Kosten für Transport und Beschaffung und zum

anderen von den vielfältigen Entlastungs-

regelungen. Können keine oder nur wenige

Entlastungen geltend gemacht werden, so liegt der

staatlich induzierte Anteil am Strompreis im Jahr

2016 in den Branchen des produzierenden Gewerbes

in etwa bei 47 bis 56 %.

Ausgehend vom Basisfall der Strompreisanalyse

(Abbildung 86) zeigt die Abbildung 87 die mögliche

Spannweite der Strompreise innerhalb eines

Wirtschaftszweigs in Abhängigkeit der

Entlastungstatbestände „Anteil der Stromkosten an

der Bruttowertschöpfung größer 17 %“ und „Anteil

der Stromkosten am Umsatz größer 4 %“.

Unterschiede bei der Stromsteuer werden nicht

berücksichtigt.

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 87 Spanne der Nettostrompreise innerhalb eines Wirtschaftszweiges in Baden-Württemberg in

Abhängigkeit von der Erfüllung der Entlastungsbedingungen 2016

[KWKG 2015] [StromNEV 2015] [EnWG 2016] [EEG 2014] [StromStG 2015] [StromStV 2013] [SGB 2013] [KAV 2006] [SLBW 2017] [BNetzA 2016] [StaBu 2017a] [StaBu 2017b] [StaBu 2017c] [ÜNB 2016a] [ÜNB 2016b] [ÜNB 2016c] [ÜNB 2016d] [ÜNB 2016e] [ÜNB 2016f] Berechnung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen






















28 Maschinenbau






[in Euro ct/kWh]

WZ 08

GH

DP

rod

uzi

ere

nd

es

Ge

we

rbe

0 5 10 15 20 25 30

Spanne der Nettostrompreise durchschnittlicher Verbraucher in Abhängigkeit der Erfüllungvon Entlastungsbedingungen

Nettostrompreis durchschnittlicher Verbraucher in Baden-Wüttemberg (Basisfall der Analyse)

KOSTENBELASTUNG


Stromkostenbelastung der Wirtschaft

Neben der ausschließlichen Analyse der Strompreise

der durchschnittlichen Verbraucher der

Verbrauchergruppen (siehe Abbildung 86) ist es zur

Schaffung einer verlässlichen Diskussionsgrundlage

wichtig, die Kostenbelastungen einzelner

Verbrauchergruppen zu kennen. Daher werden für

die Wirtschaftszweige die aufgewendeten

durchschnittlichen Ausgaben für Strom dem

Umsatz, der Bruttowertschöpfung und den

Beschäftigten gegenübergestellt.

In vielen Wirtschaftszweigen in Baden-

Württemberg sind die effektiven Stromkosten unter

Berücksichtigung der Entlastungstatbestände für

einen durchschnittlichen Verbraucher gemessen am

Umsatz relativ gering und haben nur eine geringe

ökonomische Bedeutung. Ausnahmen bilden

stromintensive Verbrauchergruppen wie


Bergbau (WZ 08) und

▪ Herstellung von Glas, Glaswaren, Keramik

Verarbeitung von Steinen und Erden (WZ 23)

deren Stromkostenanteil am Umsatz über 4 % liegt

(siehe Abbildung 88). Sehr geringe Anteile der

Stromkosten am Umsatz von unter 1 % sind

beispielsweise in den Wirtschaftszweigen

▪ Baugewerbe Hochbau (WZ 41),

▪ Maschinenbau (WZ 28),

▪ Herstellung von Kraftwagen und

Kraftwagenteilen (WZ 29) und

▪ Reparatur und Installation von Maschinen und

Ausrüstungen (WZ 33)

zu verzeichnen.

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 88 Effektiver Stromkostenanteil am Umsatz für durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg 2016


Ein ähnliches Bild resultiert aus der Betrachtung der

effektiven Stromkosten unter Berücksichtigung der

Entlastungstatbestände im Verhältnis zur

Bruttowertschöpfung (siehe Abbildung 89). Für

einen durchschnittlichen Verbraucher ist der

Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung

relativ gering. Ausnahmen bilden die

stromintensiven Verbrauchergruppen

Verbrauchergruppe






















28 Maschinenbau






[in Prozent]

Private HaushalteGewerbe, Handel, DienstleistungenProduzierendes Gewerbe

* außer GK und GGWZ Wirtschaftszweigklassifikation

WZ 08

GH

DP

rod

uzi

ere

nd

es

Ge

we

rbe

0,5

1,7

4,7

1,7

1,9

2,0

0,4

0,6

2,4

3,2

2,8

1,9

0,8

2,6

4,3

2,3

2,2

0,7

0,7

0,7

0,7

0,5

1,1

0,9

0,3

0 1 2 3 4 5

Anteil der Stromkosten am Umsatz(inkl. Entlastungstatbestände)

KOSTENBELASTUNG



(WZ 17),

▪ Herstellung von Glas, Glaswaren, Keramik,

Verarbeitung von Steinen u. Erden (WZ 23),



Bergbau (WZ 08) sowie

▪ Herstellung von Holz-, Flecht-, Korb- u.

Korkwaren (ohne Möbel) (WZ 16)

deren Stromkostenanteil an der

Bruttowertschöpfung auch unter Berücksichtigung

der Entlastungstatbestände 10 % übersteigt.

Insgesamt zeigt die Analyse der

Stromkostenbelastung durchschnittlicher

Verbraucher in unterschiedlichen Branchen also,

dass der Stromkostenanteil an der

Bruttowertschöpfung in der Mehrzahl der Branchen

mit unter 5 % relativ niedrig ist. Nur in den Branchen

Papier, Herst. von Glas, -waren, Keramik,

Verarbeitung von Steinen u. Erden, Metallerzeugung

und -bearbeitung sowie Gewinnung von Steinen und

Erden, sonstiger Bergbau liegt der Stromkostenanteil

an der Bruttowertschöpfung klar über 10%.

Bei der Interpretation der Ergebnisse muss

berücksichtigt werden, dass die Berechnungen auf

Grundlage von durchschnittlichen

Branchenunternehmen nur tendenzielle Aussagen

zur branchentypischen Kostenbelastung und der

Verfügbarkeit von Entlastungstatbeständen

zulassen. In der Realität liegen jedoch innerhalb der

Branchen erhebliche Unterschiede bei den

tatsächlichen Stromkosten vor, die mit dieser

Analyse nicht dargestellt werden können.

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 89 Effektiver Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung durchschnittlicher Verbraucher in Baden-

Württemberg 2016


Verbrauchergruppe






















28 Maschinenbau






[in Prozent]

Private HaushalteGewerbe, Handel, DienstleistungenProduzierendes Gewerbe

WZ Wirtschaftszweigklassifikation

WZ 08

GH

DP

rod

uzi

ere

nd

es

Ge

we

rbe

0,9

1,1

13,3

9,0

5,2

6,6

1,4

2,9

10,8

12,6

8,0

7,6

2,5

8,3

13,3

11,9

6,0

2,0

2,3

2,3

3,3

1,9

3,3

2,4

1,0

0 5 10 15

Anteil der Stromkosten an der Bruttowertschöpfung(inkl. Entlastungstatbestände)

KOSTENBELASTUNG


Abnahmestellen

Im Folgenden Abschnitt werden die aktuellen

Zahlen zum Umfang der privilegierten

Abnahmestellen sowie der privilegierten

Strommenge im Rahmen der „Besonderen

Ausgleichsregelung“ (BesAR) im EEG (§ 64 und §

65) dargestellt.

Seit Einführung der BesAR mit dem EEG-

Änderungsgesetz vom 16. Juli 2003 stiegen die

Anzahl privilegierter Abnahmestellen und die

BesAR-Strommengen kontinuierlich, wobei die

durchschnittlich abgenommene Strommenge pro

Unternehmen deutlich gesunken ist. Einerseits kann

dies mit der stetigen Verringerung der zur

Privilegierung notwendigen Stromkostenintensität

und andererseits mit der Verringerung des

notwendigen Mindeststromverbrauchs erklärt

werden.

Im Jahr 2017 sind in Deutschland 2.753

Abnahmestellen mit 106 TWh (etwa 42 % des

Stromverbrauchs der Industrie und des

Verkehrssektors) im Rahmen der besonderen

Ausgleichsregelung privilegiert. Mit Blick auf die

Verteilung auf Landesebene zeigt sich, dass sich die

privilegierte Strommenge vor allem in

Bundesländern mit großen Industriestandorten

konzentriert.

Mit einer privilegierten Strommenge von rund 6,5

TWh an 264 Abnahmestellen hat Baden-

Württemberg (etwa 28 % des Stromverbrauchs der

Industrie und des Verkehrssektors) einen

vergleichsweise geringen Anteil (ca. 6,1 % am

Stromverbrauch und ca. 9,6 % an den

Abnahmestellen) am gesamten Umfang der

privilegierten Strommenge und Abnahmestellen.

Auffallend ist, dass die begünstigten Unternehmen

in Baden-Württemberg im Durchschnitt kleiner

und/oder weniger stromintensiv (Ø 24,5 GWh/a)

sind als im Bundesdurchschnitt (Ø 38,4 GWh/a).

Die Verteilung der Abnahmestellen mit positivem

Begrenzungsbescheid auf die einzelnen Branchen in

Baden-Württemberg ist in Abbildung 90 dargestellt.

Bezogen auf alle Abnahmestellen des

produzierenden Gewerbes in Baden-Württemberg

haben die privilegierten Abnahmestellen nur einen

geringen Anteil (ca. 2,9 %). Der Anteil der

Abnahmestellen mit positivem

Begrenzungsbescheid in Baden-Württemberg an den

gesamten Abnahmestellen in Baden-Württemberg

ist nach Branchen in Abbildung 91 dargestellt.

Insgesamt zeigt sich, dass nur wenige

Abnahmestellen in Baden-Württemberg von der

EEG-Umlage entlastet werden. Am höchsten ist der

Anteil in der Branche Metallerzeugung und -

bearbeitung (WZ 24).

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 90 Begünstigte Abnahmestellen der besonderen Ausgleichsregelung nach § 64 und § 65 EEG in Baden-

Württemberg und Deutschland im Jahr 2017

[BAFA 2017a], Auswertung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen

Anzahl BesAR-Abnahme-

stellen DE


stellen BW

05 Kohlenbergbau 21 0

06 Gewinnung von Erdöl und Erdgas 24 0

07 Erzbergbau 3 0

08 Gewinnung von Steinen und Erden, sonstiger Bergbau 169 23

10 Herstellung von Nahrungs- und Futtermitteln 390 29

11 Getränkeherstellung 40 4

13 Herstellung von Textilien 62 6

14 Herstellung von Bekleidung 2 0

15 Herstellung von Leder, Lederwaren und Schuhen 3 1

16 H.v. Holz-, Flecht-, Korb-u.Korkwaren (ohne Möbel) 126 22

17 Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus 114 20

18 H.v. Druckerz., Vervielf.v.Ton-,Bild-,Datenträgern 29 5

19 Kokerei und Mineralölverarbeitung 15 1

20 Herstellung von chemischen Erzeugnissen 280 11

21 Herstellung von pharmazeutischen Erzeugnissen 1 0

22 Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren 364 35

23 H.v.Glas,-waren,Keramik,Verarb. v.Steinen u.Erden 282 22

24 Metallerzeugung und -bearbeitung 306 23

25 Herstellung von Metallerzeugnissen 202 37

26 H.v. DV-Geräten, elektron. u. opt. Erzeugnissen 27 1

27 Herstellung von elektrischen Ausrüstungen 22 1

28 Maschinenbau 14 0

29 Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen 26 2

31 Herstellung von Möbeln 5 0

38 Rückgewinnung sortierter Werkstoffe 89 12

49 Landverkehr und Transport in Rohrfernleitungen 137 9

Σ Summe Entlastungen nach §64 & §65 EEG 2014 2753 264

Pro

du

zie

ren

de

s G

ew

erb

e

WZ 08

100

100

100

86

93

90

90

100

67

83

82

83

93

96

100

90

92

92

82

96

95

100

92

100

87

93

90

14

7

10

10

33

17

18

17

7

4

10

8

8

18

4

5

8

13

7

10

0% 50% 100%

Anteil nicht-baden-württembergischer Abnahmestellen an der Entlastung nach §64 & §65 EEG

Anteil baden-württembergischer Abnahmestellen an der Entlastung nach §64 & §65 EEG

KOSTENBELASTUNG


Abbildung 91 Anteil der begünstigten Abnahmestellen der besonderen Ausgleichsregelung nach § 64 EEG an allen

Abnahmestellen in Baden-Württemberg 2017

[StaBu 2017a], [BAFA 2017a], Auswertung und Darstellung IE Leipzig

Verbrauchergruppen

Anzahl Abnahmestellen

BW


stellen BW

08 Gewinnung von Steinen und Erden, sonstiger Bergbau 157 23

10 Herstellung von Nahrungs- und Futtermitteln 805 29

11 Getränkeherstellung 92 4

13 Herstellung von Textilien 124 6

14 Herstellung von Bekleidung 50 0

15 Herstellung von Leder, Lederwaren und Schuhen 17 1

16 H.v. Holz-, Flecht-, Korb-u.Korkwaren (ohne Möbel) 211 22

17 Herstellung von Papier, Pappe und Waren daraus 164 20

18 H.v. Druckerz., Vervielf.v.Ton-,Bild-,Datenträgern 207 5

20 Herstellung von chemischen Erzeugnissen 201 11

21 Herstellung von pharmazeutischen Erzeugnissen 50 0

22 Herstellung von Gummi- und Kunststoffwaren 560 35

23 H.v.Glas,-waren,Keramik,Verarb. v.Steinen u.Erden 342 22

24 Metallerzeugung und -bearbeitung 136 23

25 Herstellung von Metallerzeugnissen 1586 37

26 H.v. DV-Geräten, elektron. u. opt. Erzeugnissen 420 1

27 Herstellung von elektrischen Ausrüstungen 534 1

28 Maschinenbau 1483 0

29 Herstellung von Kraftwagen und Kraftwagenteilen 290 2

30 Sonstiger Fahrzeugbau 42 0

31 Herstellung von Möbeln 167 0

Σ Summe Entlastungen nach §64 & §65 EEG 2014 8482 243

Pro

du

zie

ren

de

s G

ew

erb

e

WZ 08

85

96

96

95

100

94

90

88

98

95

100

94

94

83

98

100

100

100

99

100

100

97

15

4

4

5

6

10

12

2

5

6

6

17

2

1

3

0% 50% 100%

Anteil baden-württembergischer Abnahmestellen ohne Entlastung nach §64 EEG

Anteil baden-württembergischer Abnahmestellen mit Entlastung nach §64 EEG

ÖL


7.1 Rohöl und Heizöl

Um zukünftige Erdölpreise zu prognostizieren, wird

auf die Daten der Chicagoer Mercantile Exchange

zurückgegriffen [CME 2018]. Die dort gehandelten

Futures für Rohöl bilden weltweite Preise ab und

gelten in der Tendenz auch für Europa und damit für

Baden-Württemberg. Wie in Abbildung 92 zu sehen,

ergibt sich aufgrund der derzeitigen Börsenwerte bis

2024 wieder ein leicht absinkender Rohölpreis,

nachdem Anfang 2016 ein Tiefpunkt erreicht wurde

und die Preise im Jahr 2017 wieder stark gestiegen

waren. Die künftigen Preistendenzen für den

Rohölmarkt spiegeln die gegenwärtige Einschätzung

der Marktteilnehmer wider. Diese Preistendenzen sind

allerdings mit großen Unsicherheiten verbunden, da

vor allem politische (Krisen-)Ereignisse in wichtigen

Rohölförderregionen oder -ländern zu

Preisausschlägen nach oben führen und nicht vorab

prognostiziert werden können.

Da Heizöl ein Destillationsprodukt des Rohöls ist,

kann dessen zukünftige Preisentwicklung von der des

Rohölpreises abgeleitet werden. Wie bereits in Kapitel

2.1.2 dargelegt, folgt die Preisentwicklung des Heizöls

der des Rohöls sehr rasch, wobei sich der Heizölpreis

aber nicht direkt proportional zu den Rohölpreisen

entwickelt. In den Jahren 2000 bis 2015 hat sich die

Relation zwischen Rohöl- und Heizölpreis

(unversteuert) kontinuierlich verändert, da der übrige

Anteil der Wertschöpfung durch steigende

Importpreise an Gewicht verlor. Absolut stieg der

Betrag für diesen Anteil seit 2000 jedoch an, im Jahr

2008 wurde der höchste Wert erreicht. Künftig wird

mit um rund 1,6 % jährlich steigenden Kosten

gerechnet. Diese Steigerung entspricht dem sich

abzeichnenden Trend aus der Vergangenheit (1991 bis

2015), während die Mineralölsteuer mit 6,14 €/100 l

für die zukünftigen Jahre als unverändert angenommen

wird.

Damit folgt der Heizölpreis in leicht abgeschwächter

Form dem Rohölpreis: Der Rückgang der Rohölpreise

von 2015 bis 2016 und der Wiederanstieg auf nahezu

dasselbe Niveau wie 2015 im Jahr 2017 zeigt sich

analog auch bei den Heizölpreisen.

Der Zugriff auf die Website der CME Group erfolgte

am 9. März 2018, weshalb der Settle-Wert vom April

2018 (62,04 USD/Barrel) zu dem vom April 2025

(52,22 USD/Barrel) ins Verhältnis gesetzt wird.

Daraus ergibt sich eine Absenkung des nominalen

Rohölpreises bis zum Jahr 2024 gegenüber 2017 von

ca. 16 % (real 25 %), während sich bei den nicht-

gewerblichen Heizölpreisen daraus eine Preissenkung

um knapp 19 % (real 28 %) gegenüber 2017 ergibt.

7 Öl

In diesem Kapitel werden die für die Zukunft prognostizierten Preisentwicklungen für Rohöl,

Heizöl, Superbenzin und Diesel bis zum Jahr 2024 dargestellt und erläutert.

Teil C – Prognose der Preisentwicklung bis 2024

ÖL


Abbildung 92 Prognose der nominalen und realen Einfuhrpreise für Rohöl und der Heizölpreise für Haushalte in

Deutschland bis 2024

[BMWi 2018], [CME 2018] Darstellung: IE Leipzig Die Werte entsprechen dem jeweiligen Jahresdurchschnittswert. Reale Preise mit Preisbasis 2010, Berechnung für Einfuhrpreise mit BIP-Deflator, für Heizölpreise mit VPI Berechnung und Darstellung: IE Leipzig

7.2 Kraftstoffe

Zur Prognose der Kraftstoffpreise wurden als

Grundlage – wie beim Heizöl – die Rohölpreise

verwendet. Als zweite Komponente der

Kraftstoffpreise wurde die Entwicklung der

Differenzkosten zwischen Rohölpreis und

unversteuertem Kraftstoffpreis (Aufwand für

Raffinerie, Transport, Beimischung von

Biokraftstoffen, Vertrieb und Marge) betrachtet.

Dieser Preisbestandteil ist in den letzten Jahren – bei

einigen Schwankungen – im Trend deutlich gestiegen.

Für die Prognose der zweiten Komponente wurde das

durchschnittliche Niveau für 2015 bis 2017 angesetzt.

Damit ergeben sich die in Abbildung 93 dargestellten

Prognosewerte der Bruttopreise. Die erwartete

Preissenkung ab 2017 folgt den prognostizierten

Rohölpreisen.

Verglichen mit dem Preisniveau von 2017 werden

gemäß [CME 2018] die nominalen Benzinpreise im

Jahr 2024 um 11 % sowie die Dieselpreise um rund 12

% niedriger und damit sogar unterhalb des

Preisniveaus von 2016 liegen. Dieses Ergebnis gilt

jedoch nur unter der Annahme, dass die aktuell

gehandelten Rohöl-Futures für die kommenden Jahre

auch den später tatsächlich realisierten

Großhandelspreisen entsprechen.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Heizöl leicht nominal (inkl. Steuern) 40,8 38,5 35,1 36,5 40,6 53,6 59,3 58,6 77,1 53,5 65,5 81,6 88,8 83,5 76,9 59,2 49,2 57,0 53,7 52,5 51,3 50,0 48,8 47,5 46,3

Einfuhrpreise nominal 20,1 17,8 16,9 16,8 19,6 27,8 33,5 34,4 42,8 28,7 39,4 52,4 56,8 54,0 49,1 31,5 24,7 31,1 30,4 29,7 29,0 28,3 27,6 26,9 26,2

Heizöl leicht real 47,6 44,0 39,7 40,7 44,6 57,9 63,2 61,0 78,2 54,1 65,5 79,9 85,3 79,0 72,2 55,4 45,8 52,2 48,3 46,4 44,6 42,8 41,0 39,3 37,6

Einfuhrpreise real 22,4 19,6 18,4 18,0 20,8 29,3 35,2 35,6 43,9 28,9 39,4 51,8 55,4 51,6 46,1 29,0 22,4 27,8 26,8 25,7 24,7 23,7 22,7 21,7 20,8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

[Eu

ro/1

00

l]

ÖL


Abbildung 93 Prognose der Preise für Diesel und Superbenzin sowie Einfuhrpreise für Rohöl nominal und real bis

2024 in Deutschland

[BMWi 2018], [CME 2018] Darstellung: IE Leipzig. Preise für Superbenzin und Diesel einschließlich MWSt. Die Werte entsprechen dem jeweiligen Jahresdurchschnitt; Preisbasis der Inflationsbereinigung: 2010.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Superbenzin real (einschl. Steuern) 1,19 1,17 1,18 1,22 1,25 1,32 1,38 1,40 1,42 1,30 1,42 1,53 1,59 1,51 1,44 1,31 1,21 1,26 1,28 1,23 1,18 1,13 1,08 1,04 0,99

Superbenzin nominal (einschl. Steuern) 1,02 1,02 1,05 1,10 1,14 1,23 1,29 1,34 1,40 1,28 1,42 1,56 1,65 1,60 1,54 1,40 1,30 1,37 1,42 1,39 1,35 1,32 1,29 1,26 1,22

Dieselkraftstoff real (einschl. Steuern) 0,94 0,94 0,95 0,99 1,04 1,16 1,20 1,22 1,36 1,10 1,23 1,40 1,43 1,35 1,28 1,11 1,02 1,08 1,09 1,04 1,00 0,96 0,92 0,88 0,85

Dieselkraftstoff nominal (einschl. Steuern) 0,80 0,82 0,84 0,89 0,94 1,07 1,12 1,17 1,34 1,09 1,23 1,43 1,49 1,43 1,36 1,19 1,10 1,18 1,21 1,18 1,15 1,13 1,10 1,07 1,04

Einfuhrpreise nominal 0,20 0,18 0,17 0,17 0,20 0,28 0,34 0,34 0,43 0,29 0,39 0,52 0,57 0,54 0,49 0,31 0,25 0,31 0,30 0,30 0,29 0,28 0,28 0,27 0,26

Einfuhrpreise real 0,22 0,20 0,18 0,18 0,21 0,29 0,35 0,36 0,44 0,29 0,39 0,52 0,55 0,52 0,46 0,29 0,22 0,28 0,27 0,26 0,25 0,24 0,23 0,22 0,21

0,00

0,20

0,40

0,60

0,80

1,00

1,20

1,40

1,60

1,80

[Eu

ro/l

]

ERDGAS


8.1 Preiskomponenten

Die Prognose des Erdgaspreises für Haushalte und

Industrie wird anhand der Entwicklung der einzelnen

Preiskomponenten abgeschätzt. Die Entwicklung

des Erdgas-Großhandelspreises bis 2021 orientiert

sich dabei an den Futures bzw. Terminkontrakten für

das NCG-Marktgebiet. Auf der Plattform PEGAS

können die Gas-Futures für die nächsten vier Jahre

gehandelt werden. Für das Jahr 2018 wurden die

Gasjahreskontrakte herangezogen, die im Zeitraum

vom 01.01.2017 bis zum 31.12.2017 gehandelt

wurden. Für die Jahre 2019 bis 2022 wurde ein

Mittelwert der Terminkontrakte gebildet, der den

Handelsergebnissen vom 31.01 bis 1.03.2018

entspricht. Für die Jahre 2023 und 2024 liegen keine

Future-Preise vor. Da sich der Erdgaspreis in den

letzten Jahren immer stärker vom Erdölpreis

entkoppelt hat, wird nicht die Entwicklung der

Rohöl-Futures zugrunde gelegt, sondern die

Preisprognose ab 2023 durch einfache lineare

Fortschreibung über den Zeitraum von 2017 bis

2022 abgebildet. In Abbildung 94 ist die

Entwicklung der Großhandelspreise für das NCG-

Markgebiet dargestellt. Es zeigt sich, dass die

Großhandelspreise für Erdgas ab 2019

kontinuierlich sinken und mit 1,55 ct/kWh im Jahr

2024 nur knapp über dem Niveau von 2016 liegen.

8 Erdgas

In diesem Kapitel erfolgt eine Prognose über die zukünftige Preisentwicklung von Erdgas für

Haushalte und Industrie bis 2024.

ERDGAS


Abbildung 94 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas im NCG-Marktgebiet von 2016 bis 2024

Quelle: Eigene Berechnung basierend auf [BAFA 2017], [PEGAS 2018], Darstellung IE Leipzig, Für 2023 und 2024 wurde eine lineare Fortschreibung des Trends von 2017-2022 angenommen

8.2 Haushalte

Neben dem Großhandelspreis spielen weitere

Preiskomponenten bei der Entwicklung der

Erdgaspreise für Haushalte in Baden-Württemberg

eine wichtige Rolle. Die Annahmen zur Entwicklung

dieser Preisbestandteile sollen im Folgenden kurz

erläutert werden:

▪ Netznutzungsentgelte: Diese betragen 2017 für

Baden-Württemberg 1,58 ct/kWh [Verivox 2018].

Für die weitere Zukunft wird mit einer Steigerung

in Höhe der Inflationsrate von 1,7 % (siehe

Kapitel 1.1) gerechnet.

▪ Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb: Im

Monitoringbericht der Bundesnetzagentur

[BNetzA 2017a] werden für Haushaltskunden im

Durchschnitt 0,08 ct/kWh angegeben. Die

Fortschreibung bis 2024 erfolgt in Höhe der

angenommenen Inflationsrate von 1,7 %.

▪ Konzessionsabgabe: Für Haushalte beträgt die

Konzessionsabgabe 0,08 ct/kWh [BNetzA

2017a]. Für die zukünftigen Jahre wird die Höhe

der Konzessionsabgabe als nominal konstant

angenommen.

▪ Erdgassteuer: Das Energiesteuergesetz

(EnergieStG) regelt die Höhe der Erdgassteuer.

Diese beträgt derzeit 0,55 ct/kWh

[EnergieStG2017]. Für die Prognose wird diese

als nominale konstante Größe fortgeschrieben.

▪ Marge und Vertrieb: Diese Preiskomponente

ergibt sich zunächst als Restgröße zwischen den

1,52

1,70 1,73 1,701,64 1,62 1,59 1,57 1,55

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Gro

ßh

an

de

lsp

reis

e in

ct/

kWh

ERDGAS


Daten zum Erdgaspreis des Verbraucherportals

Verivox [Verivox 2018] für 2017 für Baden-

Württemberg und den übrigen Preisbestandteilen.

Für 2017 ergeben sich somit 0,92 ct/kWh. Für die

weitere Entwicklung wird davon ausgegangen,

dass diese Preiskomponente mit der

angenommenen Inflationsrate von 1,7 % jährlich

ansteigt.

▪ Mehrwertsteuer: Die Mehrwertsteuer ist

gleichbleibend bei 19 % und wird auf den

Gesamtpreis für Haushalte erhoben.

Insgesamt wird mit einem leichten Anstieg des

nominalen Gaspreises für Haushaltskunden in

Baden-Württemberg von 5,84 ct/kWh im Jahr 2017

auf 6,04 ct/kWh im Jahr 2024 gerechnet (Abbildung

95). Wesentlichen Einfluss auf die Preisentwicklung

haben einerseits die ab 2019 sinkenden

Großhandelspreise, andererseits sind

Preissteigerungen bei den Netzentgelten sowie bei

der Preiskomponente Marge und Vertrieb zu

erwarten. Dabei ist zu berücksichtigen, dass die hier

dargestellte Entwicklung der Großhandelspreise die

Markterwartung des ersten Quartals 2018 ausdrückt.

Da die Futures innerhalb eines Handelsjahres zum

Teil starken Preisschwankungen unterliegen, können

die dargestellten Preistendenzen von der

tatsächlichen Entwicklung abweichen.

Bei Berücksichtigung der erwarteten Inflationsrate

von 1,7 % ergibt sich real ein sinkender Erdgas-

Haushaltspreis, wie er in Abbildung 96 dargestellt

ist.

ERDGAS


Abbildung 95 Entwicklung der nominalen Erdgas-Verbraucherpreise für Haushalte in Baden-Württemberg bis 2024

Quelle: Eigene Berechnungen basierend auf [BAFA 2017], [PEGAS 2018], [Verivox 2018], Darstellung IE Leipzig

Abbildung 96 Entwicklung der realen Erdgas-Verbraucherpreise für Haushalte in Baden-Württemberg bis 2024

Quelle: Eigene Berechnungen basierend auf [BAFA 2017], [PEGAS 2018], [Verivox 2018], Preisbasis 2010, Darstellung IE Leipzig

S umme

Erdga spre is ( rea l) in c t/kWh

S umme

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Erd

ga

s-V

erb

rau

che

rpre

ise

für

Ha

ush

alt

e i

n c

t/kW

h

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 20242016

Erdga spre is (nomina l) in c t/kWh 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

0,93 0,93 0,95 0,95 0,95 0,95 0,96 0,96 0,97

0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55

0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08 0,08

0,13 0,08 0,08 0,08 0,08 0,09 0,09 0,09 0,09

1,02 0,92 0,93 0,95 0,97 0,98 1,00 1,02 1,03

1,60 1,58 1,61 1,63 1,66 1,69 1,72 1,75 1,78

1,52 1,70 1,73 1,70 1,64 1,62 1,59 1,57 1,55

S umme 5,84 5,84 5,92 5,94 5,93 5,96 5,98 6,02 6,04

Mehrwertsteuer

Erdgassteuer

Konzessionsabgabe

Messung, Abrechnung, Messstellenbetrieb

Marge & Vertrieb

Netzentgelte

Großhandelspreis

S umme


S umme

20232022202020192018

0

1

2

3

4

5

6

7

8

Erd

ga

s-V

erb

rau

che

rpre

ise

für

Ha

ush

alt

e i

n c

t/kW

h

2017 201920182016 2020 2021 20232022 2024

Erdga spre is ( rea l) in c t/kWh 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

0,87 0,85 0,85 0,84 0,82 0,81 0,80 0,79 0,78

0,51 0,50 0,49 0,49 0,48 0,47 0,46 0,45 0,45

0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07

0,12 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07 0,07

0,95 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84 0,84

1,49 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45 1,45

1,42 1,55 1,55 1,50 1,43 1,39 1,34 1,30 1,26

S umme 5,43 5,34 5,33 5,26 5,16 5,10 5,03 4,98 4,91

Mehrwertsteuer

Erdgassteuer

Konzessionsabgabe


Marge & Vertrieb

Netzentgelte

Großhandelspreis

ERDGAS


8.3 Industrie

Industriekunden zahlen Großhandelspreise und

Erdgassteuer in gleicher Höhe wie die privaten

Haushalte. Die übrigen Preisbestandteile für Erdgas

werden dem Monitoringbericht der

Bundesnetzagentur [BNetzA 2017a] entnommen

(siehe Abbildung 14). Es handelt sich dabei um

einen Abnahmefall mit 116 GWh Jahresverbrauch,

der in der Verbrauchergruppe I4 bei Eurostat

eingeordnet werden kann.

Da Unternehmen in der Regel vorsteuerabzugsfähig

sind, wird die Mehrwertsteuer nicht mit aufgeführt.

Die anderen Gaspreiskomponenten werden

nachfolgend aufgelistet:

▪ Netzentgelte: Ausgehend von 0,28 ct/kWh für

Industriekunden im Jahr 2017 [BNetzA 2017a]

wird eine Preissteigerung der Netzentgelte in

Höhe der Inflationsrate von 1,7 % jährlich

angenommen.

▪ Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb:

Auf diese Position entfielen für Industriekunden

zum Stichtag 1. April 2017 im Durchschnitt

0,003 ct/kWh [BNetzA 2017a]. Eine

Fortschreibung erfolgt in Höhe der

angenommenen Inflationsrate von 1,7 % jährlich.

▪ Konzessionsabgabe: Die Konzessionsabgabe

beträgt gemäß [BNetzA 2017a] 0,00 ct/kWh. Da

für Sondervertragskunden nur für die ersten

5 GWh Konzessionsabgaben in Höhe von

0,03 ct/kWh anfallen [KAV 2006], ergibt sich

diese Null aus 0,0013 ct/kWh durch Rundung und

wird bei der nominalen Entwicklung konstant

gehalten.

▪ Marge und Vertrieb: Analog zu den

Haushaltskunden kann die Position Marge und

Vertrieb für 2017 als Restgröße der

Preisbestandteile (Abbildung 14) der

Industriestrompreisen ermittelt werden. Für die

Folgejahre wird angenommen, dass diese mit der

Inflationsrate von 1,7 % jährlich ansteigt.

Im Ergebnis wird erwartet, dass der nominale

Erdgaspreis für Industriekunden von 2,69 ct/kWh im

Jahr 2017 auf 2,60 ct/kWh im Jahr 2024 marginal

sinkt (Abbildung 97). Der Preisrückgang ab 2019 ist

im Wesentlichen auf die erwarteten rückläufigen

Großhandelspreise zurückzuführen.

Bei einer inflationsbereinigten Darstellung

(Abbildung 98) sinken die Preise von 2017 bis 2024

um real rund 15 % und erreichen 2024 mit

2,06 ct/kWh den niedrigsten Wert der Prognose.

ERDGAS


Abbildung 97 Entwicklung der nominalen Erdgas-Verbraucherpreise für die Industrie in Deutschland bis 2024

Quelle: Eigene Berechnung basierend auf [BAFA 2017], [PEGAS 2018], [BNetzA 2017a], Darstellung IE Leipzig

Abbildung 98 Entwicklung der realen Erdgas-Verbraucherpreise für die Industrie in Deutschland bis 2024

Eigene Berechnung basierend auf [BAFA 2017], [PEGAS 2018], [BNetzA 2017a], Preisbasis 2010, Darstellung IE Leipzig


S umme

0

1

1

2

2

3

3

4

4

Erd

ga

s-V

erb

rau

che

rpre

ise

für

Ind

ust

rie

in c

t/kW

h

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 20242016

Erdga spre is (nomina l) in c t/kWh 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55 0,55

0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

0,002 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003

0,40 0,16 0,16 0,16 0,17 0,17 0,17 0,17 0,18

0,29 0,28 0,28 0,29 0,29 0,30 0,30 0,31 0,32

1,52 1,70 1,73 1,70 1,64 1,62 1,59 1,57 1,55

S umme 2,77 2,69 2,73 2,70 2,66 2,65 2,62 2,61 2,60

Erdgassteuer

Konzessionsabgabe


Marge & Vertrieb

Netzentgelte

Großhandelspreis


S umme

20232022202020192018

0

1

1

2

2

3

3

4

4

Erd

ga

s-V

erb

rau

che

rpre

ise

für

Ind

ust

rie

in c

t/kW

h

2017 201920182016 2020 2021 20232022 2024

Erdga spre is ( rea l) in c t/kWh 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

0,50 0,49 0,48 0,48 0,47 0,46 0,45 0,44 0,44

0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001 0,001

0,002 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003 0,003

0,37 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14 0,14

0,26 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25 0,25

1,38 1,52 1,52 1,47 1,40 1,36 1,31 1,27 1,23

S umme 2,52 2,41 2,40 2,34 2,26 2,21 2,16 2,11 2,06

Erdgassteuer

Konzessionsabgabe


Marge & Vertrieb

Netzentgelte

Großhandelspreis

STROM


9.1 Preiskomponenten

Großhandelspreis

Zur Prognose des Großhandelspreises, der für alle

Verbraucher Grundbestandteil des Strompreises ist,

wurden die Zukunftsnotierungen an der Strombörse

EEX für Deutschland betrachtet (PhelixDE Baseload

Year Futures). Da die Lieferanten

(Energieversorger) ihren Endkunden in der Regel

eine Kombination aus unterschiedlich langfristig

beschafften Strommengen verkaufen, beruhen die

Preise für Endkunden zu wesentlichen Anteilen auf

Future-Preisen der Vergangenheit. Für 2018 wurde

der von den Übertragungsnetzbetreibern bei der

Berechnung der EEG-Umlage angesetzte mittlere

Strompreis als Grundlage genutzt.

Um die Großhandelspreise für die Jahre 2019 bis

2023 zu bestimmen, wurde ein Mittelwert aus den

genannten Futures aus drei Handelstagen im Jahr

2017 (im Zweimonatsabstand, konkret: 28.08.2017,

27.10.2017, 28.12.2017) und zwei Handelstagen im

Jahr 2018 zu Grunde gelegt (im Einmonatsabstand)

[EEX 2018]. Futures, mit denen Strom für 2024

gehandelt wird, sind erst seit 2018 auf dem Markt,

daher wurde dafür nur der Mittelwert zweier

Handelstage (29.01.2018 und 28.02.2018)

herangezogen. Mit dieser Mittelwertbildung wird

vermieden, dass die Prognose von einer einzelnen

Tagesnotierung abhängt. Daraus ergibt sich folgende

Preisprognose:

▪ 2018 3,22 ct/kWh

▪ 2019 3,432 ct/kWh

▪ 2020 3,442 ct/kWh

▪ 2021 3,506 ct/kWh

▪ 2022 3,635 ct/kWh

▪ 2023 3,713 ct/kWh

▪ 2024 3,821 ct/kWh

Im Vergleich zu früheren Prognosen zeigt sich, dass

sich der Großhandelspreis wieder konsolidiert. Der

deutlichste Anstieg ergibt sich derzeit zwischen

2021 und 2022, was auf die Erwartung

zurückgeführt werden kann, dass durch das

Auslaufen der letzten deutschen Kernkraftwerke zu

diesem Zeitpunkt das Angebot und damit der

Exportüberschuss auf dem deutschen Strommarkt

zurückgehen.

9 Strom

In diesem Kapitel erfolgt eine Prognose über die zukünftige Preisentwicklung von Strom für

Haushalte und Industrie bis 2024. Die Prognosen der einzelnen Preiskomponenten für Strom

ist ebenfalls Bestandteil der folgenden Kapitel.

STROM


EEG-Umlage

Ein internes Modell des IE Leipzig auf der Grundlage

der von den ÜNB veröffentlichten Datengrundlagen

ermöglicht eine mittelfristige Prognose der weiteren

Entwicklung der EEG-Umlage. Für die Prognose

wurden die aktuelle Prognose der Zahlungsströme im

Auftrag der ÜNB [ÜNB 2017], [r2b 2017] und [IE

2017] sowie die oben unter „Großhandelspreis“

aufgeführte Entwicklung der Strompreise am Spot-

und Terminmarkt herangezogen. Für die Jahre 2023

und 2024 wurden jeweils die Tendenzen im Modell des

IE Leipzig fortgeschrieben.

Die Ergebnisse der Berechnungen sind in Tabelle 8

dargestellt. Sie zeigen, dass bei unveränderten

gesetzlichen Rahmenbedingungen und

durchschnittlichen Wetterverhältnissen die EEG-

Umlage im Jahr 2021 ihren Höhepunkt erreichen

dürfte. Anschließend ist eine allmähliche Absenkung

zu erwarten, da eine zunehmende Zahl von Anlagen,

die in den Jahren 2000 bis 2003 in Betrieb gegangen

sind, ihre Vergütungsansprüche im 21. Betriebsjahr

verlieren.

Entwicklung der EEG-

Umlage in ct/kWh

Bezugsjahr

Quelle 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

2018: [ÜNB 2017]; ab

2019: Berechnungen des IE

Leipzig auf Grundlage von

[EEX 2018], [r2b 2017]

und [IE 2017]

6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621

Tabelle 8 Prognose zur Entwicklung der EEG-Umlage bis 2024 für nichtprivilegierte Letztverbraucher bei

unveränderten Rahmenbedingungen (nominale Preise)

KWK-Aufschlag

Die Novelle des KWKG sieht u.a. eine

Vereinheitlichung der KWK-Umlage für die

bisherigen drei Verbrauchergruppen ab 2019 vor

(prinzipielle Zahlung der vollen Umlage).

Unternehmen, welche einen positiven Bescheid nach

EEG für die besondere Ausgleichsreglung haben,

werden von der KWK-Umlage entlastet (§ 27

KWKG). Für 2018 beträgt diese für die drei

Verbrauchergruppen noch [ÜNB 2017d]:

▪ Haushalten und Gewerbe 0,345 ct/kWh

▪ Mittelständische Industrie 0,16 ct/kWh

STROM


▪ Energieintensive Industrie 0,052 ct/kWh

Bis 2024 wird mit einer Umlage in Höhe der

derzeitigen Kernumlage von 0,39 ct/kWh für

Haushalte, das Gewerbe und der mittelständischen

Industrie gerechnet, für die energieintensive

Industrie mit einer Umlage in Höhe von 15 % der

Kernumlage (Annahme nach § 27 KWKG daraus

resultierend § 64 (2) Nummer 2).

§19-StromNEV-Umlage

Große energieintensive Unternehmen mit stetiger

hoher Abnahmeleistung oder atypischer Netznutzung

werden nach Einführung der Umlage nach § 19 der

Stromnetzentgeltverordnung im Jahr 2012 von den

Netzentgelten entlastet. Diese Entlastung wird den

übrigen Stromkunden in Form der gestaffelten

StromNEV-Umlage zusätzlich in Rechnung gestellt.

Für das Jahr 2018 wurden folgende Umlagen für die

drei Letztverbrauchergruppen 14F

15 festgelegt

[ÜNB 2017c]:

▪ A´ 0,370 ct/kWh

▪ B´ 0,050 ct/kWh

▪ C´ 0,025 ct/kWh

Im Trend wurde die Entwicklung der letzten Jahre

(Mittelwert der Umlage von 2016 bis 2018) der

Verbrauchskategorie A fortgeschrieben, sodass sich

ein Wert von 0,379 ct/kWh für 2024 ergibt. Für die

mittelständische Industrie wird mit 0,245 ct/kWh

(Mittelwert aus Angaben von 2017 und 2018 aus

[BDEW 2018]) und für die energieintensive Industrie

mit 0,025 ct/kWh (Kategorie C´) gerechnet.

Offshore-Haftungsumlage

Die Offshore-Haftungsumlage wird in gleicher

Gruppendifferenzierung wie die StromNEV-Umlage

erhoben. Für 2018 ergeben sich folgende Umlagen

[ÜNB 2017b]

▪ A´ 0,037 ct/kWh

▪ B´ 0,049 ct/kWh

▪ C´ 0,024 ct/kWh

Aufgrund des Netzentgeltmodernisierungsgesetzes

(NEMoG) werden ab 2019 die Umlagen umgestellt.

15 Letztverbrauchergruppe A‘: Strommengen von

Letztverbrauchern für die jeweils ersten 1.000.000 kWh je

Abnahmestelle

Letztverbrauchergruppe B‘: Letztverbraucher, deren

Jahresverbrauch an einer Abnahmestelle 1.000.000 kWh

übersteigt, zahlen zusätzlich für über 1.000.000 kWh

hinausgehende Strombezüge eine maximale § 19

StromNEV-Umlage von 0,05 ct/kWh

Für die Kategorie A´ und B´ (Haushalte, Gewerbe und

mittelständische Industrie) wird bis 2024 mit einer

Umlage in Höhe von 0,083 ct/kWh gerechnet, was dem

Mittelwert aller bisherigen Umlagen für die Kategorie

A´ entspricht. Für die Kategorie C´ wird mit einer

gleichbleibenden Umlage wie für 2018 gerechnet, da

die Höhe der Ausgangsbasis und die

Umstellungswirkung durch das NEMoG derzeit nicht

solide ermittelt werden kann.

Letztverbrauchergruppe C‘: Letztverbraucher, die dem

produzierenden Gewerbe, dem schienengebundenen

Verkehr oder der Eisenbahninfrastruktur zuzuordnen sind

und deren Stromkosten im vorangegangenen Kalenderjahr

vier Prozent des Umsatzes überstiegen haben, zahlen für

über 1.000.000 kWh hinausgehende Strombezüge maximal

0,025 ct/kWh

STROM


Abschaltbare Lasten – AbLa-Umlage

Für die Abschaltungsmöglichkeit großer Verbraucher

erhalten Endverbraucher bei Einhaltung bestimmter

Anforderungen nach der AbLaV eine Vergütung, die

auf alle Endverbraucher umgelegt wird. Die AbLa-

Umlage betrug 2017 für alle Verbraucher

0,006 ct/kWh. 2018 stieg diese auf 0,011 ct/kWh an

[ÜNB 2017a]. Für den Zeitraum bis 2024 wird davon

ausgegangen, dass eine Umlage in Höhe von

0,006 ct/kWh von allen Verbrauchern gezahlt wird.

Die Höhe entspricht dem Mittelwert aus allen bisher

gezahlten Umlagen.

Stromsteuer

Die Stromsteuer wurde 1999 im Zuge der ökologischen

Steuerreform eingeführt und beträgt seit 2003 für

Haushaltskunden unverändert 2,05 ct/kWh.

Für Industriekunden (Mittelspannung) beträgt sie mit

Ermäßigung 1,54 ct/kWh [BDEW 2018]. Für die

energieintensive Industrie ist eine Reduzierung der

Stromsteuer auf Null möglich. Bis 2024 wird an den

bisherigen Beträgen nichts geändert.

Konzessionsabgabe

Die Konzessionsabgabe 3, die an Städte und Gemeinden

als Gegenwert für die Nutzung öffentlicher Straßen

und Plätze durch Stromleitungen entrichtet wird,

beträgt (nominal) für Haushalte 1,42 ct/kWh und für

das Gewerbe 1,49 ct/kWh. Diese Werte für Baden-

Württemberg ergeben sich rechnerisch und stelle

Durchschnittswerte für die Verbrauchergruppen dar.

Im Einzelfall hängt sie von der Größe der Stadt ab F15F

16.

Für leistungsgemessene Sondervertragskunden

(Industriekunden) [BDEW 2018] fallen 0,11 ct/kWh

an.

Für die energieintensive Industrie ist sogar eine

Reduzierung auf Null möglich [BNetzA 2017].

Bis 2024 wird mit keiner Veränderung der

Konzessionsabgaben gerechnet, so dass sich gleiche

Werte wie derzeit auch in Zukunft ergeben.

Netznutzungsentgelte

Für die Höchstspannungsebene (HöS) liegen im

Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber

16

Für Tarifkunden in Gemeinden bis 25.000 Einwohner

1,32 ct/kWh | bis 100.000 Einwohner 1,59 ct/kWh | bis

500.000 Einwohner 1,99 ct/kWh | über 500.000

[NEP 2017] Angaben zum geplanten

Investitionsvolumen vor. Für die definierten Szenarien

Einwohner 2,39 ct/kWh | für Strom im Schwachlasttarif

0,61 ct/kWh | für Sondervertragskunden 0,11 ct/kWh

STROM


der Variante B wird ein Investitionsaufwand für den

Stromnetzausbau für Deutschland bis 2030 von

35 Mrd. Euro angegeben [NEP 2017]. Diese

Investitionsaufwendungen umfassen auch den Einsatz

von Erdkabeln für die HGÜ-Verbindungen vom

Norden in den Süden Deutschlands. Nach Aufteilung

der Investitionen unter der Annahme einer

gleichmäßigen Verteilung dieser Investitionen über die

Jahre bis 2030 und bei Beachtung des Anteils der

Landesfläche Baden-Württembergs an der deutschen

Gesamtfläche ergeben sich für die

Höchstspannungsebene in Baden-Württemberg

Investitionen bis 2024 von 1.887 Mio. €. Das Gesetz

zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur (NEMoG)

ist am 22.07.2017 in Kraft getreten. Die Regelungen

im Gesetzt sehen vor, die Übertragungsnetzentgelte

schrittweise bis 2021 bundesweit zu vereinheitlichen.

Als Folge dieser Regelung ist damit zu rechnen, dass

die Netzentgelte der Regelzone von TransnetBW über

die Zeit bis 2024 ansteigen werden. Derzeit werden in

der Regelzone die niedrigsten Netzentgelte im

Vergleich der anderen drei Regelzonen gezahlt. Zurzeit

ist jedoch nicht quantifizierbar in welcher

Größenordnung die Netzentgelte in der

Höchstspannungsebene ansteigen werden

[TransnetBW 2018]. Am Kostenwälzungsansatz in der

vorliegenden Beschreibung wird diesbezüglich nichts

abgeändert.

Um Angaben zu den Kosten auf der Verteilnetzebene

für Baden-Württemberg zu erhalten, wurden die

Annahmen aus der Verteilnetzstudie für Baden-

Württemberg [efRUHR 2017] herangezogen. Hier sind

für Baden-Württemberg Investitionsaufwendungen bis

2020 von 1,9 Mrd. Euro und bis 2030 von

2,69 Mrd. Euro für den Stromnetzausbau in der

Verteilnetzebene für das NEP 1 Szenario angegeben.

Die Kosten für den Netzausbau sind aufgeteilt nach

Hoch-, Mittel- und Niederspannungsebene angegeben.

Das Szenario NEP 1 basiert auf dem Szenario B des

Szenariorahmens 2030 des Netzentwicklungsplans der

Übertragungsnetzbetreiber. Bei gleichmäßigem

Investitionsverlauf in den Jahren 2017 bis 2030

entfallen auf die Zeit bis 2024 2.216 Mio. Euro.

Daraus folgt das in Tabelle 9 dargestellte

Investitionsvolumen nach Netzebenen.

Zur Bestimmung der kalkulatorischen Abschreibungen

und Betriebskosten der Stromnetze wurden die

Annahmen aus [IE 2014] verwendet. Es kann davon

ausgegangen werden, dass die Höhe der

kalkulatorischen Eigenkapitalverzinsung demnächst

an das real gesunkene Zinsniveau angepasst wird. Sie

beträgt derzeit noch 9,05 % für Neuanlagen. Die

Bundesnetzagentur will die Renditen der Netzbetreiber

ab 2019 für die kommenden 5 Jahre auf 6,91 % kürzen

[BNetzA 2017]. Derzeit klagen die Netzbetreiber

gegen die bevorstehende Kürzung noch [SO 2018].

Somit wird mit dem derzeit gültigen Zinssatz der

Anstieg der Netznutzungsentgelte ermittelt.

Zusätzlich werden Kosten für Redispatch und

Einspeisemanagement berücksichtigt. Mögliche

Kosten wurden bereits vom Öko-Institut in [ÖI 2016]

analysiert. Eine Auswertung zur Höhe und zur

Verteilung von Redispatchkosten in Deutschland ist in

[BDEW 2017] beschrieben. Die Annahmen zu den

Kosten sind in Tabelle 9 abgebildet.

Die zweite Einflussgröße auf die Höhe des zu

erwartenden Anstiegs der Netznutzungsentgelte ist der

Endenergieverbrauch von Strom, auf den die Kosten

des Netzausbaus umzulegen sind.

STROM


Das statistische Landesamt hat die Struktur und

Entwicklung des Endenergieverbrauchs in Baden-

Württemberg nach Energieträgern mit Daten bis 2015

veröffentlicht [StaLA 2017]. Die Energiebilanz für

Deutschland enthält Werte bis 2016 [BMWi 2018].

Der Stromverbrauch Baden-Württembergs ist in den

letzten zehn Jahren im Trend rückläufig. Auffällig ist

die deutlich geringere Stromnachfrage Baden-

Württembergs in den Jahren 2011 und 2012 sowie

2014 und 2015. Der Anteil Baden-Württembergs am

Stromverbrauch in Deutschland beträgt dieser ca. 13

bis 14 %.

In der Energiereferenzprognose [ewi/gws/prognos

2014] ist eine mögliche Entwicklung des

Endenergieverbrauchs an Strom für Deutschland

angegeben. Daraus ergibt sich ein Stromverbrauch für

Baden-Württemberg von 63,5 TWh nach

Referenzprognose für 2024 (siehe Abbildung 99). Im

Trend wurde davon ausgegangen, dass die jährliche

Reduzierung des Stromverbrauchs 1,9 % beträgt

(Rückgang von 2010 bis 2015) Somit ergeben sich für

das Trendszenario 55,5 TWh.

Tabelle 9 Investitionsaufwendungen, kalkulatorische Abschreibungen, Betriebskosten, Kosten für Redispatch und

Einspeisemangement bis 2024 für Stromnetzausbaumaßnahmen in Baden-Württemberg

Berechnungen des IE Leipzig auf der Grundlage von [NEP 2017], [efRUHR 2017], [BNetzA 2017], [ÖI 2016], [BDEW 2017] 1) Aufgrund von Rundungen kann die Summe von der Summe der Einzelwerte abweichen.

Netzebene

Investitions-

aufwand bis

zum Jahr 2024

Kalk. Abschreib-

ungen

Betriebs-

kosten

Redispatch-

kosten

Einspeise-

manage-

mentkosten

Summe

[Mio. Euro] [Mio. Euro/a] [Mio. Euro/a] [Mio. Euro/a] [Mio. Euro/a] [Mio. Euro/a]

1 & 2

HöS & HöS/HS1.887 126 38 37 62 262

3 & 4

HS & HS/MS388 26 8 34

5 & 6

MS & MS/NS1.510 101 30 131

7. NS 318 21 6 28

Summe1) 4.103 273 82 37 62 454

STROM


Abbildung 99 Stromverbrauch in Baden-Württemberg bis 2024 im Trend

Zusammenstellung des IE Leipzig, Ist-Entwicklung gemäß Statistischem Landesamt Baden-Württemberg [StaLA 2017], [BMWi 2018] Referenzprognose [ewi/gws/prognos 2014]

Im Ergebnis steigen die Netznutzungsentgelte 16F

17 (NNE)

bis 2024

▪ im Trend um 0,82 ct/kWh und

▪ unter Zugrundelegung des Referenzszenarios um

0,70 ct/kWh.

Die NNE für Haushalte betragen aktuell 6,57 ct/kWh

(Abbildung 55), für Gewerbekunden 5,89 ct/kWh

(siehe Abbildung 68). Somit könnten die NNE bis 2024

eine Höhe

▪ für Haushalte von 7,27 (für die Prognose

verwendet) bis 7,38 ct/kWh und

▪ für Gewerbekunden von 6,52 (für die Prognose

verwendet) bis 6,63 ct/kWh

17 Das vorliegende Ergebnis zu den Netznutzungsentgelten

beinhaltet keine Kosten, die aus der

Kapazitätsreserveverordnung hervorgehen würden.

erreichen, wenn von einem prozentual gleichen

Anstieg wie bei Haushaltskunden (nominal 10,7 % bis

12,5 %) ausgegangen wird. Es wird davon

ausgegangen, dass sich an der Wälzung der Netzkosten

bis zum Jahr 2024 nichts ändert.

Für Industriekunden stellen die Daten der

Bundesnetzagentur im Monitoringbericht 2017 den

letzten Informationsstand dar. Hier lagen die

Netznutzungsentgelte bei 2,26 ct/kWh. (1.04.16:

2,06;1.04.15: 2,12 ct/kWh; 1.4.14 1,90 ct/kWh; 1.4.13:

1,79 ct/kWh) [BNetzA 2017]. Ausgehend von diesem

Niveau wurde bei der Prognose angenommen, dass die

Netznutzungsentgelte für Industriekunden jährlich

prozentual in gleichem Umfang ansteigen wie bei den

Haushalts- und Gewerbekunden.

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Ist-Entwicklung 1) 54,7 56,5 56,9 56,4 56,7 57,9 59,5 59,6 60,7 62,8 63,6 68,2 67,9 73,0 73,0 72,2 73,5 73,6 73,2 71,3 72,7 68,4 67,9 68,8 65,8 65,9

Trend 65,9 64,7 63,4 62,2 61,1 59,9 58,8 57,7 56,6 55,5

Referenzprognose 65,9 66,0 64,9 64,6 64,4 64,1 63,9 63,8 63,6 63,5

0,0

10,0

20,0

30,0

40,0

50,0

60,0

70,0

80,0

Ist-Entwicklung 1)

Trend

Referenzprognose

[TW

h]

STROM


Vertrieb und Marge

Die Entwicklung dieser Kosten hängt individuell von

den Unternehmen ab. Sie werden primär durch den

Wettbewerbsdruck begrenzt. In den Prognosen wurde

in allen Marktsegmenten davon ausgegangen, dass

diese Preiskomponente ab 2018 jährlich um 1,7 %

ansteigt. Dieser nominale Anstieg entspricht der

angenommenen Inflation im Euro-Währungsraum und

bedeutet damit real gleichbleibende Kosten.

Mehrwertsteuer

Die Mehrwertsteuer in Höhe von 19 % wurde für die

Prognose als unverändert angenommen. Für

Unternehmen wurde diese in die Berechnung nicht mit

einbezogen, weil diese in der Regel

vorsteuerabzugsberechtigt sind.

9.2 Haushalte inkl. Heizstrom

Haushaltsstrom

Werden alle Preiskomponenten zusammengefasst, so

könnten die Haushaltsstrompreise für Baden-

Württemberg bis 2024 nominal auf rund 30,83 ct/kWh

(2017: 28,18 ct/kWh ansteigen Abbildung 100),

nachdem der Strompreis von 2016 (27,87 ct/kWh) auf

2017 um 1,1 % bzw. um 0,31 ct/kWh zurückging.

Der Anstieg ist vor allem auf die EEG-Umlage (bis

2021), Netzentgelte und steigenden Spotmarktpreise

für Strom zurückzuführen.

Bei Betrachtung der realen Preise ist zwischen 2017

und 2024 ein leichter Rückgang der Preise um 2,8 %

bzw. um 0,4 % jährlich erkennbar (Abbildung 101).

STROM


Strom für Wärmepumpen und Nachtspeicher

In Abbildung 102 bis Abbildung 105 sind die

nominalen und realen Strompreise für

Wärmepumpenstrom und Nachtspeicherstrom bis

2024 dargestellt.

Als Ausgangspunkt für 2017 wird der Mittelwert der

Wärmepumpenstrompreise in den betrachteten

baden-Württembergischen Belieferungsgebieten

(Abbildung 59) in Höhe von 21,1 ct/kWh brutto

verwendet. Die nominalen Preise steigen bis 2024

um 9,9 % auf 23,2 ct/kWh (Abbildung 102). Der

jährliche Anstieg beträgt 1,4 %, sodass die realen

Preise geringfügig sinken (Abbildung 103).

Die nominalen Strompreise für Nachtspeicher

steigen ebenfalls leicht an. Diese betragen 2017

19,7 ct/kWh (Mittelwert der betrachteten

Belieferungsgebiete in Baden-Württemberg,

Abbildung 58) und in 2024 21,6 ct/kWh. Das

entspricht einer Steigerung um 9,8 % und jährlich

um 1,3 % (Abbildung 104).

Bei Betrachtung der realen Preise erfolgt ein leichter

Rückgang um 2,5 % bzw. um 0,4 ct/kWh

(Abbildung 105).

Niedrigere Netzentgelte und Konzessionsabgaben

im Vergleich zum Haushaltsstrompreis bewirken

einen um 7,9 ct/kWh niedrigeren Preis in 2024 für

Wärmepumpen. Bei den Nachtspeichern sind es

9,5 ct/kWh.

9.3 Gewerbe

Gegenüber 2017 steigt der nominale Strompreis für

Gewerbekunden in Baden-Württemberg auf

24,8 ct/kWh (2017: 22,7 ct/kWh; Abbildung 67,

Grundlage ist das günstigste Angebot der Grundver-

sorger). Dies entspricht einem Anstieg um 2,1 ct/kWh

bzw. 9,3 % oder im Mittel um jährlich 1,3 %

(Abbildung 106). Zur Preissteigerung führen die

steigende EEG-Umlage (bis 2021), höhere

Netznutzungsentgelte und der höhere Spotmarktpreis.

Bei Annahme einer jährlichen Inflationsrate von 1,7 %

sinken die inflationsbereinigten Strompreise bis 2024

leicht um 2,9 %. Der reale Strompreis beträgt 2017

20,3 ct/kWh und sinkt bis 2024 auf 19,7 ct/kWh

(Abbildung 107).

STROM


Abbildung 100 Nominale Haushaltsstrompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig

Abbildung 101 Reale Haushaltsstrompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig, Preisbasis der Inflationsbereinigung: 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Bruttopreis Haush.-Kunden 28,18 27,97 29,29 30,03 30,40 30,60 30,53 30,83

Mehrwertsteuer 4,495 4,466 4,677 4,795 4,854 4,885 4,874 4,922

abLa-Umlage 0,006 0,011 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006

Offshore-Haftungsumlage -0,028 0,037 0,083 0,083 0,083 0,083 0,083 0,083

StromNEV-Umlage 0,388 0,370 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379

KWK-Aufschlag 0,438 0,345 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390

Konzessionsabgabe 1,424 1,424 1,424 1,424 1,424 1,424 1,424 1,424

Stromsteuer 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050

EEG-Umlage 6,880 6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621

Vertrieb und Marge 2,544 2,588 2,632 2,676 2,722 2,768 2,815 2,863

Netznutzungsentgelte 6,566 6,666 6,766 6,867 6,967 7,067 7,167 7,267

EEX-Großhandelspreis 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Bruttopreis Haush.-Kunden 25,78 25,16 25,91 26,12 26,00 25,73 25,24 25,06

Mehrwertsteuer 4,112 4,018 4,137 4,171 4,151 4,108 4,030 4,002

abLa-Umlage 0,005 0,010 0,006 0,006 0,005 0,005 0,005 0,005


StromNEV-Umlage 0,355 0,333 0,335 0,329 0,324 0,318 0,313 0,308

KWK-Aufschlag 0,401 0,310 0,345 0,339 0,334 0,328 0,322 0,317


Stromsteuer 1,876 1,844 1,813 1,783 1,753 1,724 1,695 1,667

EEG-Umlage 6,295 6,110 6,592 6,889 6,860 6,652 6,306 6,196



EEX-Großhandelspreis 3,122 2,899 3,036 2,994 2,998 3,057 3,070 3,106

ct/k

Wh

STROM


Abbildung 102 Nominale Wärmepumpen-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Haushaltskunden mit 7.500 kWh Wärmepumpenstrom-Jahresbedarf

Abbildung 103 Reale Wärmepumpen-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Haushaltskunden mit 7.500 kWh Wärmepumpenstrom-Jahresbedarf, Inflationsbereinigung auf Preisbasis 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Brutto-GesamtpreisWärmepumpenstrom

21,12 20,83 22,08 22,74 23,03 23,15 23,00 23,23

Mehrwertsteuer 3,373 3,326 3,525 3,630 3,677 3,696 3,673 3,708

abLa-Umlage 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000


StromNEV-Umlage 0,388 0,370 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379

KWK-Aufschlag 0,438 0,345 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390


Stromsteuer 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050

EEG-Umlage 6,880 6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621



EEX-Großhandel 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Brutto-GesamtpreisWärmepumpenstrom

19,33 18,74 19,53 19,78 19,70 19,47 19,02 18,88

Mehrwertsteuer 3,086 2,992 3,118 3,158 3,145 3,108 3,037 3,015

abLa-Umlage 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000


StromNEV-Umlage 0,355 0,333 0,335 0,329 0,324 0,318 0,313 0,308

KWK-Aufschlag 0,401 0,310 0,345 0,339 0,334 0,328 0,322 0,317


Stromsteuer 1,876 1,844 1,813 1,783 1,753 1,724 1,695 1,667

EEG-Umlage 6,295 6,110 6,592 6,889 6,860 6,652 6,306 6,196



EEX-Großhandel 3,122 2,899 3,036 2,994 2,998 3,057 3,070 3,106

ct/k

Wh

STROM


Abbildung 104 Nominale Nachtspeicher-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Haushaltskunden mit 12.500 kWh Nachtspeicherstrom-Jahresbedarf

Abbildung 105 Reale Nachtspeicher-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Haushaltskunden mit 12.500 kWh Nachtspeicherstrom-Jahresbedarf, Inflationsbereinigung auf Preisbasis 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Brutto-GesamtpreisNachtspeicherstrom

19,68 19,36 20,58 21,22 21,49 21,58 21,41 21,60

Mehrwertsteuer 3,142 3,091 3,286 3,388 3,431 3,445 3,418 3,449

abLa-Umlage 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000


StromNEV-Umlage 0,388 0,370 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379

KWK-Aufschlag 0,438 0,345 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390


Stromsteuer 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050

EEG-Umlage 6,880 6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621



EEX-Großhandel 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Brutto-GesamtpreisNachtspeicherstrom

18,01 17,42 18,21 18,46 18,38 18,15 17,70 17,56

Mehrwertsteuer 2,875 2,781 2,907 2,947 2,934 2,897 2,826 2,804

abLa-Umlage 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000


StromNEV-Umlage 0,355 0,333 0,335 0,329 0,324 0,318 0,313 0,308

KWK-Aufschlag 0,401 0,310 0,345 0,339 0,334 0,328 0,322 0,317


Stromsteuer 1,876 1,844 1,813 1,783 1,753 1,724 1,695 1,667

EEG-Umlage 6,295 6,110 6,592 6,889 6,860 6,652 6,306 6,196



EEX-Großhandel 3,122 2,899 3,036 2,994 2,998 3,057 3,070 3,106

ct/k

Wh

STROM


Abbildung 106 Nominale Gewerbestrompreise (netto) in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnung des IE Leipzig

Abbildung 107 Reale Gewerbestrompreise (netto) in Baden-Württemberg bis 2024

Berechnung des IE Leipzig, Preisbasis der Inflationsbereinigung: 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis Gewerbekunden 22,70 22,51 23,60 24,21 24,50 24,65 24,58 24,81

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,006 0,011 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006


StromNEV-Umlage 0,388 0,370 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379 0,379

KWK-Aufschlag 0,438 0,345 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390


Stromsteuer 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050

EEG-Umlage 6,880 6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621



EEX-Großhandel 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis Gewerbekunden 20,31 19,80 20,41 20,59 20,49 20,27 19,87 19,72

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,005 0,010 0,006 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005


StromNEV-Umlage 0,347 0,325 0,328 0,322 0,317 0,311 0,306 0,301

KWK-Aufschlag 0,392 0,303 0,337 0,332 0,326 0,321 0,315 0,310


Stromsteuer 1,834 1,803 1,773 1,743 1,714 1,686 1,657 1,630

EEG-Umlage 6,154 5,974 6,445 6,735 6,707 6,503 6,166 6,058



EEX-Großhandel 3,053 2,834 2,969 2,927 2,932 2,988 3,002 3,037

ct/k

Wh

STROM


9.4 Industrie

Strompreise der mittelständischen Industrie

In Abbildung 108 ist ein Beispiel für ein

mittelständisches Industrieunternehmen in

Deutschland mit einer Stromabnahme zwischen 100

und 500 MWh jährlich dargestellt. Der nominale

Strompreis steigt bis 2024 auf 19,0 ct/kWh (2017:

17,07 ct/kWh, Abbildung 63) bzw. 1,5 % p.a. an. Der

Preisanstieg ist auf steigende Spotmarktpreise, höhere

Netznutzungsentgelte, höhere Vertriebs- und

Margekosten sowie bis 2021 auf eine steigende EEG-

Umlage zurückzuführen. Bei Betrachtung realer Preise

ist ein Anstieg bis 2020 und danach ein Absinken der

Preise auf das Niveau von 2017 zu sehen (Abbildung

109). Insgesamt liegt der reale Preis 2024 um 1,3 %

niedriger als 2017.

Strompreise der energieintensiven Industrie

In Abbildung 110 ist der erwartete Strompreis eines

energieintensiven Unternehmens, das alle

Voraussetzungen erfüllt, von Steuern und Umlagen

entweder befreit zu werden oder nur sehr geringe

Umlagesätze zu zahlen. Bei Betrachtung der

nominalen Preise ist im Vergleich zu 2017 bis 2024 ein

Anstieg um 11,3 % auf rund 6,0 ct/kWh festzustellen.

Der Preisanstieg ist im Wesentlichen auf den

steigenden Börsenstrompreis zurückzuführen.

Zusätzlich erhöht sich mit den neuen Regelungen des

KWKG der Anteil an der KWK-Umlage und eine

Befreiungsmöglichkeit von der AbLa-Umlage ist nicht

mehr möglich. Im Beispiel wird angenommen, dass das

energieintensive Unternehmen eine KWK-Umlage in

Höhe von 15 % der regulären Abgabe ab 2019 zahlen

muss.

Bei Annahme einer jährlichen Inflationsrate von 1,7 %

bleiben die realen Strompreise im

Betrachtungszeitraum bis 2024 nahezu konstant

(Abbildung 111).

STROM


Abbildung 108 Nominale Strompreise für die mittelständische Industrie in Deutschland bis 2024

[BDEW 2018], Berechnungen des IE Leipzig für Stromabnahme zwischen 0,1 und 0,5 GWh/a

Abbildung 109 Reale Industriestrompreise (Mittelstand) in Deutschland bis 2024

[BDEW 2018], Berechnungen des IE Leipzig für Stromabnahme zwischen 0,1 und 0,5 GWh/a, Preisbasis der Inflationsbereinigung: 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis Industriekunden 17,07 16,89 18,01 18,57 18,81 18,90 18,77 18,96

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,006 0,011 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006


StromNEV-Umlage 0,250 0,240 0,245 0,245 0,245 0,245 0,245 0,245

KWK-Aufschlag 0,290 0,260 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390 0,390


Stromsteuer 1,537 1,537 1,537 1,537 1,537 1,537 1,537 1,537

EEG-Umlage 6,880 6,792 7,452 7,920 8,021 7,910 7,626 7,621



EEX-Großhandel 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis Industriekunden 15,27 14,86 15,58 15,79 15,73 15,54 15,18 15,07

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,005 0,010 0,006 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005


StromNEV-Umlage 0,224 0,211 0,212 0,208 0,205 0,201 0,198 0,195

KWK-Aufschlag 0,259 0,229 0,337 0,332 0,326 0,321 0,315 0,310


Stromsteuer 1,375 1,352 1,329 1,307 1,285 1,264 1,243 1,222

EEG-Umlage 6,154 5,974 6,445 6,735 6,707 6,503 6,166 6,058



EEX-Großhandel 3,053 2,834 2,969 2,927 2,932 2,988 3,002 3,037

ct/k

Wh

STROM


Abbildung 110 Nominale Strompreise für die energieintensive Industrie in Deutschland bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Stromabnahme über 1 GWh/a und Begünstigung bei mehreren Steuern und Umlagen aufgrund hohen Stromkostenanteils

Abbildung 111 Reale Strompreise für die energieintensive Industrie in Deutschland bis 2024

Berechnungen des IE Leipzig für Stromabnahme über 1 GWh/a und Begünstigung bei mehreren Steuern und Umlagen aufgrund hohen Stromkostenanteils, Preisbasis: 2010

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis energieintensiveIndustrie

5,361 5,193 5,433 5,470 5,563 5,720 5,828 5,965

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,006 0,011 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006 0,006

Offshore-Haftungsumlage 0,025 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024 0,024

StromNEV-Umlage 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025 0,025

KWK-Aufschlag 0,060 0,052 0,059 0,059 0,059 0,059 0,059 0,059


Stromsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

EEG-Umlage 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110 0,110



EEX-Großhandel 3,413 3,222 3,432 3,442 3,506 3,635 3,713 3,821

ct/k

Wh

2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Netto-Gesamtpreis energieintensiveIndustrie

4,796 4,568 4,699 4,652 4,652 4,703 4,712 4,742

Mehrwertsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

abLa-Umlage 0,005 0,010 0,006 0,005 0,005 0,005 0,005 0,005

Offshore-Haftungsumlage 0,022 0,021 0,021 0,020 0,020 0,020 0,019 0,019

StromNEV-Umlage 0,022 0,022 0,022 0,021 0,021 0,021 0,020 0,020

KWK-Aufschlag 0,054 0,046 0,051 0,050 0,049 0,048 0,047 0,047


Stromsteuer 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000

EEG-Umlage 0,098 0,097 0,095 0,094 0,092 0,090 0,089 0,087



EEX-Großhandel 3,053 2,834 2,969 2,927 2,932 2,988 3,002 3,037

ct/k

Wh

WÄRME


10.1 FernwärmeDa Fernwärme fast ausschließlich auf Basis

erdgasbetriebener KWK-Anlagen bzw. BHKW

erzeugt wird, wurde für die Prognose der zukünftigen

Fernwärmepreise vom Primärenergieträger Erdgas

ausgegangen. Als Grundlage für zukünftige

Erdgaspreise dienen die Ergebnisse aus Kapitel 0 zu

den Großhandelspreisen für Erdgas.

Der größere Teil der Fernwärmekosten umfasst die

Abschreibung der Investitionen in das Wärmenetz

sowie die laufende Betriebsführung bei der

Wärmeerzeugung sowie Margen und Vertriebskosten.

Diese Preiskomponenten wiesen in den letzten 10

Jahren einen steigenden Trend auf. Von 2009 bis 2015

stiegen diese Kosten jährlich im Mittel nominal um

0,12 ct/kWh an. Ausgehend von dem Mittelwert aus

den Verhältnissen der erfassten Daten aus den Jahren

2015 bis 2017, wurde dieser Trend bis 2024

fortgeschrieben.

Die in Abbildung 112 dargestellten Fernwärmepreise

ergeben sich als Summe aus diesen genannten

Komponenten. Bei leicht absinkenden Erdgaspreisen

ergeben sich somit auch sinkende Fernwärmepreise um

7,5 % im Jahr 2024 gegenüber 2017.

Eine Abschätzung über die Entwicklung der

Holzpellet-Preise wird nicht vorgenommen, da die

Preise für Holzpellets stark von der Sägeindustrie

abhängen und eine Fortschreibung nur sehr

eingeschränkt möglich ist.

10 Wärme

In diesem Kapitel wird die für die Zukunft prognostizierte Preisentwicklung für die

Fernwärme bis zum Jahr 2024 dargestellt und erläutert.

WÄRME


Abbildung 112 Prognose der Fernwärmepreise und Grenzüberganspreise für Erdgas nominal und real von 2000 bis

2024

Berechnung des IE-Leipzig

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Fernwärme nominal 4,8 5,6 5,7 5,7 5,7 6,2 6,9 7,4 7,8 8,3 7,7 8,2 8,9 9,2 9,2 8,9 8,5 8,2 8,5 8,3 8,1 8,0 7,8 7,7 7,6

Fernwärme real 5,6 6,5 6,4 6,4 6,3 6,7 7,4 7,7 7,9 8,4 7,7 8,1 8,6 8,7 8,6 8,4 7,9 7,5 7,6 7,4 7,0 6,8 6,6 6,4 6,2

Erdgas Grenzübergangspreis nominal 1,1 1,4 1,2 1,2 1,2 1,6 2,1 2,0 2,7 2,1 2,1 2,6 2,9 2,8 2,4 2,1 1,5 1,7 1,7 1,7 1,6 1,6 1,6 1,6 1,5

Erdgas Grenzübergangspreis real 1,2 1,5 1,3 1,3 1,3 1,7 2,2 2,1 2,7 2,1 2,1 2,5 2,8 2,6 2,2 1,9 1,4 1,5 1,5 1,5 1,4 1,4 1,3 1,3 1,2

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

[ct/

kWh

]

ANHANG


Strompreise in der EU

Abbildung 113 Industriestrompreise in den Ländern der Europäischen Union 2017 (IC und IF)

[Eurostat 2018], Darstellung IE Leipzig

Abbildung 114 Haushaltsstrompreis in den Ländern der Europäischen Union 2017

[Eurostat 2018], Darstellung IE Leipzig

6,43 5,96 6,77 6,65 7,53 6,42 6,96 6,19 5,98 6,07 6,96 7,21 8,21 7,86 6,21 7,3610,10 8,62 8,38 8,35 7,71 9,11 10,95 9,33

14,09 12,758,29 7,61

0,05 0,71 0,11 0,75 0,10 1,27 0,84 1,65 2,18 2,15 1,41 1,49 0,53 0,91 3,09 2,560,51 2,11 2,89 3,10 3,77 2,68

1,42 3,35

0,00 1,396,48 7,58

6,48 6,67 6,88 7,40 7,63 7,69 7,80 7,84 8,16 8,22 8,37 8,70 8,74 8,77 9,30 9,92 10,61 10,73 11,27 11,45 11,48 11,79 12,37 12,6814,09 14,14 14,77 15,19

Schw

ede

n

Finn

lan

d

Tsche

chisch

eR

ep

ub

lik

Un

garn

Bu

lgarien

Ru

män

ien

Luxem

bu

rg

Slow

en

ien

Dä

nem

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Nied

erlan

de

Litauen

Estland

Kro

atien

Po

len

Öste

rreich

Frankreich

Spa

nien

Grie

che

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d

Be

lgien

Po

rtugal

Slow

akei

Lettland

Irland

Verein

igtesK

ön

igreich

Ma

lta

Zype

rn

Italien

De

utsch

land

2017

Verbrauchsgruppe IC (500 bis 2.000 MWh pro Jahr)

ohne Steuern und Abgaben staatl. veranlasster Anteil

[ct/kWh]

3,91 4,72 4,36 4,86 5,23 5,00 5,00 5,60 5,49 5,04 6,31 5,07 4,58 4,52 5,40 6,50 6,945,06

7,12 6,40 5,21 6,279,95

4,55

9,96 10,500,06

0,32 0,70 0,40 0,10 0,48 0,58 0,52 0,72 1,18 0,10 1,48 1,99 2,19 1,39 0,75 0,36 2,680,85 1,74 3,77 2,82

0,00

6,07

1,89 1,39

3,975,04 5,06 5,26 5,33 5,48 5,58 6,12 6,21 6,22 6,41 6,55 6,57 6,71 6,79 7,25 7,30 7,74 7,97 8,14 8,98 9,09

9,95 10,6211,85 11,89

Schw

ede

n

Kro

atien

Finn

lan

d

Frankreich

Bu

lgarien

Nied

erlan

de

Slow

en

ien

Po

len

Be

lgien

Ru

män

ien

Tsche

chisch

eR

ep

ub

lik

Estland

Dä

nem

ark

Öste

rreich

Litauen

Un

garn

Spa

nien

Lettland

Irland

Po

rtugal

Slow

akei

Italien

Ma

lta

De

utsch

land

Verein

igtesK

ön

igreich

Zype

rn

2017

Verbrauchsgruppe IF (70.000 bis 150.000 MWh pro Jahr)


[€ct/kWh]

7,96 7,83 8,86 10,11 8,71 9,26 12,178,32 11,76 11,01 11,46 10,49 10,43 11,04 11,67 10,89 13,44 14,54 12,57 11,39 12,21 13,32 11,06

18,05 18,46 18,6513,89

10,031,59 3,33 2,39 1,85 3,27 2,81

0,61 6,032,62 3,56 4,16 5,32 5,43 5,05 4,48 6,01 4,22 4,09 6,79 7,97 7,29 8,10 11,78

4,91 4,599,34 16,59

20,46

9,55 11,16 11,25 11,96 11,98 12,07 12,78 14,35 14,38 14,57 15,62 15,81 15,86 16,09 16,15 16,90 17,66 18,63 19,36 19,36 19,5021,42 22,84 22,96 23,05

27,9930,48 30,49

Bu

lgarien

Litauen

Un

garn

Kro

atien

Ru

män

ien

Estland

Ma

lta

Slow

akei

Tsche

chisch

eR

ep

ub

lik

Po

len

Nied

erlan

de

Finn

lan

d

Lettland

Slow

en

ien

Luxem

bu

rg

Frankreich

Verein

igtesK

ön

igreich

Zype

rn

Schw

ede

n

Grie

che

nlan

d

Öste

rreich

Italien

Po

rtugal

Spa

nien

Irland

Be

lgien

De

utsch

land

Dä

nem

ark

2017

Verbrauchsgruppe DC (2.500 bis 5.000 kWh pro Jahr)


[€ct/kWh]

11 Anhang

ANHANG


Börsenstrompreise Gas Spotmarkt

Abbildung 115 Preisentwicklung Erdgas Großhandel Spotmarkt

[BDEW 2018a]

VERZEICHNISSE


Abkürzungsverzeichnis 142

Abbildungsverzeichnis 144

Tabellenverzeichnis 151

Literaturverzeichnis 152

12 Verzeichnisse

VERZEICHNISSE


BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft

BMWi Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie

Bzw. Beziehungsweise

Ca. Zirka

CARMEN e.V. Centrales Agrar-Rohstoff-Marketing- und Energie-Netzwerk

CDU Christlich Demokratische Union Deutschlands

CME Chicago Mercantile Exchange

COP 23 Conference of the Parties - Weltklimagipfel

CO2 Kohlendioxid

CSU Christlich-Soziale Union

Ct/kWh Cent je Kilowattstunde

DE Deutschland

DIN Deutsches Institut für Normung

DK Dänemark

EC European Commission

EEG Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz - EEG

2017)

EEX European Energy Exchange

EIA Energy Information Administration

EID Energie Informationsdienst

EU Europäische Union

EU 28 28 EU-Mitgliedsländer

EUA European Emission Allowances

EZB Europäische Zentralbank

ff fortfolgende

FR Frankreich

GJ Gigajoule

Abkürzungsverzeichnis

VERZEICHNISSE


GWh Gigawattstunden

HVPI harmonisierten Verbraucherpreis-Index

IE Leipzig Leipziger Institut für Energie GmbH

IEKK Integriertes Energie- und Klimaschutzkonzept des Ministeriums für Umwelt, Klima

und Energiewirtschaft Baden-Württemberg

km Kilometer

kV Kilovolt

kW Kilowatt

KWK Kraft-Wärme-Kopplung

L Liter

Mio Millionen

Mrd Milliarden

MWh Megawattstunden

NCG NetConnect Germany, ein Marktgebietsbetreiber im deutschen Erdgasmarkt

NEMoG Gesetz zur Modernisierung der Netzentgeltstruktur

NEP Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber

NL Niederlande

o.g. oben genannte

OPEC Organization of the Petroleum Exporting Countries

PV Photovoltaik

SLP Standardlastprofil

SPD Soziale Partei Deutschland

TWh Terrawattstunden

UM Umweltministerium

US United States

USA United States of America

WTI West Texas Intermediate

VERZEICHNISSE


Abbildung 1 Nominale Energiepreis-Indizes seit 2000 mit Prognose bis 2024 6

Abbildung 2 Reale Energiepreis-Indizes seit 2000 mit Prognose bis 2024 6

Abbildung 3 Entwicklung der Ölpreise seit 2008 inklusive Kennzeichnung wesentlicher Ereignisse

10

Abbildung 4 Entwicklung der gewerblichen und nicht-gewerblichen Endverbraucherpreise für

Heizöl und Einfuhrpreise für Rohöl in Deutschland 2006-2017 (nominal, monatliche

Durchschnittswerte) 12

Abbildung 5 Nominale und reale Preise für leichtes Heizöl nicht gewerblich und gewerblich bis

2017 (Jahresdurchschnittswerte) 12

Abbildung 6 Preise auf nicht-gewerbliches Heizöl in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern

und dem EU-Durchschnitt 2013-2017 14

Abbildung 7 Preise für Heizöl bei Belieferung an Haushalte im Bundesländervergleich im Oktober

2013 bis Januar 2018 15

Abbildung 8 Nominale Preise für Superbenzin und Dieselkraftstoff (monatliche Mittelwerte) 2006-

2017 16

Abbildung 9 Jahresmittel der Preise für Dieselkraftstoff und Superbenzin von 2000 bis 2017

(nominal und real) 16

Abbildung 10 Preise für Superbenzin in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern und EU-

Durchschnitt 2013-2017 17

Abbildung 11 Preise für Diesel in Deutschland im Vergleich zu Nachbarländern und EU-

Durchschnitt 2013-2017 18

Abbildung 12 Entwicklung der monatlichen Preisindizes für Erdgas für verschiedene

Verbrauchergruppen in Deutschland 2000-2017 (nominal) 21

Abbildung 13 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgasimporte nach Deutschland von

Januar 2010 bis Dezember 2017 23

Abbildung 14 Zusammensetzung des Gaspreises für Haushalte (Abnahmefall 20-200 GJ) und

Industrie (Abnahmefall 116 GWh) in Deutschland zum Stichtag 1. April 2017 24

Abbildung 15 Nominale Erdgaspreise für Haushaltskunden im europäischen Vergleich 2013-2017

25

Abbildung 16 Reale Erdgaspreise für Haushaltskunden im europäischen Vergleich 2013-2017 26

Abbildungsverzeichnis

VERZEICHNISSE


Abbildung 17 Nominale Erdgaspreise für Haushaltskunden in den USA 27

Abbildung 18 Reale Erdgaspreise für Haushaltskunden in den USA 27

Abbildung 19 Erdgaspreise für Haushaltskunden nach Bundesländern 2017 28

Abbildung 20 Netznutzungsentgelte für Haushaltskunden nach Bundesländern 2017 29

Abbildung 21 Nominale Erdgaspreise für die Verbrauchergruppe I1 der Industrie im europäischen

Vergleich 2013-2017 31

Abbildung 22 Reale Erdgaspreise für die Verbrauchergruppe I1 der Industrie im europäischen


















Abbildung 31 Nominale Erdgaspreise für das Gewerbe in den USA 37

Abbildung 32 Reale Erdgaspreise für das Gewerbe in den USA 37

Abbildung 33 Nominale Erdgaspreise für die Industrie in den USA 38

Abbildung 34 Reale Erdgaspreise für die Industrie in den USA 38

Abbildung 35 Erdgaspreise für Gewerbekunden nach Bundesländern 2017 40

VERZEICHNISSE


Abbildung 36 Netznutzungsentgelte für Gewerbekunden nach Bundesländern 2017 40

Abbildung 37 Entwicklung des deutschen Stromaußenhandels seit 2003 42

Abbildung 38 Vertragsstruktur (mengenbezogen) von Haushaltskunden 2016 43

Abbildung 39 Vertragsstruktur (mengenbezogen) von Industrie- und Gewerbekunden 2016 44

Abbildung 40 Nominale Entwicklung der Preisindizes für Strom in Deutschland (Monatsmittelwerte

(Abbildung) und Jahresmittelwerte (Tabelle) 46

Abbildung 41 Inflationsbereinigte Entwicklung der Preisindizes für Strom in Deutschland

(Jahresmittelwerte) 46

Abbildung 42 Entwicklung der Preisindizes für die Einfuhr bzw. Erzeugung fossiler Energieträger

(nominal), Monatsmittelwerte (Abb.) und Jahresmittelwerte (Tab.) 48

Abbildung 43 Entwicklung der Preisindizes für die Einfuhr bzw. Erzeugung fossiler Energieträger

(real), Jahresmittelwerte 48

Abbildung 44 Monats- und Jahresmittelwerte der nominalen Börsenpreise für Strom am Spotmarkt

49

Abbildung 45 Komponenten der EEG-Umlage 2010 bis 2018 50

Abbildung 46 Steuern und Abgaben auf Strom nach Verbrauchergruppen 2017 51

Abbildung 47 Haushaltsstrompreis im europäischen Vergleich (nominal) 52

Abbildung 48 Haushaltsstrompreis im europäischen Vergleich (real) 53

Abbildung 49 Haushaltsstrompreis in den USA (nominal) 53

Abbildung 50 Haushaltsstrompreis in den USA (real) 54

Abbildung 51 Entwicklung des Haushaltsstrompreises und dessen Bestandteile in Deutschland

(nominal) 55

Abbildung 52 Entwicklung des Haushaltsstrompreises und dessen Bestandteile in Deutschland

(real) 56

Abbildung 53 Bestandteile des Haushaltsstrompreises in Deutschland für 2016 und 2017 57

Abbildung 54 Marktübersicht über Strompreise einschließlich aller Steuern, Abgaben und Umlagen

für Haushaltskunden nach Bundesländern 58

Abbildung 55 Übersicht über die Netznutzungsentgelte für Haushaltskunden nach Bundesländern

58

VERZEICHNISSE


Abbildung 56 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte in Baden-Württemberg für die Haushalte

bei unterschiedlichen Netzbetreibern 60

Abbildung 57 Anteil der Stromkosten an der Kaufkraft der Haushalte nach Bundesländern 60

Abbildung 58 Strompreis für private Nachtspeicher-Heizungen in ausgewählten Städten in Baden-

Württemberg 2016 und 2017 62

Abbildung 59 Wärmepumpen-Strompreis für Haushalte in Baden-Württemberg 2016 und 2017 63

Abbildung 60 Industriestrompreise nominal (oben) und inflationsbereinigt (unten) im

europäischen Vergleich für die Verbrauchergruppen IC 66

Abbildung 61 Industriestrompreise nominal (oben) und inflationsbereinigt (unten) im

europäischen Vergleich für die Verbrauchergruppen IF 67

Abbildung 62 Gewerbestrom- (links) und Industriestrompreise (rechts), nominal (oben) und

inflationsbereinigt (unten) der USA 68

Abbildung 63 Entwicklung des nominalen Industriestrompreises (Mittelspannung) und seiner

Bestandteile in Deutschland 70

Abbildung 64 Entwicklung des realen Industriestrompreises (Mittelspannung) und seiner

Bestandteile in Deutschland 70

Abbildung 65 Bestandteile des Industriestrompreises in Deutschland 2016 und 2017 71

Abbildung 66 Strompreisbestandteile für ein energieintensives Unternehmen mit umfassender

Befreiung bei Steuern, Umlagen, Abgaben und Entgelten 2011 bis 2017 72

Abbildung 67 Marktübersicht über angebotene Gewerbestrompreise nach Bundesländern 73

Abbildung 68 Netznutzungsentgelte für Gewerbe nach Bundesländern 74

Abbildung 69 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte bei ausgewählten Netzbetreibern in Baden-

Württemberg für das Gewerbe 74

Abbildung 70 Übersicht der zu zahlenden Netzentgelte bei ausgewählten Netzbetreibern in Baden-

Württemberg für die Industrie 76

Abbildung 71 Anteil genutzter Energieträger zur Beheizung deutscher und baden-

württembergischer Wohnungen in 2014 77

Abbildung 72 Monatliche Fernwärmepreise für Haushalte in Deutschland 2006-2017 79

Abbildung 73 Nominale und reale Preise für die Lieferung von Fernwärme an Haushalte im

Jahresmittel von 2000 bis 2017 80

VERZEICHNISSE


Abbildung 74 Preise für die Lieferung von Fernwärme an Endabnehmer in Baden-Württemberg 81

Abbildung 75 Monatliche Durchschnittspreise für Pellets im Norden und Süden Deutschlands und

Österreich 2010-2018 82

Abbildung 76 Jahresdurchschnittspreise für Pellets nach Bundesländern 2013-2017 83

Abbildung 77 Monatliche (Grafik) und jährliche (Tabelle) Preisindizes für Wärmeenergieträger

2000-2017 84

Abbildung 78 Jährliche Mittelwerte der Preisindizes für Wärmeenergieträger 2000-2017 real 84

Abbildung 79 Jährliche nominale Verbrauchskosten für Kraftstoffe je Haushalt in Deutschland 86

Abbildung 80 Jährliche nominale Verbrauchskosten zur Erzeugung von Wärme je Haushalt 87

Abbildung 81 Jährliche reale Verbrauchskosten zur Erzeugung von Wärme je Haushalt 88

Abbildung 82 Jährliche nominale Verbrauchskosten für Strom je Haushalt in Baden-Württemberg

88

Abbildung 83 Anteil der Energiekosten an der Kaufkraft der Haushalte in Baden-Württemberg im

Jahr 2016 und 2017 89

Abbildung 84 Staatlich induzierte Strompreisbestandteile unter Berücksichtigung der

Entlastungstatbestände für durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg

2016 100

Abbildung 85 Spezifische Kosten für Transport, Beschaffung und Vertrieb (inkl. Marge) für

durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg 2016 101

Abbildung 86 Nettostrompreis für durchschnittliche Verbraucher in Baden-Württemberg 2016 102

Abbildung 87 Spanne der Nettostrompreise innerhalb eines Wirtschaftszweiges in Baden-

Württemberg in Abhängigkeit von der Erfüllung der Entlastungsbedingungen 2016

104

Abbildung 88 Effektiver Stromkostenanteil am Umsatz für durchschnittliche Verbraucher in Baden-

Württemberg 2016 106

Abbildung 89 Effektiver Stromkostenanteil an der Bruttowertschöpfung durchschnittlicher

Verbraucher in Baden-Württemberg 2016 108

Abbildung 90 Begünstigte Abnahmestellen der besonderen Ausgleichsregelung nach § 64 und § 65

EEG in Baden-Württemberg und Deutschland im Jahr 2017 110

VERZEICHNISSE


Abbildung 91 Anteil der begünstigten Abnahmestellen der besonderen Ausgleichsregelung nach §

64 EEG an allen Abnahmestellen in Baden-Württemberg 2017 111

Abbildung 92 Prognose der nominalen und realen Einfuhrpreise für Rohöl und der Heizölpreise für

Haushalte in Deutschland bis 2024 113

Abbildung 93 Prognose der Preise für Diesel und Superbenzin sowie Einfuhrpreise für Rohöl

nominal und real bis 2024 in Deutschland 114

Abbildung 94 Entwicklung des Grenzübergangspreises für Erdgas im NCG-Marktgebiet von 2016 bis

2024 116

Abbildung 95 Entwicklung der nominalen Erdgas-Verbraucherpreise für Haushalte in Baden-

Württemberg bis 2024 118

Abbildung 96 Entwicklung der realen Erdgas-Verbraucherpreise für Haushalte in Baden-

Württemberg bis 2024 118

Abbildung 97 Entwicklung der nominalen Erdgas-Verbraucherpreise für die Industrie in

Deutschland bis 2024 120

Abbildung 98 Entwicklung der realen Erdgas-Verbraucherpreise für die Industrie in Deutschland

bis 2024 120

Abbildung 99 Stromverbrauch in Baden-Württemberg bis 2024 im Trend 127

Abbildung 100 Nominale Haushaltsstrompreise in Baden-Württemberg bis 2024 130

Abbildung 101 Reale Haushaltsstrompreise in Baden-Württemberg bis 2024 130

Abbildung 102 Nominale Wärmepumpen-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024 131

Abbildung 103 Reale Wärmepumpen-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024 131

Abbildung 104 Nominale Nachtspeicher-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024 132

Abbildung 105 Reale Nachtspeicher-Strompreise in Baden-Württemberg bis 2024 132

Abbildung 106 Nominale Gewerbestrompreise (netto) in Baden-Württemberg bis 2024 133

Abbildung 107 Reale Gewerbestrompreise (netto) in Baden-Württemberg bis 2024 133

Abbildung 108 Nominale Strompreise für die mittelständische Industrie in Deutschland bis 2024 135

Abbildung 109 Reale Industriestrompreise (Mittelstand) in Deutschland bis 2024 135

Abbildung 110 Nominale Strompreise für die energieintensive Industrie in Deutschland bis 2024 136

Abbildung 111 Reale Strompreise für die energieintensive Industrie in Deutschland bis 2024 136

VERZEICHNISSE


Abbildung 112 Prognose der Fernwärmepreise und Grenzüberganspreise für Erdgas nominal und

real von 2000 bis 2024 138

Abbildung 113 Industriestrompreise in den Ländern der Europäischen Union 2017 (IC und IF) 139

Abbildung 114 Haushaltsstrompreis in den Ländern der Europäischen Union 2017 139

Abbildung 115 Preisentwicklung Erdgas Großhandel Spotmarkt 140

VERZEICHNISSE


Tabelle 1 Entwicklung der Preisindizes (Jahresdurchschnittswerte) für Erdgas für verschiedene

Verbraucher in Deutschland in der Zehnjahresbetrachtung (Werte nominal und real

mit Preisbasis 2010) 21

Tabelle 2 Jährliche reale Verbrauchskosten für Kraftstoffe je Haushalt in Deutschland 86

Tabelle 3 Nominale Preise der Energieträger zur Ermittlung der jährlichen Verbrauchskosten

zur Erzeugung von Wärme für Haushalte 87

Tabelle 4 Jährliche reale Verbrauchskosten für Strom je Haushalt in Baden-Württemberg 89

Tabelle 5 Grunddaten zu den Verbrauchergruppen im Jahr 2016 für Baden-Württemberg 94

Tabelle 6 Charakterisierung durchschnittlicher Verbraucher nach Branchen in Baden-

Württemberg im Jahr 2016 95

Tabelle 7 Berücksichtigte Entlastungs- und Befreiungstatbestände im Rahmen der

Strompreisanalyse 96

Tabelle 8 Prognose zur Entwicklung der EEG-Umlage bis 2024 für nichtprivilegierte

Letztverbraucher bei unveränderten Rahmenbedingungen (nominale Preise) 122

Tabelle 9 Investitionsaufwendungen, kalkulatorische Abschreibungen, Betriebskosten, Kosten

für Redispatch und Einspeisemangement bis 2024 für Stromnetzausbaumaßnahmen

in Baden-Württemberg 126

Tabellenverzeichnis

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blisher.NavId=618583&VolltextZielverzeichnisId=926d13bc9e20cec2d1b04d7a220ad6cdf774

7a760f6b316c97589b97a51d81c8&VolltextSuchbegriff=Preisbl%E4tter+Netzentgelte+2014,


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THERMA 2017 THERMA Fernwärme: „Preisblatt ab 01.07.2017“, Mannheim 2017

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ÜNB 2016a 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TransnetBW GmbH, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Aktuelle Daten zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG),

Bayreuth, Berlin, Dortmund, Stuttgart, 26.10.2016.

ÜNB 2016b 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TransnetBW GmbH, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Entwicklung Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz: Geförderte KWK-

Strommengen und Zuschlagszahlung für KWK-Strom und Wärme-/Kältenetze sowie Wärme-

/Kältespeicher (WKNS) 2005 bis 2019.

ÜNB 2016c 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TransnetBW GmbH, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Umlage nach § 19 Abs. 2 StromNEV für 2016, abrufbar im Internet

unter: https://www.netztransparenz.de/EnWG/Umlage-nach-19-StromNEV/Umlage-nach-19-

StromNEV/Umlage-nach-19-StromNEV-2016, letzter Zugriff am 20.03.2016.

ÜNB 2016d 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TransnetBW GmbH, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Offshore-Haftungsumlage für 2016 nach § 17F EnWG, abrufbar

im Internet unter: https://www.netztransparenz.de/EnWG/Umlage-17f-EnWG/Umlage-17f-

EnWG-2016, letzter Zugriff am 20.03.2016.

ÜNB 2016e 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, EnBW Tranportnetze AG, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Umlage für abschaltbare Lasten nach § 18 AbLaV ab 1. Januar

2016, abrufbar im Internet unter: https://www.netztransparenz.de/EnWG/Umlage-18-

AbLaV/Umlage-18-AbLaV-2016, letzter Zugriff am 20.03.2016.

ÜNB 2016f 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, EnBW Tranportnetze AG, TenneT TSO GmbH

(Übertragungsnetzbetreiber): Prognose der EEG-Umlage 2016 nach AusglMechV. Prognose-

konzept und Berechnung der ÜNB. Foliensatz, Dortmund, Berlin, Bayreuth, Stuttgart, 2016.

ÜNB 2017 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH,

(Übertragungsnetzbetreiber): Prognose der EEG-Umlage 2018 nach EEV - Foliensatz, Stand

16.10.2017, Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, Oktober 2017.

ÜNB 2017a 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH,

(Übertragungsnetzbetreiber): Ermittlung der Umlage für abschaltbare Lasten (§18 AbLaV) in

VERZEICHNISSE


2018 auf Netzentgelte für Strommengen des gesamten Letztverbraucherabsatzes nach § 26

KWKG, Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 25.10.2017.

ÜNB 2017b 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH,

(Übertragungsnetzbetreiber): Ermittlung der Offshore-Haftungsumlage (§17f EnWG) in 2018

auf Netzentgelte für Strommengen der Letztverbrauchskategorien A', B' und C' gem. KWKG

2016, Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 11.10.2017.

ÜNB 2017c 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH,

(Übertragungsnetzbetreiber): Ermittlung der Umlage nach § 19 Absatz 2 StromNEV in 2018 auf

Netzentgelte für Strommengen der Endverbrauchskategorien A', B' und C' (§ 19 StromNEV-

Umlage), Berlin, Dortmund, Bayreuth, Stuttgart, 25.10.2017.

ÜNB 2017d 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH,

(Übertragungsnetzbetreiber): Prognose der KWKG-Umlage 2018, Berlin, Dortmund, Bayreuth,

Stuttgart, 25.10.2017.

Verivox 2010 Verivox GmbH: Datenauswertung und Datenlieferung Marktübersicht - Strom und Gas,

Heidelberg, 17.09.2010.Verivox 2011 Verivox GmbH: Datenauswertung und

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Verivox 2015a Verivox GmbH: Datenauswertung und Datenlieferung Marktübersicht - Strom und Gas,




Verivox 2018a Verivox GmbH: Datenauswertung und Datenlieferung Marktübersicht - Strom und Gas für

1.12.2016, Heidelberg, 30.01.2018.

Verivox 2018b Verivox GmbH: Datenauswertung und Datenlieferung Marktübersicht – Heizstrom, Heidelberg,

19.02.2018.

VP 2018 Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg (Hrsg.):

Versorgerportal Baden-Württemberg: Themenbereiche „Energiekartellbehörde Baden-

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Württemberg (EKartB)“ und „https://www.versorger-

bw.de/landesregulierungsbehoerde/stromnetze/netzentgelte.html://www.versorger-bw.de,


Welt 2018 Axel Springer SE: Negative Strompreise sind auch ein Grund zur Freude, abrufbar im Internet

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negative-Strompreise.html, letzter Zugriff am 21.02.2018.

ZSW 2017 Ministerium für Umwelt, Klima und Energiewirtschaft Baden-Württemberg (Hrsg.): Zentrum

für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg, Monitoring der

Energiewende in Baden-Württemberg, Statusbericht 2017, Stuttgart, Dezember 2017.

Preisbericht für den Energiemarkt in Baden-Württemberg 2017 · 0 Executive Summary /...

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