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Kohlendioxid-Emissionen in der Stromerzeugung sinken
Hans-Wilhelm Schiffer analysiert in einem Gastbeitrag wichtige Entwicklungen auf dem deutschen Strommarkt

In Teil 2 des Aufsatzes „Deutscher Energiemarkt 2018“ nimmt der Autor den Ausbau der Erneuerbaren unter die Lupe. Außerdem fasst er die wichtigsten Fakten zu Energiepreisen und -Importen zusammen. In der Fachzeitschrift „et – Energiewirtschaftliche Tagesfragen“ ist der Aufstz zunächst erschienen.

Elektrizität

Der Bruttostromverbrauch in Deutschland ist von 598,6 TWh im Jahr 2017 um 0,5 % auf 595,6 TWh im Jahr 2018 gesunken (TWh = Mrd. kWh). Der Bruttostromverbrauch ermittelt sich als Summe von Nettostromverbrauch, Pumpstromverbrauch sowie Netzverlusten und Eigenverbrauch der Kraftwerke. Die statistische Größe Bruttostromverbrauch kann ebenfalls durch Addition von Brutto- Stromerzeugung und Strom-Außenhandelssaldo errechnet werden.

Aufkommen

Den wichtigsten Beitrag zur Deckung des Stromverbrauchs erbringt die inländische Stromerzeugung. Die gesamte Brutto-Stromerzeugung in Deutschland war 2018 mit 646,8 TWh um 1,0 % niedriger als 2017. Die Erzeugung an deutschen Standorten wurde ergänzt durch Einfuhren von Elektrizität, die 2018 rund 31,5 TWh betrugen (2017: 28,4 TWh). Die Ausfuhren an Strom beliefen sich 2018 auf 82,7 TWh (2017: 83,4 TWh). Im Vergleich zum Vorjahr sind die Stromeinfuhren um 10,9 % gestiegen, während die Stromausfuhren um 0,8 % zurückgingen. Der Saldo aus Exporten und Importen belief sich 2018 auf 51,2 TWh gegenüber 55,0 TWh im Jahr 2017.

Energiemix in der Stromerzeugung

2018 stellte sich die Struktur der Bruttostromerzeugung wie folgt dar (Quelle: AGEB, DESTATIS, VGB, ZSW, BDEW):

Der Energiemix in der Stromerzeugung wird insbesondere durch folgende Faktoren bestimmt: den politisch geförderten Ausbau der erneuerbaren Energien, den 2011 beschlossenen schrittweisen Ausstieg aus der Kernenergie, die Kosten bzw. Preise für Braunkohle, Steinkohle und Erdgas sowie die CO2-Preise. Im Vergleich zum Jahr 2017 hat sich insbesondere die Stromerzeugung aus Steinkohle vermindert, während die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zunahm. Auch die Stromerzeugung auf Basis Braunkohle und Erdgas verzeichnete leichte Einbußen. Die Stromerzeugung aus Kernenergie blieb praktisch konstant. Die zum 31. Dezember 2017 erfolgte Stilllegung des Kraftwerks Gundremmingen B wurde durch eine vergrößerte Auslastung der anderen Kernkraftwerke kompensiert.

In den kommenden Jahren ist mir einem deutlichen Rückgang der Stromerzeugung aus Kohle und aus Kernenergie zu rechnen. Mit dem Dreizehnten Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes vom 31. Juli 2011 war geregelt worden, dass bis Ende 2022 schrittweise vollständig auf die Stromerzeugung aus Kernkraftwerken in Deutschland verzichtet wird. Ende Januar 2019 hat die am 6. Juni 2018 von der Bundesregierung einberufene sog. Kohle-Kommission ihren Abschlussbericht mit Empfehlungen zur schrittweisen Reduzierung und schließlich Beendigung der Kohleverstromung in Deutschland vorgelegt. Danach soll bereits bis 2022 eine Reduktion der Leistung bei Braunkohle und bei Steinkohle auf jeweils rund 15 GW erfolgen. Das entspricht im Vergleich zu Ende 2017 einem Rückgang von annähernd 5 GW bei Braunkohlekraftwerken und von 7,7 GW bei Steinkohlekraftwerken. Bis 2030 soll die Leistung der Kohlekraftwerke im Markt (ohne Reserven) auf maximal 9 GW Braunkohle und 8 GW Steinkohle verringert werden. Das entspricht im Vergleich zu 2017 einem gesamten Rückgang von 10,9 GW bei Braunkohlekraftwerken und 14,7 GW bei Steinkohlekraftwerken. Dieser Ausstiegsplan für die Kohleverstromung ist an eine Reihe von energie- und sozialpolitischen Bedingungen geknüpft und soll 2023, 2026 und 2029 überprüft werden. Als Abschlussdatum für die Kohleverstromung empfiehlt die Kommission Ende des Jahres 2038. Sofern die energiewirtschaftlichen, beschäftigungspolitischen und die betriebswirtschaftlichen Voraussetzungen vorliegen, kann das Datum in Verhandlungen mit den Betreibern auf frühestens 2035 vorgezogen werden. Die Überprüfung, ob dies möglich ist, erfolgt im Jahr 2032 („Öffnungsklausel“).

Stromverbrauch nach Sektoren

Der Nettostromverbrauch in Deutschland ist 2018 im Durchschnitt über alle Verbrauchergruppen im Vergleich zum Vorjahr um 0,4 % gesunken. In der Industrie war ein Rückgang des Verbrauchs um 0,5 % verzeichnet worden. Der Stromverbrauch der privaten Haushalte hat um 0,8 % abgenommen. Im Sektor Gewerbe/Handel/Dienstleistungen/Landwirtschaft vergrößerte sich der Stromverbrauch um 0,1 %. Im Sektor Verkehr nahm der Stromverbrauch um 0,9 % zu. Nach Abnehmergruppen stellte sich der Stromverbrauch 2018 damit wie folgt dar: Industrie: 47,0 %, Private Haushalte: 24,1 %, Kleinverbraucher (Handel, Gewerbe, Dienstleistungen und öffentliche Einrichtungen): 26,7 %, Verkehr: 2,2 %.

Erneuerbare Energien

Erneuerbare Energien trugen im Jahr 2018 mit 61,1 Mio. t SKE entsprechend 13,9 % zur Deckung des Primärenergieverbrauchs bei (2017: 60,4 Mio. t SKE entsprechend 13,2 %). Die Energiebereitstellung durch erneuerbare Energien erfolgt für die Stromerzeugung sowie für die Deckung des Wärme- und des Kraftstoffverbrauchs. Dem Einsatz zur Stromerzeugung kam 2018 mit einem Anteil von 58,0 % – gemessen am Primärenergieverbrauch erneuerbare Energien – die größte Bedeutung zu. 4,9 % des Primärenergieverbrauchs erneuerbare Energien wurden in Kraftwerken zur Wärmeerzeugung (Fernwärme) genutzt. Der Verbrauch bei Umwandlung machte (einschließlich Verluste) 1,3 % aus. Auf den Endenergieverbrauch erneuerbare Energien entfielen 35,8 %.

Erneuerbare Energien in der Stromversorgung

Erneuerbare Energien waren im Jahr 2018 nach Angaben des BDEW mit 226,2 TWh (2017: 216,2 TWh) entsprechend 35,0 % an der Brutto-Stromerzeugung in Deutschland beteiligt (2017: 33,1 %). Es entfielen auf die Windenergie 111,5 TWh (2017: 105,6 TWh), auf die Photovoltaik 46,2 TWh (2017: 39,4 TWh), auf die Biomasse 45,7 TWh (2017: 45,0 TWh), auf die Wasserkraft 16,4 TWh (2017: 20,2 TWh) und auf Müll (nur erneuerbarer Anteil gerechnet – 50 %) 6,2 TWh (2017: 6,0 TWh). Bei Wasser sind Pumpspeicherkraftwerke ohne natürlichen Zufluss nicht den erneuerbaren Energien zugeordnet. Insgesamt nahm die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien 2018 um 4,6 % gegenüber 2017 zu.

Nach Angaben der Deutsche WindGuard GmbH wurden im Jahr 2018 in Deutschland 743 Windenergieanlagen an Land (WEA) mit einer Leistung von 2 402 MW neu errichtet. Dieser Bruttozubau enthält gemäß den erhobenen Daten 111 Repowering-Anlagen mit einer Leistung von 363 MW; unter Repowering werden in dieser Statistik WEA bezeichnet, für deren Errichtung eine Altanlage im selben oder angrenzenden Landkreis abgebaut wurde. Verglichen mit 2017 wurden 55 % weniger Leistung installiert. Im Jahr 2018 wurden 205 abgebaute WEA mit einer Gesamtleistung von 249 MW erfasst. Damit ergibt sich für 2018 ein Netto-Zubau von 538 WEA mit 2 154 MW. Zum 31. Dezember 2018 stieg der kumulierte Anlagenbestand auf 29 213 WEA mit zusammen 52 931 MW. Dies entspricht einem Anstieg der kumulierten Leistung um 4 % gegenüber dem vergleichbaren Vorjahresstand. Die durchschnittliche im Jahr 2018 an Land errichtete WEA hatte eine Nennleistung von 3233 kW, einen Rotordurchmesser von 118 m und eine Nabenhöhe von 132 m. Die Stromerzeugungsmenge aus Wind-Onshore-Anlagen ist 2018 um 5,1 % im Vergleich zu 2017 gestiegen.

Die Verteilung des Windenergiezubaus (brutto) im Jahr 2018 auf die Bundesländer stellt sich wie folgt dar: In Niedersachsen wurden mit 718 MW rund 29,9 % der insgesamt 2018 in Deutschland errichteten Leistung installiert. Nordrhein-Westfalen erreicht im bundesweiten Vergleich den zweiten Platz mit 331 MW neu installierter Leistung. Brandenburg steht mit 289 MW an dritter Stelle. Es folgen Hessen mit 220 MW, Rheinland-Pfalz mit 203 MW, Schleswig-Holstein mit 147 MW, Mecklenburg-Vorpommern mit 127 MW und Thüringen mit 112 MW. Die genannten acht Bundesländer stellten 89,4 % des bundesweiten Gesamtzubaus. Die zum 31.12.2018 in Deutschland an Land insgesamt installierte Windenergieleistung verteilt sich nach Bundesländern wie folgt: Mit 11 165 MW führt Niedersachsen die Liste an. An zweiter und dritter Stelle stehen Brandenburg mit 7 081 MW und Schleswig-Holstein mit 6 964 MW installierter Leistung. Es folgen Nordrhein-Westfalen mit 5 773 MW, Sachsen-Anhalt mit 5 139 MW, Rheinland-Pfalz mit 3 589 MW, Mecklenburg-Vorpommern mit 3 366 MW und Bayern mit 2 515 MW. Im Jahr 2018 speisten 136 Offshore-Windenergieanlagen (OWEA) mit einer Leistung von 969 MW erstmalig in das Netz ein. Zusätzlich zu den bereits einspeisenden Anlagen wurden im Jahresverlauf 46 weitere OWEA mit einer Leistung von 276 MW vollständig errichtet, die jedoch zum 31. Dezember 2018 noch nicht ins Netz eingespeist haben. Damit hat sich die Zahl der insgesamt ins Netz einspeisenden OWEA zum Jahresende 2018 auf 1 305 Anlagen mit einer Gesamtleistung von 6 382 MW erhöht. Von der Gesamtleistung mit Netzeinspeisung zum 31.12.2018 entfielen 1 073 Anlagen mit 5 306 MW auf die Nordsee und 232 Anlagen mit 1 076 MW auf die Ostsee. Die durchschnittliche Leistung der Anlagen mit Netzeinspeisung beträgt 4 890 kW. Die OWEA, die 2018 erstmals ins Netz eingespeist haben, verfügen über eine durchschnittliche installierte Nennleistung von 7 124 kW. Der durchschnittliche Rotordurchmesser dieser neuen Anlagen beträgt 158 m. Die durchschnittliche Nabenhöhe der 2018 zugebauten Anlagen liegt bei 106 m. Die Stromerzeugungsmenge aus Wind-Offshore-Anlagen ist 2018 um 9,0 % im Vergleich zu 2017 gestiegen.

Die installierte Leistung der Photovoltaik (netto) hat sich nach Angaben der Bundesnetzagentur auf 45 929 MW zum Jahresende 2018 erhöht. Die vergleichbare Leistung zum 31.12.2017 hatte 42 982 MW betragen. Neben dem fortgesetzten Zubau an Anlagen hat sich vor allem die im Vergleich deutlich höhere Zahl an Sonnenstunden auf die PV-Stromerzeugung ausgewirkt, die insgesamt 2018 um 17,3 % zugenommen hat. Damit konnte die Photovoltaik 2018 die größten Zuwächse unter allen erneuerbaren Energien verbuchen.

Im Unterschied dazu hat sich die Stromerzeugung aus Wasserkraft wegen der großen Trockenheit 2018 um 18,8 % im Vergleich zum Vorjahr vermindert. Die Stromerzeugung aus Biomasse ist weitgehend konstant geblieben.

Die Leistung aller auf Basis erneuerbarer Energien installierten Anlagen vergrößerte sich bis zum Jahresende 2018 auf zirka 120 000 MW. Damit waren Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien zu 54 % an der in Deutschland insgesamt installierten Erzeugungskapazität beteiligt. Davon entfielen 27 Prozentpunkte auf Windenergie und 21 Prozentpunkte auf Solaranlagen.

Netto-Nennleistung der Stromerzeugungsanlagen in Deutschland Ende 2018

Die angegebenen installierten Erzeugungskapazitäten setzen sich zusammen aus im Markt befindlichen Kraftwerken und Kraftwerken außerhalb des Strommarktes (Sicherheitsbereitschaft, Netzreserve, vorläufig stillgelegte Kraftwerke, insgesamt 11 471 MW). In den angegebenen Werten sind Anlagen, die zwar in den Ländern Österreich, Luxemburg oder der Schweiz installiert sind, allerdings direkt ins deutsche Netz einspeisen, enthalten (insgesamt 5.000 MW).

Die gesamten über das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) geförderten Einspeisemengen wurden für 2018 auf 203,9 TWh (2017 gemäß nachträglicher Jahresabrechnung: 187,4 TWh) prognostiziert. Der für die EEG-Umlage maßgebliche EEG-Umlagebetrag ist von 24,6 Mrd. € im Jahr 2017 (tatsächliche Einnahmen aus EEG-Umlage gemäß nachträglicher Jahresabrechnung) auf 23,8 Mrd. € im Jahr 2018 (gemäß Prognose der Übertragungsnetzbetreiber vom 15. Oktober 2018) gesunken. Er setzt sich aus drei Bestandteilen zusammen, die für 2018 wie folgt beziffert werden: den für das folgende Kalenderjahr prognostizierten EEG-Differenzkosten für erneuerbare Energien (25,6 Mrd. €), die Liquiditätsreserve, einer Rückstellung für eventuelle Abweichungen von der Prognose (1,5 Mrd. €), und dem Kontoausgleich zum 30. September des Vorjahres (- 3,3Mrd. €).

Die ex-ante errechneten EEG-Gesamtvergütungszahlungen belaufen sich für 2018 auf 32,02 Mrd. € (für 2017 ex-post ermittelt: 30,41 Mrd. €). Den Vergütungszahlungen steht ein ermittelter Marktwert der EEG-Strommengen von 5,68 Mrd. € (ex-ante prognostiziert) gegenüber. 2017 waren es 5,77 Mrd. € (ex-post ermittelt). Unter Berücksichtigung der vermiedenen Netzentgelte und sonstiger Kosten und Einnahmen von 0,78 Mrd. € (2017: 1,27 Mrd. €) ergeben sich für 2018 Differenzkosten von 25,57 Mrd. € (ex-ante) gegenüber 23,37 Mrd. € (ex-post) im Jahr 2017. In diesem Betrag, der die reinen Förderkosten des jeweiligen Kalenderjahres widerspiegelt, sind der Kontoausgleich und die Liquiditätsreserve nicht enthalten. Die von nicht-privilegierten Letztverbrauchern zu entrichtende EEG-Umlage, die sich 2017 auf 6,88 ct/kWh belaufen hatte, war für 2018 auf 6,792 ct/kWh und für 2019 auf 6,405 ct/kWh abgesenkt worden. Die EEG-Einspeisungen sind niedriger als der Gesamtbeitrag erneuerbarer Energien zur Stromversorgung. Ursachen sind: Die Einspeisung aus Wasserkraft wird gemäß EEG grundsätzlich nur bei Anlagen bis 5 MW gefördert. Der als regenerativ definierte Strom aus Müll ist nicht vom EEG erfasst. Für 2018 ist außerdem zu berücksichtigen, dass die Entwicklung im vierten Quartal 2018 auf Schätzungen der am 15. Oktober 2018 vorgelegten Prognose der Übertragungsnetzbetreiber basiert.

Endenergieverbrauch erneuerbare Energien

Der Endenergieverbrauch erneuerbare Energien von insgesamt 21,9 Mio. t SKE verteilte sich 2018 nach Verbrauchssektoren wie folgt:

In der Industrie wurden Biomasse und den erneuerbaren Energien zugerechnete Abfälle eingesetzt. Im Verkehrssektor erfolgt die Nutzung von Biokraftstoffen durch Beimischung zu Otto- und Dieselkraftstoffen. Schwerpunkte der Nutzung im Sektor Haushalte sowie Gewerbe/Handel/Dienstleistungen sind Einzelfeuerstätten wie Öfen und Kamine, Solarthermieanlagen oder Wärmepumpen. Darüber hinaus leisten auch BHKW und Mikro-KWK-Anlagen im gewerblichen Bereich zur Wärmeerzeugung einen Beitrag zur erneuerbaren Energieversorgung. Im Vergleich zu 2017 ist der gesamte Endenergieverbrauch an erneuerbaren Energien um 0,8 % gestiegen.

Energiepreise

Auf den internationalen Märkten waren folgende Entwicklungen zu verzeichnen:

Rohöl

Für Rohöl sind die in USD notierten Weltmarktpreise 2018 im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum gestiegen. So notierte der OPEC-Korb, der ausgewählte OPEC-Rohöle beinhaltet, im Durchschnitt des Kalenderjahres 2018 mit 69,78 USD/bbl. Das waren 33,1 % mehr als im Jahresdurchschnitt 2017. Für das Nordseeöl Brent wurde eine vergleichbare Entwicklung verzeichnet. Frei deutsche Grenze wurde für das Kalenderjahr 2018 ein – mit den Einfuhrmengen gewichteter – Preis für Rohöl von 308 €/t SKE ermittelt. Damit wurde der Vergleichswert des Vorjahres um 64 €/t SKE entsprechend 26 % überschritten. Der im Vergleich zu den Notierungen in USD geringere Preisanstieg in € erklärt sich durch die Festigung des Wechselkurses des € im Verhältnis zum USD.

Erdgas

Die Marktpreise für Erdgas werden an verschiedenen Handels-Drehscheiben (Hubs oder Virtuelle Punkte) ermittelt. Entsprechend gibt es nicht nur einen Preis. Das durchschnittliche Tagessettlement am EEX-Spotmarkt für Erdgas belief sich 2018 auf 22,92 €/MWh. Für den Vergleichszeitraum 2017 war ein durchschnittlicher Tagesreferenzpreis am EEX-Spotmarkt für Erdgas (Durchschnitt Gaspool, NCG und TTF) von 17,35 €/MWh ermittelt worden. Die Kältewelle zum Jahresanfang 2018 sowie in der Folge niedrige nordwesteuropäische Speicherstände sowie ein allgemein stark erhöhtes Brennstoffpreisniveau führten zu deutlich gestiegenen Preisen, die erst zu Beginn des neuen Gaswirtschaftsjahres (1. Oktober 2018) wieder zurückgingen. Dies wurde auch gestützt durch die Sättigung im asiatischen LNG-Markt und hohe Schiffscharterraten, so dass der europäische Markt für verflüssigtes Erdgas wieder attraktiver wurde. Die durchschnittlichen Einfuhrpreise für Erdgas frei deutsche Grenze lagen 2018 mit 19,2 €/MWh (Ho) um 12,7 % über dem vom Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) ermittelten Vergleichswert für 2017 von 17,0 €/MWh (Ho). Ausgedrückt in Steinkohleneinheiten (SKE) entspricht dies 174 €/t SKE (Hu) für 2018 und 154 €/t SKE (Hu) für 2017.

Steinkohle

Der Importpreis für Steinkohle (Kesselkohle) hat sich im Jahresdurchschnitt 2018 in etwa auf dem Niveau des Jahres 2017 stabilisiert. Dies ist dadurch begründet, dass sich die Angebots-/Nachfragesituation auf dem Weltmarkt 2018 nicht signifikant gegenüber dem Vorjahr verändert.

Uran

Die Preise für Uran lagen im Jahresdurchschnitt 2018 im Spotmarkt bei 24,56 USD/lb U3O8 bzw. im Long-Term-Markt bei 29,92 USD/lb U3O8. Das entsprach im Spotmarkt im Vergleich zu den jahresdurchschnittlichen Notierungen für 2017 einem Anstieg um 11,9 %; im Long-Term-Markt haben sich die Notierungen dagegen um 8,6 % im Vergleich zum Vorjahr vermindert. Diese gegenläufige Entwicklung hat zu einer deutlichen Annäherung der Preise auf dem Spotmarkt und dem LongTerm-Markt geführt. Seit der Reaktorkatastrophe von Fukushima im Jahr 2011 sind die Uranpreise auf weniger als die Hälfte zurückgegangen. Zusätzlicher Druck auf die Uranpreise ging von Finanzierungsengpässen und der Verschiebung von Kernkraftwerks-Neubauprojekten sowie durch zusätzliche Verkaufsmengen im Sekundärmarkt aus der Reduzierung von Inventaren aus.

Settlementpreis für CO2-Zertifikate

Der durchschnittliche Settlementpreis für CO2-Zertifikate am EUA-Spotmarkt verdreifachte sich von 5,81 €/EUA (EUA = EU Emission Allowance; 1 EUA entspricht 1 Tonne) im Jahresdurchschnitt 2017 auf 15,48 €/EUA im Jahresdurchschnitt 2018. Die 2018 beschlossene Reform des europäischen Emissionshandelssystems (ETS) bewirkt, dass am CO2-Markt künftig mehr Knappheit erwartet wird. So sinkt die ausgegebene Menge an Zertifikaten ab 2021 um jährlich 2,2 % und damit stärker als in der dritten Handelsperiode des ETS. Zum zweiten können überschüssige Zertifikate stärker als bisher von der Marktstabilitätsreserve aufgenommen und bei anhaltendem Überschuss ab 2023 auch gelöscht werden. Außerdem können Mitgliedstaaten Zertifikate, die durch die Stilllegung von Kohlekraftwerken frei werden, vom Markt nehmen.

Die Preise für Energie auf dem Inlandsmarkt haben sich 2018 unterschiedlich entwickelt.

Mineralölprodukte

Als Folge der Entwicklung auf den internationalen Ölmärkten sind die Verbraucherpreise für Mineralölprodukte im Jahr 2018 angestiegen. Sie beliefen sich im Jahresdurchschnitt 2018 für Superbenzin auf 145,64 ct/Liter, für Dieselkraftstoff auf 128,87 ct/Liter und für leichtes Heizöl auf 68,89 ct/Liter. Das entspricht im Vergleich zum Jahresdurchschnitt 2017 Erhöhungen bei Superbenzin um 9,09 ct/Liter, bei Dieselkraftstoff um 13,29 ct/Liter und bei leichtem Heizöl um 12,28 ct/Liter.

Erdgas

Der über alle Verbrauchergruppen ermittelte Durchschnittspreis für Erdgas bewegte sich im Kalenderjahr 2018 um 3,0 % über dem vergleichbaren Vorjahresniveau (Tab. 15). Nach Sektoren stellte sich die Preisentwicklung bei Vergleich der Jahresmittelwerte 2018 und 2017 wie folgt dar: + 9,5 % für die Industrie, +12,6 % für Kraftwerke, – 1,6 % für private Haushalte sowie – 0,2 % für Handel und Gewerbe. Der mengengewichtete Preis für Haushaltskunden über alle Vertragskategorien im Abnahmeband zwischen 5.556 und 55.556 kWh im Jahr belief sich zum Preisstand 1. April 2018 auf 6,07 ct/kWh. Am 1. April 2017 waren es unter Zugrundelegung des gleichen Abnahmefalls 6,15 ct/kWh.

Elektrizität

Die Preise für Elektrizität haben sich auf der Großhandelsebene von 34,50 € pro MWh im Jahresdurchschnitt 2017 für Grundlaststrom (Spot Base Day-ahead) um 29,0 % auf 44,50 €/MWh im Jahresdurchschnitt 2018 erhöht. Die Preise für Spitzenlaststrom (Spot Peak Dayahead) sind von 38,10 €/MWh um 26,3 % auf 48,10 €/MWh gestiegen. Entscheidende Ursache war die Zunahme der Preise für CO2-Zertifikate und für Brennstoffe, insbesondere für Erdgas. Die Verbraucherpreise für Strom haben sich im Jahresmittel 2018 im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum im Durchschnitt über alle Abnehmergruppen um 3,4 % erhöht. Nach Sektoren war folgender Verlauf zu verzeichnen: Die Strompreise für Sondervertragskunden (insbesondere Industrie) nahmen gemäß den Erhebungen des Statistischen Bundesamtes im Kalenderjahr 2018 um 6,6 % gegenüber dem vergleichbaren Vorjahreszeitraum zu. Bei Gewerbekunden wurde ein leichter Rückgang verzeichnet. Private Haushalte bezahlten im Durchschnitt 29,88 ct/kWh. Hierbei handelt es sich um den mengengewichteten Mittelwert über alle Vertragskategorien bei einem Jahresverbrauch zwischen 2.500 und 5.000 kWh zum 1. April 2018. Damit wurde das zum 1. April 2017 erhobene Preisniveau um 0,02 ct/ kWh überschritten.

Insgesamt erzielte der Bund – bezogen auf das Jahr 2018 – aus der Erhebung von Verbrauchsteuern auf Energie 48 927 Mio. € und damit 160 Mio. € weniger als 2017 (Tab. 17). Davon entfielen 2018 mit 36 754 Mio. € rund 75 % auf Kraftstoffe. Erdgas trug mit 3 082 Mio. € zum Gesamtaufkommen bei. Andere Heizstoffe als Erdgas – insbesondere Heizöl – erbrachten ein Aufkommen von 1 046 Mio. €. Für die Stromsteuer ist ein Aufkommen von 6 858 Mio. € ermittelt worden. Aus der Erhebung der Luftverkehrssteuer erzielte der Bund 2018 Einnahmen von 1 187 Millionen €. Das tatsächliche kassenmäßige Istaufkommen war wegen der erforderlichen Rückzahlung der in den Vorjahren vereinnahmten Kernbrennstoffsteuer 2017 um 7 262 Mio. € und 2018 um 372 Tausend € niedriger.

Die Verbrauchsteuern halten einen unterschiedlich hohen Anteil an den Produktpreisen. Für Ottokraftstoff wird eine Mineralölsteuer von 65,45 ct/Liter erhoben. Für Dieselkraftstoff lautet der entsprechende Wert (ebenfalls für schwefelfreie Ware) 47,04 ct/Liter. Berücksichtigt man außerdem die Mehrwertsteuer (seit 01.01.2007: 19 %), so errechnet sich für 2018 ein Steueranteil am Produktpreis von 61 % (Superbenzin) bzw. 52 % (Dieselkraftstoff). Bei leichtem Heizöl belief sich der Anteil der Steuern (Verbrauch- und Mehrwertsteuer) – gemessen an dem von privaten Haushalten zu zahlenden Produktpreis – 2018 auf 25 %.

Für Erdgas lag der Anteil von Steuern und Abgaben (Erdgassteuer von 0,55 ct/kWh, Konzessionsabgabe von 0,08 ct/kWh und Mehrwertsteuer von 0,97 ct/kWh) am Haushaltskundenpreis 2018 bei 26,4 %. Der Strompreis, der für private Haushalte mit einem Jahresverbrauch zwischen 2 500 und 5 000 kWh zum 1. April 2018 mit durchschnittlich 29,88 ct/kWh (1. April 2017: 29,86 ct/kWh) beziffert wird, setzt sich wie folgt zusammen (mengengewichtetes Preisniveau über alle Vertragskategorien in ct/kWh):

Zusammensetzung Haushaltskundenstrompreis 2018 (in ct/kWh)

Damit belief sich der staatlich induzierte Anteil am Haushaltsstrompreis 2018 auf 53,5 % (2017: 54,0 %).

Die Energiekosten der privaten Haushalte werden vornehmlich durch die Ausgaben für Kraftstoffe, für Heizenergie und für Strom bestimmt. Ein „Musterhaushalt“, der mit Erdgas seine Wohnung heizt (Jahresverbrauch 23.269 kWh), 3.500 kWh Strom verbraucht und einen Pkw mit einer Jahresfahrleistung von 13.000 km und einem Verbrauch von 7,8 Liter Superbenzin auf 100 km fährt, hatte 2018 eine Energierechnung von insgesamt etwa 3 935 €. Davon entfallen 37 % auf Kraftstoffe, 36 % auf die Wärmeversorgung und 27 % auf die Stromrechnung. Im Vergleich zum Jahr 2017 hat der „Musterhaushalt“ 74 € und damit 1,9 % mehr für Energie ausgegeben.

Importquote und Energierechnung

Die Primärenergiegewinnung in Deutschland belief sich 2018 auf 134 Mio. t SKE. Die Aufteilung nach Energieträgern stellt sich wie folgt dar:

  • Braunkohle: 51,0 Mio. t SKE
  • Steinkohle: 2,6 Mio. t SKE
  • Erdgas: 6,8 Mio. t SKE
  • Mineralöl: 3,2 Mio. t SKE
  • Erneuerbare Energien: 62,0 Mio. t SKE
  • Andere Energieträger: 8,4 Mio. t SKE

Damit war die Gewinnung im Inland mit 30 % an der Deckung des Primärenergieverbrauchs beteiligt.

In Deutschland mussten 2018 somit 70 % des Energiebedarfs aus Einfuhren gedeckt werden. Die bedeutendsten Energie-Rohstofflieferanten der Bundesrepublik Deutschland waren 2018 Russland, Norwegen, Niederlande, USA, Libyen, Kasachstan, Großbritannien, Nigeria, Australien, Aserbaidschan, Irak und Kolumbien. Russland steht bei Rohöl, Erdgas und Steinkohle auf Platz 1 der für Deutschland wichtigsten Energie-Rohstofflieferanten. Aus Norwegen bezieht Deutschland Erdöl und Erdgas, aus den USA Steinkohle und Erdöl. Schwerpunkt der Lieferungen aus den Niederlanden ist Erdgas. Aus Libyen, Kasachstan, Großbritannien, Nigeria, Aserbaidschan und Irak führt Deutschland Rohöl ein; Australien und Kolumbien waren 2018 – nach Russland und USA – die wichtigsten Steinkohlelieferanten.

Eine mit 98 % überproportional hohe Abhängigkeit von Lieferungen aus dem Ausland besteht bei Mineralöl, dem wichtigsten Energieträger. Bei Erdgas und bei Steinkohle betrug der Einfuhranteil 94 %. Demgegenüber sind Braunkohle sowie Wasser, Windkraft, Photovoltaik und Biomasse in vollem Umfang der Inlandsgewinnung zuzurechnen. Bei Kernenergie besteht zwar mit 100 % statistisch die höchste Einfuhrabhängigkeit. Gleichwohl kann der Kernenergie angesichts der in Deutschland vorgehaltenen Brennstoffvorräte mit mehrjähriger Reichweite unter dem Gesichtspunkt der Versorgungssicherheit der gleiche Stellenwert beigemessen werden wie heimischen Energieträgern. Bei entsprechender Berücksichtigung der Kernenergie ergibt sich für das Jahr 2018 eine Energie Importquote von 63 %.

Saldo der Energie-Importrechnung für Deutschland 2018 (in Mrd. Euro)

Quelle: Schätzung des Autors auf Basis der Angaben für Januar bis Oktober 2018 in der Außenhandelsstatistik des Statistischen Bundesamtes, Stand: 2.1.2019

Die Devisenrechnung für die Energieimporte hat von 78,4 Mrd. € im Jahr 2017 um 13,0 Mrd. € entsprechend 16,6 % auf 91,4 Mrd. € im Jahr 2018 zugenommen. Damit entsprechen die Einfuhren an Energierohstoffen und -erzeugnissen 8,4 % des Werts der gesamten Einfuhren von Waren in die Bundesrepublik Deutschland, der sich 2018 auf 1090 Mrd. € belief. Die Energie-Nettorechnung (Einfuhren minus Ausfuhren) betrug 63,2 Mrd. €. Das waren rund 8,4 Mrd. € mehr als 2017. Dieser Anstieg erklärt sich vor allem durch die Entwicklung bei Öl. Die Netto-Öleinfuhren machten mit über 70 % den größten Teil der deutschen Energierechnung aus. Die zweitwichtigste Position hielten die Nettoeinfuhren an Erdgas mit 15,2 Mrd. €. Auf Kohle entfielen 4,6 Mrd. €. Uran und Strom-Außenhandel kamen per Saldo auf minus 1,8 Mrd. €.

CO2-Emissionen

Die CO2-Emissionen in Deutschland dürften 2018 – einschließlich Industrieprozesse und Landwirtschaft – etwa 757 Mio. t betragen haben. Das entspricht im Vergleich zu 2017 einem Rückgang um 5,1 %. Wichtigste Ursache für diese Reduktion war der vor allem witterungsbedingt niedrigere Energieverbrauch im Wärmemarkt. In der Stromerzeugung dürften sich die CO2-Emissionen, die 2017 nach Angaben des Umweltbundesamtes 285 Mio. t betragen hatten, um 11 Mio. t auf rund 274 Mio. t im Jahr 2018 vermindert haben. Entscheidende Gründe waren der anhaltende Zubau von Anlagen insbesondere auf Basis von Wind und PV sowie der sonnenreiche Sommer. Dem dadurch bedingten deutlichen Anstieg der Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien stand ein Rückgang der Stromproduktion vor allem aus Steinkohle gegenüber. Im Gesamtzeitraum 1990 bis 2018 sanken die nichttemperaturbereinigten Gesamtemissionen an CO2 um 295 Mio. t entsprechend 28,1 % auf 757 Mio.t. Die gesamten Treibhausgas-Emissionen – unter Einbeziehung der anderen treibhausrelevanten Gase, wie u.a. Methan – haben sich von 1 251 Mio. t CO2-Äquivalenten im Jahr 1990 um 30,9 % auf 865 Mio. t CO2-Äquivalente verringert.

Bildnachweis: elxeneize, shutterstock.com

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