Erneuerbare-Energien-Gesetz

Basisdaten
Titel:	Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien
Kurztitel:	Erneuerbare-Energien-Gesetz
Abkürzung:	EEG
Art:	Bundesgesetz
Geltungsbereich:	Bundesrepublik Deutschland
Rechtsmaterie:	Wirtschaftsverwaltungsrecht, Energierecht
Fundstellennachweis:	754-22
Ursprüngliche Fassung vom:	29. März 2000 (BGBl. I S. 305)
Inkrafttreten am:	1. April 2000
Letzte Neufassung vom:	25. Oktober 2008 (BGBl. I S. 2074)
Inkrafttreten der Neufassung am:	1. Januar 2009
Letzte Änderung durch:	Art. 1, 5 G vom 17. August 2012 (BGBl. I S. 1754)
Inkrafttreten der letzten Änderung:	überw. 1. April 2012 (Art. 7 Abs. 1, 2 G vom 17. August 2012)
GESTA:	N030
Weblink:	Text des EEG
Bitte den Hinweis zur geltenden Gesetzesfassung beachten.

Entwicklung des Strommixes in Deutschland infolge des Stromeinspeisungsgesetzes und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zwischen 1990-2011

Das deutsche Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (Kurztitel Erneuerbare-Energien-Gesetz, EEG) regelt die bevorzugte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen ins Stromnetz und garantiert deren Erzeugern feste Einspeisevergütungen.

Ziele, Prinzip und Struktur

Es soll gemäß Legaldefinition (§ 1 Abs. 1 EEG) im Interesse des Klima- und Umweltschutzes

• eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung ermöglichen,
• die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte verringern (Internalisierung externer Kosten),
• fossile Energieressourcen schonen und
• die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Quellen fördern.

Der Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung soll bis zum Jahr 2020 auf mindestens 35 % erhöht werden, auf 50 % bis 2030, auf 65 % bis 2040 und auf 80 % bis 2050 steigen (§ 1 Abs. 2 EEG). Nach der Einführung des EEG im Jahr 2000 ist das Gesetz 2004 und 2009 durch Neufassungen angepasst worden. 2011 sind umfassende Novellierungen beschlossen worden, die überwiegend 2012 in Kraft getreten sind, so dass die aktuelle Gesetzesfassung kurz als „EEG 2012“ bezeichnet wird.

Zwei Grundzüge sind zum Erreichen der Ziele gesetzlich verankert:

• die Anschluss- und Abnahmeverpflichtung der Netzbetreiber zur Aufnahme von Strom aus erneuerbaren Energien,
• feste Vergütungssätze für den eingespeisten Strom.

Der zu einer EEG-Anlage nächstgelegene Stromnetzbetreiber ist zu deren Anschluss und zur vorrangigen Einleitung des erzeugten Stromes verpflichtet (§ 8 Abs. 1 EEG). Die Zahlung der festgelegten Vergütung ist im gleichen Paragrafen grundsätzlich als gesetzliches Schuldverhältnis verankert und darf nicht vom Abschluss eines separaten Vertrages zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber abhängig gemacht werden (sogenanntes Koppelungsverbot nach § 4 Abs. 1 EEG). Von den Bestimmungen des EEG darf nicht abgewichen werden, soweit nicht ausdrücklich dort vorgesehen (ebenfalls § 4 EEG).

Die Vergütungssätze sind mit Laufzeiten von 20 Jahren nach Technologien und Standorten differenziert und sollen einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen ermöglichen (Grundsatz § 21, Vergütungssätze für die jeweiligen Technologien §§ 23 bis 32 EEG). Der festgelegte Satz sinkt jährlich um einen bestimmten Prozentsatz, so dass durch diese stetige Degression für später errichtete Anlagen ein Kostendruck als Verbesserungsanreiz geweckt wird: Anlagen sollen effizienter und kostengünstiger hergestellt werden, um langfristig auch ohne Hilfen am Markt bestehen zu können (Höhe und Entwicklung s. Vergütungssätze).

Nach EEG wird die Erzeugung von Strom aus folgenden erneuerbaren Energien gefördert (§ 3 Abs. 3 EEG):

• Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie,
• Windenergie,
• solarer Strahlungsenergie (zum Beispiel Photovoltaik),
• Geothermie,
• Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.

Die Regelungen des EEG ziehen Ausgleichsbedarf auf zwei Ebenen nach sich:

• Ausgleich der regional und saisonal unterschiedlichen Stromerzeugung,
• Ausgleich der Kosten.

Schema zur Erzeugung und Vermarktung
von EEG-Strom gemäß EEG 2012

Die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien ist regional und saisonal unterschiedlich, so dass zwischen den Netzbetreibern eine bundesweite Ausgleichsregelung erforderlich ist (§§ 34 bis 36 EEG). Diese sog. „bundesweite Wälzung“ wurde bis 2010 als physikalische Durchleitung des EEG-Stroms über die Verteilnetzbetreiber zu den vorgelagerten Übertragungsnetzbetreibern und von dort weiter zu den Letztverbrauchern betrieben, so dass sich ein fünfstufiges Wälzungssystem ergab. Mit der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) vom Mai 2009 ist das Verfahren grundlegend geändert worden: EEG-Strom wird zu den Übertragungsnetzbetreibern durchgeleitet, von ihnen gemäß Vorgaben vergütet und an der Strombörse im Spotmarkt vermarktet. Die Möglichkeiten zur Direktvermarktung des EEG-Stroms sind im EEG 2012 mit dem Marktprämienmodell erweitert worden.

Der weitere Ausgleichsbedarf ergibt sich für die Kosten, die als Differenz zwischen den Erlösen für den EEG-Strom und den festgelegten Vergütungssätzen entstehen (§ 21 EEG). Dieser Betrag wird als EEG-Umlage bezeichnet, für deren Ermittlung seit 2010 nach Einführung der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) die vier bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber zuständig sind. Die Höhe der einzelnen Beträge wird jährlich zum 15. Oktober in einer Prognose für das folgende Jahr ermittelt und im laufenden Geschäftsbetrieb durch Kontoabgleich Ende September ausgeglichen.

Das EEG sieht für Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit hohem Stromverbrauch sowie für Schienenbahnen Ausnahmeregelungen vor, um die Stromkosten dieser Unternehmen zu senken und so ihre internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten, „soweit hierdurch die Ziele des Gesetzes nicht gefährdet werden und die Begrenzung mit den Interessen der Gesamtheit der Stromverbraucherinnen und Stromverbraucher vereinbar ist“ (§ 40 EEG mit Einzelregelungen §§ 41 bis 44). Mit dem EEG 2012 ist die Grenze für Ausnahmeerteilungen auf 1 GWh/a Jahresstromverbrauch (vorher 10 GWh/a) deutlich gesenkt worden (Einzelheiten s. Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen).

Im EEG sind ferner Mitteilungs- und Veröffentlichungspflichten geregelt (§ 45 EEG mit Einzelregelungen §§ 45 bis 52) sowie Herkunftsnachweis, Doppelvermarktungsverbot, Rechtsschutz und behördliche Verfahren (§§ 55 bis 63). Das Gesetz endet mit umfangreichen Verordnungsermächtigungen im § 64 mit 8 zugehörigen (Buchstaben)-Paragrafen, der Vorgabe zum Erfahrungsbericht (§ 65) sowie umfangreichen Übergangsbestimmungen (§ 66 EEG).

Entwicklung

Stromeinspeisungsgesetz (1991)

Vorläufer des Erneuerbare-Energien-Gesetzes war das seit 1991 geltende Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz – kurz Stromeinspeisungsgesetz – vom 7. Dezember 1990. Die Einspeisung wurde hervorgehoben, weil Strom aus erneuerbaren Energien – mit Ausnahme von Strom aus Wasserkraft – nur von kleinen Unternehmen erzeugt wurde, denen die großen Stromerzeuger den Zugang zu ihrem Verbundnetz verweigerten oder stark erschwerten. Das Gesetz verpflichtete sie zur Einspeisung in dieses Verbundnetz und sicherte den Erzeugern Mindestvergütungen zu, die als Anteil vom Durchschnittserlös für Strom berechnet wurden, wie er zwei Jahre zuvor erzielt wurde.

Nach Einführung des Gesetzes 1991 betrug diese Vergütung für Wasserkraft sowie Klär-, Deponie- und Biogas 75 % (ab 1994 80 %) und für Strom aus Sonnenenergie und Windkraft 90 % des zwei Jahre zuvor erzielten Durchschnittserlöses. Diese Regelungen und Vergütungen führten zu einer Verbesserung gegenüber dem vorherigen Zustand, waren für bestehende Anlagen, meist Wasserkraftanlagen, vorteilhaft und brachten Windkraftanlagen an besonders günstigen, küstennahen Standorten in die Nähe der Wirtschaftlichkeit, was zu einem ersten kleinen „Windkraft-Boom“ in diesen Regionen führte. Für Solarstromanlagen waren die Vergütungen noch weit von einer Kostendeckung entfernt.

Für das Jahr 2000 – also kurz vor Einführung des EEG – lag die Vergütung für Strom aus Wind und Photovoltaik bei umgerechnet 8,23 ct/kWh, für Strom aus Wasserkraft, Klär-, Deponie- und Biogas bei umgerechnet 7,23 ct/kWh und für Strom aus sonstigen erneuerbaren Energien bei umgerechnet 5,95 ct/kWh. Bezugswert war die durchschnittliche Vergütung für Strom im Jahr 1998 – umgerechnet 9,15 ct/kWh.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2000)

Am 1. April 2000 wurde das Stromeinspeisungsgesetz durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000 (BGBl. I S. 305) ersetzt. Die Vergütungssätze wurden differenziert, teilweise abgesenkt, kleinere Anlagen und weitere Technologien, wie geothermisch erzeugte Energie, wurden einbezogen, um den Charakter als Anschubförderung zu stärken.

Im EEG 2000 war eine Degression von jährlich 5 % für die Vergütungssätze für Strom aus solarer Strahlungsenergie vorgegeben. Zusätzlich war die Leistung auf 350 MW_p Zubau beschränkt, so dass nach Überschreiten im Folgejahr die Vergütung für Neuanlagen entfiel. Dieser Wert ergab sich aus dem Anfangsbestand von 50 MW_p und aus den 300 MW_p, die durch das 100.000-Dächer-Programm für Solarstrom gefördert wurden. Die 350 MW_p-Grenze wurde 2003 überschritten, so dass ab 2004 keine Vergütung für Neuanlagen gezahlt worden wäre. Da sich die vorgesehene Novelle des EEG verzögerte, drohte ein massiver Einbruch im Photovoltaik-Markt. Die Änderungen aus der noch in Arbeit befindlichen EEG-Novelle wurden vorgezogen und am 22. Dezember 2003 schließlich im 2. Gesetz zur Änderung des EEG (mit dem sog. Photovoltaik-Vorschaltgesetz) verabschiedet.

Die Vergütungssätze des EEG 2000 im Überblick:

• Strom aus Windenergie zwischen 6,19 und 9,10 Cent/kWh
• Strom aus Photovoltaikanlagen
  • für Anlagen, die 2001 in Betrieb gingen (auch Altanlagen): mind. 50,6 Cent/kWh
  • für Anlagen, die 2002 in Betrieb gehen: mind. 48,1 Cent/kWh
• Strom aus Wasserkraft mind. 7,67 Cent/kWh (Ausnahme: Pumpspeicherkraftwerke)
• Strom aus Biomasse zwischen 8,70 und 10,23 Cent/kWh
• Strom aus Geothermie zwischen 7,16 und 8,95 Cent/kWh

Degressionssätze: Seit dem 1. Januar 2002 wurden die Vergütungssätze für neu in Betrieb gehende Anlagen gesenkt:

• für Strom aus Windkraft um 1,5 %
• für Strom aus Sonnenenergie um 5,0 %
• für Strom aus Biomasse um 1,0 %

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2004)

Die novellierte Fassung des EEG vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918) ist am 1. August 2004 in Kraft getreten. Vorausgegangen war eine Einigung im Vermittlungsausschuss des Deutschen Bundestages, bei der die CDU/CSU eine Reduzierung der Förderung von Windkraftanlagen erreichte. Neben der erforderlich gewordenen Anpassung an die von der EU erlassenen Richtlinie 2001/77/EG zur Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen im Elektrizitätsbinnenmarkt betrafen wesentliche Punkte der novellierten Fassung die Höhe der Fördersätze sowie die bessere juristische Stellung der Betreiber von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien gegenüber den örtlichen Netzbetreibern (u. a. Wegfall der Vertragspflicht).

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2009)

Die Novellierung 2008 (BGBl. I S. 2074) hatte das Ziel, den Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf einen Anteil von mindestens 35 % zu erhöhen (§ 1 Abs. 2 EEG). In Ergänzung zum EEG, das sich nur auf die Stromerzeugung bezieht, wurde erstmals bundesweit in einem weiteren Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (EEWärmeG 2008 – BGBl. I S. 1658) auch die Verwendung von Erneuerbaren Energien im Bereich der Wärme- und Kälteerzeugung geregelt, mit dem die Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien für die Wärmeerzeugung auf 14 % bis 2020 bezweckt wird.

Das EEG 2009 behielt die Grundstrukturen des EEG 2004 zwar bei, führte aber zu einer vollkommenen Neunummerierung der Paragrafen, deren Anzahl von 22 auf nunmehr 66 anwuchs. Die Neufassung des Gesetzes gilt sowohl für Neu- als auch für bereits zum Zeitpunkt seines Inkrafttretens vorhandene Altanlagen, für die jedoch § 66 EEG einen umfassenden Katalog mit Übergangsbestimmungen enthält, die im Wesentlichen die bisherigen Bedingungen für die Abnahme und Vergütung im Sinne eines Bestandsschutzes aufrechterhalten. Die Neufassung enthält eine Vielzahl von Detailregelungen. So wurden zum Zwecke der Verbesserung der Transparenz die Meldepflichten erweitert. Betreiber von Solaranlagen müssen Standort und Leistung der Anlage an die Bundesnetzagentur melden (§ 16 Abs. 2 Satz 2 EEG). Der Anlagenbegriff wurde im Hinblick auf Umgehungen, für Kleinanlagen geltende höhere Vergütungssätze durch Anlagensplitting in Anspruch zu nehmen, auch für Altanlagen neu definiert. Mit der Neufassung der § 19 und § 66 EEG werden Anlagen, die in enger zeitlicher (innerhalb von zwölf aufeinander folgenden Monaten) und lokaler Nähe (auf demselben Grundstück oder in unmittelbarer Nähe) in Betrieb genommen wurden, hinsichtlich der Vergütung wie eine einzige Anlage gewertet. Zur Regelung von Engpässen bei der Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien wurde ein Einspeisemanagement vorgeschrieben, das für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW technische Einrichtungen zur laufenden Erfassung der eingeleiteten Strommenge durch den Netzbetreiber und die Möglichkeit einer vorübergehenden Beschränkung der Einspeisung vorsieht, wobei die betroffenen Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber für den Ausfall zu entschädigen sind (§ 11, § 12 EEG).

Außerdem wurde für die Photovoltaik-Vergütung eine gleitende Degression eingeführt. bei großem Zubau und damit auch höheren Vergütungskosten wird die garantierte Vergütung pro kWh im Folgejahr schneller abgesenkt, um die Gesamtkosten für alle Stromkunden in Grenzen zu halten. Wird das vorgegebene Zubau-Ziel nicht erreicht, wird die Absenkung verlangsamt. Z. B. ab 1,5 GW Zubau im Jahr 2009 folgt ein Prozent zusätzliche Absenkung der Vergütung für das Jahr 2010. Der gültige Degressionssatz für die Einspeisevergütung ab 1. Januar des Folgejahres wird jeweils zum 31. Oktober des laufenden Jahres durch die Bundesnetzagentur veröffentlicht.

Die vom Deutschen Bundestag am 6. Juni 2008 beschlossene neue und erweiterte Fassung ist am 1. Januar 2009 in Kraft getreten.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2012)

Zum 30. Juni 2011 wurde eine umfassende Novelle des EEG beschlossen, darunter eine Neuregelung der Boni-Systeme für die Bioenergie sowie Veränderungen bei den Einspeisetarifen. Eine starke Kürzung wurde für Photovoltaik beschlossen. Am 1. Januar 2012 traten die Änderungen in Kraft:

• Förderung der Direktvermarktung durch das Marktprämien-Modell: Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich nachlaufend ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis für Strom wird als Marktprämie erstattet, zusätzlich werden die Aufwendungen für die Direktvermarktung durch eine Managementprämie ausgeglichen (neuer Teil der EEG-Umlage).
• „Flexibilitätsprämie“ zur Förderung des Baus von Gasspeichern an Biogasanlagen,
• Befreiung der Speicher von Netzentgelten, um Doppelveranlagung zu vermeiden,
• Das „Grünstromprivileg“ (Befreiung der Elektrizitätsversorgungsunternehmen von der EEG-Umlage) bleibt, wird jedoch auf 2 ct/kWh begrenzt (vorher Höhe der EEG-Umlage). Zusätzlich wird ein Mindestanteil fluktuierender erneuerbarer Energien von 20 % eingeführt (Wind, Strom).
• Anpassungen bei den Vergütungsregelungen durch unterschiedliche Vorgaben – für die wesentlichen Energiequellen:
  • Wind an Land: im Grundsatz Fortführung der Vergütungsstruktur gemäß EEG 2009, jedoch Erhöhung der Degression von 1 % auf 1,5 %, Weitergewährung des Systemdienstleistungs-Bonus für Neuanlagen bis Ende 2014, für Bestandsanlagen bis Ende 2015, Gewährung eines Repowering-Bonus zum Ersatz von Altanlagen (Errichtung vor 2002)
  • Wind auf See: Erhöhung der Vergütung durch Integration der Sprinterprämie (2 ct/kWh) in die Anfangsvergütung, so dass diese von 13 auf 15 ct/kWh steigt, Verschiebung des Degressionsbeginns von 2015 auf 2018, Einführung eines sog. Stauchungsmodells: Anfangsvergütung steigt auf 19 ct/kWh, wird aber nur für 8 statt 12 Jahre gewährt.
  • Photovoltaik (PV): Beibehaltung der bestehenden Degressionsregelung („atmender Deckel“) und halbjährliche Anpassung wie im Jahr 2011.
  • Biomasse: Vereinfachtes Vergütungssystem mit 4 leistungsbezogenen Anlagenkategorien (Grundvergütung zwischen 6 und 14,3 ct/ kWh)

Photovoltaik-Novelle (Juni 2012)

Mit der sog. Photovoltaik-Novelle (PV-Novelle) sind Ende Juni 2012 umfangreiche Änderungen bei der Vergütung von Photovoltaik-Strom nach Einigung im Vermittlungsausschuss von Bundestag und Bundesrat beschlossen worden, die rückwirkend zum 1. April 2012 in Kraft getreten sind. Vorangegangen waren monatelange Diskussionen über die zukünftige Ausgestaltung der Förderung von Photovoltaik-Anlagen im Rahmen des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG). Das Ergebnis als „Gesetz zur Änderung des Rechtsrahmens für Strom aus solarer Strahlungsenergie und weiteren Änderungen im Recht der erneuerbaren Energien“ (sog. PV-Novelle) wurde am 23. August 2012 im Bundesgesetzblatt (BGBl. 2012, Teil I, Nr. 38, S. 1754) veröffentlicht und beinhaltet im Wesentlichen:

• Neugestaltung der Vergütungsklassen (bis 10 kW, bis 40 kW, bis 1.000 kW und bis 10.000 kW) und Größenbegrenzung auf 10.000 kW
• Einmalabsenkung der Vergütungssätze um 15 %, anschließend „Basisdegression“ um monatlich 1 % (entspricht 11,4 % jährlich),
• Vergütungssätze ab 1. April 2012 zwischen 19,5 und 13,5 ct/kWh
• Begrenzung des Gesamtausbauziels für die geförderte Photovoltaik in Deutschland auf 52 GW (Bestand 27 GW (Mitte 2012)). Ein jährlicher „Ausbaukorridor“ wird mit 2,5 bis 3,5 GW festgesetzt.
• Zubauabhängige Steuerung der Degression („atmender Deckel“), abhängig vom Zubau wird bei Überschreitung des Ausbaukorridors die Degression in Stufen von 1,0 % bis 2,8 % angehoben, bei Unterschreitung entsprechend abgestuft oder ausgesetzt.
• Unter den Begriffen „Marktintegrationsmodell und Eigenverbrauchsbonus“ wird für Anlagen zwischen 10 kW und 1.000 kW pro Jahr nur noch 90 % der gesamten erzeugten Strommenge nach EEG vergütet.

Einzelheiten zu den Regelungen des Gesetzes

Anschluss- und Abnahmepflicht

Ungeachtet ihres Bedarfs müssen die Betreiber öffentlicher Netze allen Strom, der von in Deutschland einschließlich der deutschen Ausschließlichen Wirtschaftszone betriebenen Anlagen nach dem EEG gewonnen wird (§ 2 Nr. 1 EEG), mit Vorrang vor solchem Strom abnehmen, der aus anderen Energiequellen erzeugt wird, vor allem aus fossilen Brennstoffen und Kernkraft. Gleichrangig mit dem Strom aus Erneuerbaren Energien ist jedoch der mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen erzeugte Strom (§ 4 Abs. 1 Satz 2 KWKG) einzuspeisen. Die Netzbetreiber sind verpflichtet, ihre Netze jeweils ausreichend auszubauen, so dass sie den bevorrechtigten Strom aufnehmen können, es sei denn, die Maßnahmen wären wirtschaftlich unzumutbar (§ 9 EEG). Eine Verletzung dieser Pflicht macht schadensersatzpflichtig (§ 19 Abs. 1 EEG). Umgekehrt ist der Anlagenbetreiber, soweit er eine Vergütung nach dem EEG geltend macht, verpflichtet, dem Netzbetreiber seinen Strom anzudienen, es sei denn, er oder unmittelbar angeschlossene Dritte nutzen den Strom selber (§ 16 Abs. 4 EEG) oder der Anlagenbetreiber vermarktet ihn in Übereinstimmung mit § 17 EEG selbst (was jedoch eine fristgebundene vorherige Ankündigung voraussetzt).

Für den eingespeisten Strom hat der Netzbetreiber dem Anlagebetreiber die im Gesetz festgesetzten Vergütungssätze zu zahlen. Die Vergütungssätze unterscheiden sich je nach der bei der Stromerzeugung eingesetzten Energieart erheblich; mutmaßlich teurere Stromerzeugungsformen werden höher vergütet als günstigere. Die Vergütungen sind in dieser Höhe auf die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres zu zahlen; bei großer Wasserkraft (ab 5 MW) verkürzt sich die Laufzeit auf 15 Jahre. Die gesetzlichen Vergütungssätze werden aufgrund einer bereits im Gesetz festgelegten Degression in Höhe eines dort vorgesehenen Prozentsatzes kalenderjährlich für dann in Betrieb gehende Neuanlagen gemindert (§ 20 EEG).

Abnahme des EEG-Stroms durch die Letztverbraucher

Während die Abnahme des EEG-Stroms durch die Netzbetreiber und die Weiterleitung dieses Stroms einschließlich der Weitergabe der Mehrkosten an die höherrangigen Netzbetreiber und Elektrizitätsversorgungsunternehmen gesetzlich geregelt ist, sind die die Letztverbraucher beliefernden Elektrizitätsversorgungsunternehmen selber in der Verwertung des EEG-Stroms frei: er ist Teil ihres allgemeinen Stromportfolios. Nach ihren Allgemeinen Geschäftsbedingungen dürfen die Versorgungsunternehmer die durch das EEG verursachten Mehrkosten in ihre Kosten einstellen. Sie haben zudem das Recht, die EEG-Mehrkosten anteilig dem Endverbraucher gegenüber auszuweisen (Differenzkosten gem. § 53 EEG). Das Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) kann aber auf Antrag Letztverbrauchern, welche stromintensive Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit hohem Stromverbrauch oder Schienenbahnen sind (§ 40 Abs. 1 EEG), eine Ermäßigung der EEG-Umlage gewähren.

EEG-Umlage

EEG-Umlagebetrag = Differenz aus Ausgaben und Einnahmen bei der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen durch das EEG,Zahlen für 2012

Kalkulation EEG-Umlage

	2012 (Prognose Okt. 2011)	2013 (Prognose Okt. 2012)
Prognostizierte Kosten	Mrd. €	Mrd. €
EEG-Vergütung nach § 23-33 EEG	16,61	12,67
Marktprämie⁠	1,36	5,83
Übrige Kosten⁠	0,75	1,85
Kontoausgleich Sep. des jeweiligen Jahres	0,71	2,59
Summe prognostizierte Kosten	19,43	22,94
Einnahmen aus Vermarktung	-4,95	-2,54
vermiedene Netzentgelte⁠	-0,44	-0,50
Summe prognostizierte Erlöse	-5,39	-3,04
Prognost. Umlagebetrag	14,10	19,90
Umlage auf Stromabsatz⁠	TWh/a	TWh/a
nichtprivilegierter Letztverbrauch	386,5	382,1
Letztverbraucher mit red. EEG-Umlage	6,3	2,6
Stromabsatz von Letztverbrauchern mit EEG-Umlage-Verpflichtung	392,80	384,7
Umlagebetrag je kWh	ct/kWh	ct/kWh
Kernumlage	3,31	4,19
Umlage für Liquiditätsreserve	0,10	0,42
Umlage Kontoverrechnung Sep. des jeweiligen Jahres	0,18	0,67
EEG-Umlagebetrag je kWh	3,59	5,28
(1)  für Anlagen, die Strom direkt vermarkten (§ 33b EEG) (2)  für Profilserviceaufwand und Liquiditätsreserve (3)  von den Übertragungsnetzbetreibern getragen (4)  2012: Gesamt 477,5 TWh/a, davon 88,7 TWh/a privilegierter Verbrauch (rd. 19 %) 2013: Gesamt 480,9 TWh/a, davon 96,2 TWh/a privilegierter Verbrauch (20 %)

Mit der EEG-Umlage werden die Kosten, die aus der Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen entstehen, auf die Stromendverbraucher verteilt. Die Höhe des Umlagebetrages ergibt sich aus dem Unterschied der Einnahmen und Ausgaben, die bei der Verwertung des EEG-Stroms aus erneuerbaren Energiequellen entstehen.

Mit der Vermarktung des EEG-Stroms sind seit 2010 die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) auf Grundlage der Ausgleichsmechanismus-Verordnung betraut. Sie ermitteln zum 15. Oktober die Höhe der EEG-Umlage für das Folgejahr in einer Prognose, die zusammen mit Forschungsinstituten anhand der erwarteten Ausgaben für EEG-Vergütungen und der voraussichtlichen Einnahmen aus dem Verkauf des EEG-Stroms an der Strombörse EPEX Spotmarkt aufgestellt wird.

Ausgaben fallen im Wesentlichen für die festgelegten Vergütungen für eingespeisten Strom und für die mit dem EEG 2012 eingeführte Marktprämie an. (Summe aus beiden Teilbeträgen 2012: 17,97 Mrd. €, 2013: 18,5 Mrd. €). Außerdem fallen Kosten für zugehörige Aufwendungen an, darunter ein Liquiditätsausgleich von 3 % der Ausgaben (2013: 1,61 Mrd. €), der größte Einzelposten unter den „Sonstigen Kosten“. Ende September eines laufenden Jahres findet ein Kontoausgleich statt, der den Ausgleich zwischen den prognostizierten und tatsächlichen Ergebnissen schafft. Er ist für 2013 mit 2,59 Mrd. € verbucht und macht rd. 11 % der Ausgaben aus.

Die Ausgaben bei der Förderung der Stromerzeugung nach EEG summieren sich in der Prognose für 2013 auf 22,94 Mrd. € (zum Vergleich 2012: 19,43 Mrd. €, s. Tabelle).

Die wesentlichen Einnahmen werden aus dem Verkauf des eingespeisten Stroms gewonnen, dessen Vermarktung seit 2010 durch die Ausgleichsmechanismus-Verordnung (AusglMechV) geregelt ist. Die vier bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber vermarkten den EEG-Strom an der Strombörse EPEX Spotmarkt, die von der Firma EPEX SPOT SE (Sitz in Paris) betrieben wird. EEG-Strom wird im Spotmarkt mit Tagesvorlauf (Day ahead) oder im Tagesverlauf (Intraday) als „Graustrom“ vermarktet. Die Vermarktung als gekennzeichneter „Grünstrom“ (Strom aus erneuerbaren Quellen) mit möglicherweise höheren Erlösen wird diskutiert, jedoch nicht praktiziert. Die Börsenpreise werden von EPEX SPOT SE im Internet veröffentlicht. Diese Einnahmen aus der Vermarktung am Spotmarkt fließen direkt in die EEG-Umlage ein. Der Börsenpreis wird auch bei der Bewertung des Stroms angesetzt, der im Marktprämienmodell direkt vermarktet wird. Die verbleibende Differenz zur EEG-Vergütung wird als Marktprämie im Zuge der EEG-Umlage ausgeglichen (siehe Ausgaben), ebenso die organisatorischen Aufwendungen (Profilservicekosten, Managementprämie).

Die Summe der Einnahmen wird für 2013 mit 3,04 Mrd. € prognostiziert, gegenüber 2012 (5,39 Mrd. €, s. Tabelle) ein Rückgang um 44 %. Auf die Höhe der EEG-Umlage wirken sich Sonderregelungen aus, wie die Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen, da diese teilweise von der EEG-Umlage befreit sind.

Die verbleibende Differenz, die sogenannten EEG-Differenzkosten (für 2013 prognostiziert 19,90 Mrd. €), wird auf den erwarteten Stromverbrauch verteilt, der für die sog. EEG-pflichtigen Letztverbraucher erwartet wird. Die von der EEG-Umlage befreiten Abnehmer werden als sog. „privilegierte Verbraucher“ entsprechend an der Umlage nicht beteiligt (Mitte 2012 waren es 18 % des bundesweiten Stromabsatzes, 88,7 TWh/a von insgesamt 477,5 TWh/a bzw. die Hälfte des Stromabsatzes an Industrie und Gewerbe). Die teilweise befreiten Abnehmer werden anteilig in der Umlageberechnung berücksichtigt (s. „Letztverbraucher mit reduzierter EEG-Umlage“ in der Tabelle).

Der eingetretene Unterschied zwischen dem Prognosewert und dem tatsächlichen Ergebnis wird im Folgejahr mit der sogenannten „Nachholung“ durch Kontoausgleich mit Stichtag Ende September ausgeglichen. Die Zahlung des Umlagebetrags erfolgt von den Verbrauchern über die Stromversorger (Verteilnetzbetreiber) an die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber ÜNB).

Entwicklung der EEG- Umlage

Jahr	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013
EEG-Umlage (ct/kWh)	0,41	0,58	0,68	0,88	1,02	1,12	1,13	2,047	3,530	3,592	5,277
Änderung z. Vorj. (%)	(#)	41,5	17,2	29,4	15,9	09,8	00,9	81,2	72,4	01,8	46,9

EEG-Umlage nach Energieträgern in Cent je kWh

Energieträger	Wind	Biomasse	Photovoltaik	Wasser Geothermie Gase	Sonstiges	Nachholung und Liquiditätsreserve	gesamt
Stand 2012	0,482	0,839	1,860	0,040	0,091	0,280	3,592
Erhöhung 2013	0,30	0,25	0,35	0,00	0,00	0,785	+ 1,685
Stand 2013	0,782	1,089	2,210	0,040	0,091	1,065	5,277

Von 2011 auf 2012 wurde ein geringfügiger Anstieg der EEG-Umlage von 3,530 Cent/kWh auf 3,592 Cent/kWh prognostiziert. Im Sommer 2011 hatte das Bundesumweltministerium zunächst sogar einen Rückgang der Kosten erwartet, erklärte den moderaten Anstieg dann aber mit dem neu eingeführten Liquiditätspuffer, mit dem ein finanzielles Polster für das EEG-Umlagekonto geschaffen wurde. Ohne diesen Sonderposten hätte die Umlage 2012 unter dem Niveau des Jahres 2011 gelegen, so das Ministerium. Diese Einschätzung hat sich mittlerweile jedoch als falsch herausgestellt. Die Prognose der EEG-Umlage wurde für 2012 zu niedrig festgelegt, sodass es im Rahmen der Prognose für die EEG-Umlage 2013 zu einer Nachholung von 0,67 Cent/kWh gekommen ist.

Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen

Stromintensive Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie Schienenbahnen sind durch die besondere Ausgleichsregelung im EEG zum Schutz ihrer Wettbewerbsfähigkeit von der EEG-Umlage weitestgehend befreit (§ 40 EEG sowie zugehörige Regelungen §§ 41 – 44 EEG). Antragsberechtigt sind Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit einem Stromverbrauch über 1 GWh/a (ab 2013, vorher 10 GWh/a) und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung des Unternehmens von mindestens 14 %. Sind diese Voraussetzungen erfüllt, wird die EEG-Umlage für den Strombezug bis 1 GWh/a erhoben, zwischen 1 und 10 GWh/a auf 10 % der EEG-Umlage vermindert, zwischen 10 und 100 GWh/a werden 1 % der EEG-Umlage angesetzt. Betriebe mit einem Strombezug über 100 GWh/a und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung von mindestens 20 % wird pauschal mit 0,05 ct/kWh abgerechnet. Für Schienenbahnen gilt ein Jahresstromverbrauch von 10 GWh/a als Voraussetzung. 10 % des Verbrauchs werden mit der EEG-Umlage belastet. Für den übrigen Verbrauch wird die EEG-Umlage pauschal mit 0,05 ct/kWh abgerechnet. Für eigenerzeugten Strom wird keine EEG-Umlage erhoben. (§ 40 EEG)

Nach Angaben des Bundesumweltministeriums vom März 2012 ist durch diese Regelungen zurzeit etwa die Hälfte des industriellen Stromverbrauchs ganz oder teilweise von der EEG-Umlage befreit, wodurch sich die EEG-Umlage für die Letztverbraucher 2011 um etwa 0,9 ct/kWh erhöht hat. Diese Ausnahmeregelung für die stromintensiven Unternehmen des produzierenden Gewerbes sowie Schienenbahnen macht somit rd. ein Viertel des EEG-Umlagebetrages aus.

Sonderregelungen für
stromintensive Unternehmen ab 2013
reduzierte EEG-Umlage (§ 41 EEG)⁠ ⁠

Reduzierung der Umlage für Verbrauch	EEG-Umlage
bis 1 GWh/a	100 %
über 1 GWh/a bis 10 GWh/a	10 %
über 10 GWh/a bis 100 GWh/a	1 %
über 100 GWh/a	0,05 ct/kWh
Sonderregelung bei Verbrauch über 100 GWh/a und Stromkosten min. 20 % der Bruttowertschöpfung	0,05 ct/kWh
⁠ Voraussetzungen: min. 1 GWh/a Stromverbrauch, Stromkosten min. 14 % der Bruttowertschöpfung ⁠ Eigenerzeugung ist von EEG-Umlage befreit

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) erklärte die Höhe der EEG-Umlage auch mit der erweiterten Ausnahmeregelung für Industrieunternehmen. Immer mehr energieintensive Betriebe haben die Möglichkeit, eine niedrigere EEG-Umlage von lediglich 0,05 Cent pro Kilowattstunde Strom zu zahlen. Das hat Auswirkungen auf die restlichen Stromkunden. „Die Solidargemeinschaft für die Energiewende wird zunehmend kleiner“, so BEE-Präsident Dietmar Schütz. Dabei profitieren gerade diese privilegierten energieintensiven Unternehmen schon heute vom Ausbau Erneuerbarer Energien, wenn sie Strom an der Börse einkaufen. An der Strombörse senken Erneuerbare Energien dank niedriger Grenzkosten nachweislich den Preis: 2009 war dadurch der Börsenstrom um 0,6 Cent pro Kilowattstunde günstiger.

Im Mai 2012 veröffentlichte die Bundesnetzagentur einen Evaluierungsbericht, in dem die Ausnahmeregelungen für die Großindustrie kritisiert werden. So betrachte die Netzagentur die „Reduktion des EEG-umlagepflichtigen Letztverbrauchs aufgrund der Ausweitung der Privilegierungsregelungen mit Sorge“, da mit den derzeit geltenden Regelungen die privilegierten Unternehmen zwar ca. 18 % des Stroms verbrauchten, allerdings nur 0,3 % der EEG-Umlage trügen. Zukünftig gelte es, eine bessere Balance zwischen Großverbrauchern sowie kleineren und mittleren Unternehmen sowie Haushaltskunden zu finden. Durch die Privilegierung der stromintensiven Industrie würde diese um ca. 2,5 Mrd. Euro jährlich entlastet, die Kosten würden auf nichtprivilegierte Unternehmen sowie Privathaushalte abgewälzt. Würden stattdessen alle Verbraucher gleich belastet, so könne die EEG-Umlage auf knapp 3 ct/kWh abgesenkt werden. Durch die mit der Novellierung des EEG 2012 eingeführte Ausweitung der Sonderregelungen für Industrie käme es jedoch zu einer weiteren Verstärkung des umlageerhöhenden Effekts, weshalb die Bundesnetzagentur eine bessere Balance fordert.

Ausgleichsmechanismusverordnung

Durch die im Jahr 2009 erlassene Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV),, die für ab 2010 erzeugten EEG-Strom gilt, wird der gesetzliche Ausgleichsmechanismus des EEG grundsätzlich umgestaltet. Die AusglMechV erging auf der Grundlage des § 64 Abs. 3 EEG, der die Bundesregierung zu weitgehenden Änderungen des bundesweiten Ausgleichsmechanismus im Hinblick auf die für EEG-Strom anfallenden Kosten ermächtigt. Die AusglMechV entbindet die Übertragungsnetzbetreiber davon, den EEG-Strom an die Energieversorgungsunternehmer durchzuleiten, und diese werden wiederum aus ihrer Abnahmepflicht entlassen (§ 1 Nr. 1 und 2 AusglMechV). Die Übertragungsnetzbetreiber werden stattdessen verpflichtet, den EEG-Strom am Spotmarkt einer Strombörse transparent und diskriminierungsfrei zu verwerten (§ 1 Nr. 3 und § 2 AusglMechV). Die Übertragungsnetzbetreiber können zusätzlich von den Energieversorgungsunternehmen, die Strom an Letztverbraucher liefern, anteilig Ersatz der erforderlichen Aufwendungen im Zusammenhang mit der EEG-Umlage verlangen (§ 3 Abs. 1 AuslgMechV). Die Umlage berechnet sich gemäß der AusglMechV nach der Differenz der Einnahmen aus der Vermarktung des EEG-Stroms nach § 2 EEG (zzgl. damit zusammenhängender Einnahmen) und der Aufwendungen im Zusammenhang mit der Abnahme des EEG-Stroms, hier vor allem der nach dem EEG zu leistenden Vergütungen (§ 3 AusglMechV).

Die Vergünstigung von stromintensiven Unternehmen und von Schienenbahnen nach § 40 EEG, wonach deren Pflicht zur Abnahme von EEG-Strom begrenzt werden kann, wird dahingehend geändert, dass jene nur einen Ausgleich von 0,05 Cent/kWh als EEG-Umlage zu zahlen haben. Darüber hinaus enthält die AusglMechV Grundsätze zu Ermittlung der EEG-Umlage und verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber, die für die Ermittlung der Umlage festgestellten Einnahmen und Ausgaben monatlich und jährlich auf ihren Internetseiten zu veröffentlichen, desgleichen auch eine Prognose für die erwartete Umlage des nächsten Jahres. Die Bundesnetzagentur wird wiederum ermächtigt, weitergehende Verordnungen zu erlassen. Mit der AusglMechV wird ein wesentlicher Teil des EEG auf dem Verordnungswege geändert, weswegen die verfassungsrechtliche Zulässigkeit einer gesetzesvertretenden Verordnung bezweifelt wird – ein Einwand, den der Bundesrat im Gesetzgebungsverfahren bereits erhoben hatte.

Rahmenbedingungen und Einflüsse

Einordnung in das Energiewirtschaftsgesetz

Kleinere stromerzeugende Anlagen können als Vorhaben zum Zwecke der Energieversorgung die im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) vorgesehene Möglichkeit zur Enteignung gem. § 45 Abs. 1 Nr. 3 EnWG in Anspruch nehmen, was vor allem dann Bedeutung hat, wenn die privaten Anlagen Grund und Boden Dritter zur Durchleitung von Kabeln zum nächsten aufnahmebereiten öffentlichen Netz beanspruchen müssen. Strittig ist unter den Gerichten, ob dies das Recht zur vorzeitigen Besitzeinweisung (§ 44b EnWG) mitumfasst.

Die Befugnisse der Energieversorgungs- und Netzunternehmen, zur Wahrung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems nach § 13 Abs. 1 und § 14 Abs. 1 EnWG Maßnahmen (wie Produktionsbeschränkungen) zu ergreifen, bestehen den EEG-Strom erzeugenden Anlagenbetreibern gegenüber – und zwar insoweit ohne Entschädigungspflicht (§ 11 Abs. 2 EEG).

Beständigkeit der zwanzigjährigen Vergütungsregelung

Mit dem EEG wird gewährleistet, dass Anlagenbetreiber den im Jahr der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage geltenden Vergütungssatz für dieses Jahr und zwanzig weitere Jahre erhalten. Mit dieser Festlegung soll den Anlagenbetreibern eine ausreichende Investitionssicherheit gegeben werden. Die im Gesetz vorgesehene jährliche Degression der Vergütungssätze gilt jeweils nur für im jeweiligen Jahr ans Netz gegangene Anlagen (§ 20 EEG). Nicht geklärt ist, ob und unter welchen Voraussetzungen der Gesetzgeber rückwirkend für betriebene Anlagen die Vergütungsbedingungen einschließlich der Sätze kürzen kann. Das BVerfG, das sich in einer Entscheidung vom 18. Februar 2009 mit der rückwirkenden Anwendung des neuen Anlagenbegriffs im EEG von 2009 befasste, der seit Inkrafttreten des Gesetzes zu einem Vergütungseinbruch von knapp 50 % bei einigen Betreibern von Biomassenanlagen geführt hatte, ließ diese Frage unbehandelt, da es eine rückwirkende Änderung wegen unsicherer Rechtslage bereits für zulässig erachtet hatte. Der vom BMU beauftragte Gutachter Stefan Klinski ist der Auffassung, dass es sich bei einer nachträglichen Änderung der geltenden Vergütungssätze für die Zukunft um eine so genannte unechte Rückwirkung handelt, die grundsätzlich erlaubt sei, bei der aber das vom Gesetzgeber hervorgerufene Vertrauen berücksichtigt werden müsse. Sein vom BMU veröffentlichtes Gutachten kommt zu dem Ergebnis, dass in die laufende Vergütung und deren Bedingungen eingegriffen werden könne, falls EU-Recht dies verlange oder aber nachträglich festgestellt werden würde, dass die gezahlten Vergütungen wirtschaftlich zu hoch seien.

Verfassungs- und europarechtliche Zulässigkeit

Das Stromeinspeisemodell des EEG greift auf verschiedenen Ebenen in die Vertrags- und Verwertungsfreiheit ein, so dass die verfassungsrechtliche Zulässigkeit im Hinblick auf die Berufsfreiheit (Art. 12 GG) und auf das Recht auf Eigentum (Art. 14 GG) fraglich erschien. Zudem führt das Gesetz in Form des EEG-Zuschlags zu einer Art Abgabe, deren Zulässigkeit als steuerrechtliche Sonderabgabe in Frage gestellt wurde. Indessen wird die Abgabe überwiegend als privatrechtlicher Preisbestandteil eingestuft, da die vom EEG verursachten Mehrkosten abgabenrechtlich öffentliche Haushalte nicht berühren. Im Übrigen werden die Vorschriften des EEG als zulässige Regelung der Berufsausübung bzw. der Inhaltsbeschränkung des Eigentums eingestuft.

Europarechtlich stand das Modell unter dem Gesichtspunkt einer Verletzung der Warenverkehrsfreiheit und des Verbots der Gewährung von Beihilfen auf dem Prüfstand. Die Europäische Kommission hatte jahrelang ein anderes Modell als marktwirtschaftlicher gestützt, wonach zur Verwendung Erneuerbarer Energien bei der Stromerzeugung Quoten zugeteilt werden, die durch den Kauf von grünen Zertifikaten (über EE-Strom) erfüllt werden können. Der Europäische Gerichtshof hatte aber bereits zum Stromeinspeisungsgesetz in seiner PreussenElektra-Entscheidung vom 13. März 2001 bestätigt, dass es sich bei der EEG-Umlage um keine Leistung der öffentlichen Hand handele, so dass ein Verstoß gegen das Beihilfeverbot ausschied; den vorliegenden Eingriff in die Warenverkehrsfreiheit sah das Gericht für den damaligen Zeitpunkt wegen der zwingenden Belange des Klima- und Umweltschutzes als noch hinnehmbar an. Indem die EG-Richtlinie 2009/28/EG vom 23. April 2009 das Modell des EEG (neben dem Quotenmodell) ausdrücklich bestätigte, wurden letzte europarechtliche Zweifel ausgeräumt.

Nach einem Gutachten aus dem Jahr 2012 der Rechtsfakultät der Universität Regensburg ist das EEG seit der Novelle von 2009 möglicherweise verfassungswidrig, wobei die Verfassungsmäßigkeit davor mehrmals bestätigt wurde. Problematisch sei vor allem der mit Inkrafttreten 2010 neu eingeführte „Ausgleichsmechanismus“, der eine „Sonderabgabe“ darstelle, die am Bundeshaushalt vorbei fließt bzw. im Juristendeutsch „haushaltsflüchtig“ ist. Die Situation sei vergleichbar mit dem früheren „Kohlepfennig“ zur Subventionierung des deutschen Steinkohlebaus, der 1994 verboten worden ist. Eine richterliche Klärung des Sachverhalts gibt es bisher nicht.

Vergütungssätze

Die nachfolgenden Vergütungssätze sind in Cent/kWh angegeben. Neben dieser Grundvergütung kann unter bestimmten Umständen ein Anspruch auf einen oder mehrere Boni bestehen.

Wasserkraft

Laufwasserkraftwerk bei Teufelsbruck (Bayern)

Das EEG unterscheidet zwischen „kleinen“ Wasserkraftanlagen (bis 5 MW Leistung) und „großen“ Wasserkraftanlagen. Ursprünglich war vorgesehen, nur Wasserkraftanlagen bis 5 MW durch die gesetzlich vorgeschriebene Vergütung zu fördern. Im Laufe der Jahre wurde eine Öffnung vorgenommen, so dass auch bei einer Erweiterung bestehender Anlagen über 5 MW hinaus eine Vergütung gezahlt wird. Schließlich wurden die unterschiedlichen Laufzeiten angeglichen, so dass seit 1. Januar 2012 für alle Wasserkraftanlagen unabhängig von der Leistung eine Vergütung über 20 Jahre ab Betriebsbeginn garantiert wird, wobei die Vergütungssätze ab 2013 jeweils um ein Prozent jährlich gesenkt werden.

Die einzelnen Vergütungssätze sind den nachfolgenden Tabellen zu entnehmen.

Anlagen bis 5 MW

Leistungsanteil	EEG 2009 neue Anlagen	EEG 2004 Neue Anlagen	EEG 2009 modernisierte Anl.	EEG 2004 modernisierte Anl.
bis 500 kW	12,67	9,67	11,67	9,67
500 kW bis 2 MW	8,65	6,65	8,65	6,65
2 MW bis 5 MW	7,65	6,65	8,65	6,65

Erneuerung von Anlagen ab 5 MW

Leistungserhöhung	EEG 2009	EEG 2004
bis 500 kW	7,29	7,29
bis 10 MW	6,32	6,32
bis 20 MW	5,80	5,80
bis 50 MW	4,34	4,34
ab 50 MW	3,5	3,5

Deponie-, Klär- und Grubengas

Faultürme eines Klärwerks zur Klärgaserzeugung

Die Vergütungen sind den nachfolgenden Tabellen zu entnehmen.

Deponiegas- und Klärgasanlagen

Leistungsanteil	Deponiegas EEG 2009	Deponiegas EEG 2004	Klärgas EEG 2009	Klärgas EEG 2004
bis 500 kWel	9,00	7,11	7,11	7,11
500 kWel bis 5 MWel	6,16	6,16	6,16	6,16

Grubengasanlagen

Leistungsanteil	EEG 2009	EEG 2004
bis 500 kWel	7,16	7,11
500 kWel bis 1 MWel	7,16	6,16
1 MWel bis 5 MWel	5,16	6,16
ab 5 MWel	4,16	6,16

Anlagen bis 5 MW_el erhalten nach Anlage 1 zum EEG für Innovative Anlagentechnik einen Bonus von 2,0 (2004: 2,00). Weitere Boni gibt es bei Deponie- und Klärgas für die Gasaufbereitung.

Die Degression für Grundvergütung und Boni beträgt jährlich 1,5 % (EEG 2004: 1,5 %).

Biomasse

Landwirtschaftliche Biogasanlage

Die Grundvergütung ist der nachfolgenden Tabelle zu entnehmen.

Biomasse Grundvergütung

Leistungsanteil	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
bis 150 kWel	14,3	11,67 auch für Altanlagen	10,67
150 kWel bis 500 kWel	12,3	9,18	9,18
500 kWel bis 5 MWel	11	8,25	8,25
5 MWel bis 20 MWel	6 nur bei KWK	7,79 nur bei KWK	7,79 nur bei KWK

Um von den umfangreichen Boni von bis zu 18 Ct/kWh für die Stromerzeugung aus Biomasse zu profitieren, müssen folgende Bedingungen erfüllt sein:

• Nutzung innovativer Technologien (Technologie-Bonus),
• Verwendung von nachwachsenden Rohstoffen oder Gülle (Nawaro-Bonus, darin enthalten: der sogenannte Gülle-Bonus)
• Anwendung von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK, KWK-Bonus)
• Einhaltung von Grenzwerten bei den Formaldehyd-Emissionen (Formaldehyd-Bonus)

Entsprechen die zur Gewinnung von flüssiger Biomasse verwandten Rohstoffe nicht den Anforderungen der Nachhaltigkeitsverordnung oder stammen die Rohstoffe aus nicht nachhaltigem Anbau, wie dem Regenwald oder Feuchtgebieten, dann wird die Vergütung nach dem EEG hinfällig.

Die jährliche Degression auf der Grundvergütung und der Boni wurde im EEG 2009 um einen halben Prozentpunkt auf 1 % gesenkt (EEG 2004: 1,5 %).

In der EEG 2012 Novelle, welche am 30. Juni 2011 beschlossenen wurde, wurden folgende Prämien für Biogasanlagen eingeführt:

• „Marktprämie“
• „Flexibilitätsprämie“

Ab dem 1. Januar 2012 werden neu auch kleine Biogasanlagen ab 75 kW mit 25 ct/kWh vergütet.

Geothermie

Siehe auch: Geothermie

Geothermiekraftwerk in Landau

Geothermie Grundvergütung

Leistungsanteil	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
bis 5 MWel	25	20	15
bis 10 MWel	25	20	14
bis 20 MWel	25	14,50	8,95
ab 20 MWel	25	14,50	7,16

Im EEG 2009 wurde die Grundvergütung für den Leistungsanteil bis 10 MW_el auf 16 ct/kWh und für den Leistungsanteil über 10 MW_el auf 10,5 ct/kWh angehoben. Zudem wurde ein Wärmenutzungsbonus in Höhe von 3 ct/kWh und ein Technologiebonus in Höhe von 4 ct/kWh für nicht-hydrothermale Systeme (z.B. Hot-Dry-Rock) eingeführt. Die bis 2011 geltenden Boni für Kraftwärmekopplung und Frühzeitigkeit entfallen durch die Anhebung der Vergütungssätze im EEG 2012. Der Technologie-Bonus für petrothermale Projekte wird beibehalten und von 4 auf 5 ct/kWh erhöht.

Die jährliche Absenkung der Grundvergütung und des Technologie-Bonus wird im EEG 2012 auf das Jahr 2018 verschoben und beträgt 5 % pro Jahr (EEG 2004/2009: 1 % ab 2010).

Windkraft Festland

Windkraftanlagen in Niedersachsen

Strom aus Windenergie machte 2008 57 % der EEG-Gesamtstrommenge und 39,5 % der gesamten EEG-Förderung aus .

Die Anfangsvergütung einer Windanlage ab Inbetriebnahme für die ersten fünf Jahre betrug 2012 8,93 Cent/kWh (EEG 2009: 9,2; EEG 2004: 7,87), danach wird nur noch die Grundvergütung von 4,87 Cent/kWh (EEG 2009: 5,02; EEG 2004: 5,5 Cent/kWh) ausbezahlt. Diese Vergütungsregel wird für alle Windkraftanlagen angewandt, welche an windreichen Standorten stehen und deshalb mindestens einen Ertrag produzieren, welcher mindestens 150% der Referenzanlage entspricht. Die Festlegung der jeweils für den Anlagentyp maßgebenden Referenzanlage ist im Gesetz und in der Anlage 3 zum EEG nach mittlerer Jahresgeschwindigkeit (5,5 m/Sekunde), Messpunkt (30 m über Grund), logarithmischem Höhenprofil und Rauhigkeitslänge (0,1 m) genau beschrieben. Bei Anlagen mit einem geringeren Ertrag verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Vergütung um 2 Monate je 0,75 % Minderertrag im Vergleich zu den 150 % Referenzertrag. Eine Windkraftanlage, die beispielsweise 120 % des Referenzertrages erzielt, erhält demnach 5 Jahre + 40 × 2 Monate = 11 Jahre 8 Monate die erhöhte Vergütung (150−120 = 30, 30/0,75 % = 40). Die Wahl der Referenzanlage gilt allgemein als sehr anspruchsvoll, so dass der überwiegende Teil der derzeit errichteten Anlagen über den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren die erhöhte Anfangsvergütung erhält. Kleinanlagen mit einer Leistung unter 50 kW gelten immer als Anlagen mit 60 % des Referenzertrages.

Anlagen, welche vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen werden und die technischen Anforderungen einer nach § 64 Abs. 1 EEG zu erlassenden Verordnung erfüllen, erhalten zusätzlich einen Systemdienstleistungsbonus von 0,48 Cent/kWh. Ihn können zwischen dem 1. Januar 2002 und 31. Dezember 2008 in Betrieb genommene Altanlagen mit 0,7 Cent/kWh in Anspruch nehmen, wenn sie die Voraussetzungen der genannten Verordnung erfüllen (§ 66 Abs. 1 Nr. 6 EEG). Die Verordnung soll besondere Anforderungen an die Netzstabilität, das Last- und Erzeugungsmanagement sowie die Befeuerung aufstellen. Die Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) wurde am 3. Juli 2009 erlassen.

Die Vergütung erhöht sich bei neuen Anlagen, welche mindestens zehn Jahre alte Anlagen ersetzen, um 0,5 Cent/kWh (so genanntes Repowering: § 30 EEG). Um von der Erhöhung profitieren zu können, muss die neue Anlage mindestens doppelt so viel Leistung erbringen und im selben oder in einem angrenzenden Landkreis liegen. Eine weitere Bedingung ist, dass die Anzahl der Anlagen sich nicht erhöht.

Um einen Anreiz zur technischen Weiterentwicklung zu geben und eine zeitlich unbegrenzte Förderung von Windkraftanlagen (wie bei den anderen Quellen regenerativer Energie) zu verhindern, wird die Mindestvergütung für jedes Folgejahr (nach 2009) für in diesem Jahr neu installierte Anlagen um 1% (EEG 2004: 2 %) gesenkt.

Windkraft Offshore

Erste deutsche offshore-Windkraftanlage im Windpark alpha ventus

Offshore-Anlagen sind Windenergieanlagen, die in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen – gemessen von der Küstenlinie aus seewärts – errichtet werden (§ 3 Nr. 9 EEG). Im Herbst 2009 wurde das Testfeld "Alpha Ventus" mit 12 Anlagen der 5 MW-Klasse in Betrieb genommen. Im März 2010 startete der Bau von zwei weiteren Offshore-Windparks. Für 32 weitere Anlagen in der Nord- bzw. Ostsee wurden Genehmigungen erteilt. Weil bis 2009 trotz vorliegenden Genehmigungen kein einziges Vorhaben realisiert wurde, hat man die Vergütungssätze im EEG 2009 deutlich erhöht. In den ersten zwölf Jahren beträgt die Anfangsvergütung für Strom aus Offshore-Windkraftanlagen (Windenergie Offshore: § 31 EEG) 13 Cent/kWh (EEG 2004: 8,74 Cent/kWh) und für Anlagen, welche bis Ende 2015 in Betrieb genommen werden 15 Cent/kWh. Seit dem EEG 2012 ist nach dem Stauchungsmodell auch eine höhere Anfangsvergütung von 19 Cent/kWh möglich, wobei sich aber der Vergütungszeitraum von 12 auf 8 Jahre verkürzt. Nach dem Zeitraum der Anfangsvergütung (12 respektive 8 Jahre), werden pro kWh 3,5 Cent/kWh (EEG 2004: 5,95 Cent/kWh) vergütet. Der Zeitraum der Anfangsvergütung verlängert sich in Abhängigkeit von der Entfernung der Anlage zum Festland (ab einer Entfernung von 12 Seemeilen eine Verlängerung um 0,5 Monate je abgeschlossener zusätzlicher Seemeile) und der Wassertiefe (ab einer Wassertiefe von 20 Metern eine Verlängerung um 1,7 Monate je abgeschlossenem zusätzlichen Meter). Beschränkungen bei der Genehmigung von Offshore-Anlagen bestehen primär zugunsten des Naturschutzes und der Sicherheit der Schifffahrt. Eine Degression, welche den jährlichen Vergütungssatz bei Offshore-Anlagen ab 2015 um 5 % hätte senken sollen, wurde auf den 1. Januar 2018 verschoben, wobei dann einen erhöhten Prozentsatz von 7 % gilt. Am 27. März 2010 wurde der erste deutsche Offshore-Windpark alpha ventus mit einer Leistung von 60 MW (elektrisch) 45 Kilometer vor der Küste Borkums eröffnet. Bis 2030 sollen in deutschen Gewässern (Nord- und Ostsee) rund 30 Gigawatt installiert werden, auch mithilfe von Kooperationen.

Photovoltaik

Photovoltaikanlage auf landwirtschaftlichem Gebäude

Die für verschiedene Jahre gültigen Einspeisevergütungen können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden (Angaben in Netto-Preisen). Für Photovoltaikanlagen beträgt die Vergütungsdauer 20 Jahre und bleibt vom Jahr der Inbetriebnahme bis zum Ende der Unterstützungsdauer unverändert. Je nach Leistungsklasse (Anlagen auf Gebäuden, im Freien…) werden die Vergütungssätze gestaffelt angewandt und die Vergütung erfolgt prozentual: Bei einer im August 2012 errichteten Dachanlage mit einer Spitzenleistung von 30 kW wird für 10 kW eine Vergütung von 18,73 Cent/kWh gezahlt, für die restlichen 20 kW werden 17,77 Cent/kWh gezahlt, bis Ende 2032.

Kürzungen 2010 um 13 % +  3 %

Bundesumweltminister Norbert Röttgen wollte die Umlagevergütung von Solarstrom schon zum April 2010 zwischen 15 % und 25 % senken. Grund waren zu hohe Vergütungssätze bei fallenden Kosten für Solaranlagen. Wegen des entsprechenden am 6. Mai 2010 vom Bundestag beschlossenen Gesetzes rief der Bundesrat, der eine Kürzung um 10 % für sinnvoll hielt, den Vermittlungsausschuss an. Am 8. Juli 2010 nahm der Deutsche Bundestag das durch Beschlussempfehlung des Vermittlungsausschusses abgeänderte Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes an. Mit dem Gesetz wurde die Vergütung für Dach- und Freiflächenanlagen 2010 in zwei Stufen von 13 und 3 % gesenkt und die Vergütung für Anlagen auf ehemaligen Ackerflächen ganz gestrichen (siehe Tabelle).

Kürzungen 2011 um 13 %

Die Vergütungskürzung 2011 betrug 13 %. Die im Zeitraum von Juni bis einschließlich September 2010 installierte Leistung (allein im Juni über 2.000 MWp), mit Drei multipliziert, lag über 6.500 MWp; damit erhöhte sich die Degression von 9 % auf 13 %. Für den 1. Juli/1. September 2011 beschloss der Bundestag eine potenzielle weitere Absenkung bei einem Zubau von mehr als 3.500 MWp pro Jahr, hochgerechnet vom Zubau der Monate März bis Mai 2011 (um 3 % und pro 1.000 MWp über 3.500 MWp um weitere 3 %, maximal um 15 %). Da aber hochgerechnet auf das Jahr weniger als 3.500 MWp Photovoltaikanlagen installiert wurden, trat keine Kürzung ein.

Kürzungen zum 1. Januar 2012 um 15 %

Anfang 2012 galt folgende Regelung: Zum Jahreswechsel wird die Vergütung je nach installierter Leistung im Vorjahrzeitraum (1. Oktober bis 30. September) zwischen 1,5 % (bei unter 1.500 MWp) und 24 % (bei über 7.500 MWp) gesenkt. Abhängig von dem Zubau zwischen 1. Oktober und 30. April werden bis zu 15 % dieser Vergütungskürzung auf den 1. Juli vorgezogen. Zwischen dem 1. Oktober 2010 und dem 30. September 2011 wurden 5.200 MWp neu installiert, was eine Kürzung für 2012 von 15 % bedeutete. Im Zeitraum 1. Oktober 2011 bis 30. April 2012 lag der Zubau bei ca. 6.273 MWp damit sänke die Vergütung zum 1. Juli 2012 um 15 %.

Kürzungen zum 1. April 2012

Im März beschloss der Bundestag eine Novelle zum EEG, nach der die PV-Vergütungen nochmals gekürzt würden. Zu dieser beschloss der Bundesrat am 11. Mai die Einberufung des Vermittlungsausschusses mit dem Ziel der grundlegenden Überarbeitung des Gesetzes, nachdem zuvor Solarbranche und Bundesländer gegen den Entwurf protestiert hatten.

Ende Juni 2012 wurde daraufhin eine etwas abgeschwächte EEG-Novelle von Bundestag und Bundesrat angenommen (siehe auch nachfolgende Tabelle). Je nach Anlagentyp verringerte sich danach die Vergütung für Anlagen, die zum oder nach dem 1. April 2012 in Betrieb genommen wurden (Definition: siehe § 3 Nr. 5 EEG 2012) um etwa 30 %. Dachanlagen, für die vor dem 24. Februar beim Netzbetreiber ein Netzanschlussbegehren gestellt haben, gelten Förderungen nach den alten Regeln, sofern die Anlage vor dem 30. Juni in Betrieb geht. Laut Übergangsregelung stehen die alten Vergütungen Freiflächenanlagen zu, bei denen das Planungsverfahren vor dem 1. März begonnen wurde und die spätestens zum 30. Juni ans Netz gehen. Für Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen, die mit aufwändigen Planungsverfahren verbunden sind, galt die Förderung nach den alten Regeln noch bis zum 30. September.

Übergangsregelung

Geltung der Vergütungssätze des EEG 2012 in der bisherigen Fassung für Anlagen, die nach dem 31. März und vor dem 1. Juli 2012 nach der neuen Inbetriebnahmedefinition in Betrieb genommenen wurden, wenn vor dem 24. Februar 2012 ein schriftliches oder elektronisches Netzanschlussbegehren unter Angabe des Standortes und der zu installierenden Anlagenleistung gestellt wurde (§ 66 Abs. 18 S. 2 EEG 2012 n.F.) Für neu errichtete Dachanlagen zwischen 10 und 1000 kW_p gilt künftig: Nur noch 90 % des produzierten Stroms werden vergütet. Den Rest soll der Besitzer selbst verbrauchen oder vermarkten. Die Bundesregierung hat das Ziel, den jährlichen Zubau möglichst auf 2.500 bis 3.500 Megawatt zu begrenzen. Die Vergütungsdegression greift nun monatlich: je nach Zubau in den vorangegangenen Monaten beträgt sie monatlich -0,5 bis 2,5 %, gestaffelt nach einem im EEG vorgegebenen Schema.

Leistungsabhängige Fördersätze in ct/kWh

												altes Gesetz		Vom Bundestag und -rat beschlossene Änderung (keine Vergütung über 10 MW)
Anlagentyp		2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	Juli 2010	Okt. 2010	2011	2012	Juli 2012	April 2012	...	Oktober 2012	...
auf einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand	bis 10 kW	57,4	54,53	51,80	49,21	46,75	43,01	39,14	34,05	33,03	28,74	24,43	20,76	19,50	monatl. -1%	18,36	zunächst monatl. -1%
	ab 10 kW													18,50		17,42
	ab 30 kW	54,6	51,87	49,28	46,82	44,48	40,91	37,23	32,39	31,42	27,33	23,23	19,75
	ab 40 kW													16,50		15,53
	ab 100 kW	54,0	51,30	48,74	46,30	43,99	39,58	35,23	30,65	29,73	25,86	21,98	18,68
	ab 1000 kW						33,00	29,37	25,55	24,79	21,56	18,33	15,58	13,50		12,71
Freiflächenanlagen (leistungsunabhängig)	vorbelastete Flächen	45,7	43,4	40,6	37,96	35,49	31,94	28,43	26,16	25,37	22,07	18,76	15,95
	Sonstige Freiflächen								25,02	24,26	21,11	17,94	15,25
	Ackerflächen								-	-	-	-	-	-	-	-	-
Selbstverbrauchs- vergütung für Anlagen auf Gebäuden	bis 30 kW bis 30 % Selbstverbrauch					-	25,01	22,76	17,67	16,65	12,36	8,05	4,39	-	-	-	-
	bis 30 kW ab 30 % Selbstverbrauch					-	25,01	22,76	22,05	21,03	16,74	12,43	8,77	-	-	-	-
	30-100 kW bis 30 % Selbstverbrauch						-	-	16,01	15,04	10,95	6,85	3,37	-	-	-	-
	30-100 kW ab 30 % Selbstverbrauch						-	-	20,39	19,42	15,33	11,23	7,75	-	-	-	-
	100-500 kW bis 30 % Selbstverbrauch						-	-	14,27	13,35	9,48	5,60	2,30	-	-	-	-
	100-500 kW ab 30 % Selbstverbrauch						-	-	18,65	17,73	13,86	9,98	6,68	-	-	-	-

Mit dem EEG 2009 wurde für selbst verbrauchten Strom aus Gebäudeanlagen bis 30 kW_p eine Selbstverbrauchsvergütung eingeführt (§ 33 EEG), die 18 Cent/kWh weniger als die Einspeisevergütung betrug (per 1. Juli 2010 angepasst auf 16,38 Cent/kWh weniger bis 30 % und 12 Cent/kWh weniger über 30 % Eigenverbrauch.). Der Selbstverbraucher profitierte dadurch im Vergleich zum reinen „Einspeiser“ vom Differenzbetrag zum sonst nötigen, über 16,38 bzw. 12 Cent/kWh liegenden Strombezug von einem Energieversorgungsunternehmen. Dadurch wollte der Gesetzgeber einen Anreiz für die Eigennutzung schaffen. Zum 1. April 2012 wurde die Eigenverbrauchsvergütung abgeschafft.

Bei der Novellierung des Gesetzes 2011 wurde die bestehende Degressionsregelung beibehalten, und Maßnahmen zur Netzintegration wurden vorgesehen. Zugleich wurde die sogenannte „Abregelung“ flexibilisiert: Bei hoher Netzbelastung kann der Netzbetreiber nun das vorübergehende Herunterregeln der Anlagenleistung vom Betreiber verlangen (dies geschieht automatisiert über einen eingebauten oder nachgerüsteten Abschalter) – dafür erhält der Anlagenbetreiber eine Entschädigung in 95 % des entgangenen Ertrags. Die Abregelung ist beschränkt auf maximal 1 % der Anlagen-Jahresleistung.

Bei Fassadenanlagen (genauer: Anlagen, die nicht auf dem Dach oder als Dach eines Gebäudes angebracht sind und einen wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes bilden) gab es bis Ende 2008 einen Zuschlag von 5 Cent/kWh, da mit einem geringeren Ertrag zu rechnen ist als bei Dachanlagen; das EEG 2009 hat diesen Zuschlag aber nicht übernommen.

Für Solaranlagen werden günstige KfW-Kredite angeboten, wodurch kein Eigenkapital für die Anlagenkosten eingesetzt werden muss. Der Betreiber einer Solaranlage kann sich zudem als Unternehmer beim Finanzamt einstufen lassen und die auf die Investitionskosten anfallende Umsatzsteuer als Vorsteuer geltend machen (d. h. er kann sie mit von anderen im Rahmen seiner Stromerzeugung vereinnahmten Umsatzsteuern verrechnen oder erhält sie vom Finanzamt erstattet).

Kosten und Nutzen

Siehe auch: Erneuerbare_Energie#Kosten

Direkte Kosten der EEG-Umlage (Differenzkosten)

Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) schätzte die Mehrkosten durch die EEG-Umlage für das Jahr 2010 auf neun Mrd. Euro. Für das Jahr 2011 wird eine Mehrbelastung von 3,53 Ct/kWh, für 2012 werden 3,59 Ct/kWh berechnet. Der moderate Anstieg ist insbesondere auf zusätzliche Ausnahmeregelungen für energieintensive Industriebranchen zurückzuführen, nicht auf steigende Gesamtkosten für erneuerbare Energien. Gleichzeitig wuchs der Anteil erneuerbarer Energien an der gesamten Stromerzeugung von 17 % (2010) auf 20 % (2011) an. Die Einspeisevergütungen insbesondere für Solarstrom wurden in den letzten Jahren fortlaufend abgesenkt. Studien des Bundesumweltministeriums sowie der Netzbetreiber erwarten, dass die durchschnittlich gezahlte Einspeisevergütung trotz kräftigem Ausbau der erneuerbaren Energien zunächst weiter ansteigen und etwa ab dem Jahr 2016 wegen sinkender Vergütungssätze fallen werden.

Entwicklung des Anteils der EEG-Umlage am Strompreis

Neben der Förderung der Erneuerbaren Energien wird die Umlage von der Marktprämie oder der Entlastung energieintensiver Unternehmen beeinflusst. Diese zusätzlichen Kostenfaktoren führten bereits im Jahr 2012 dazu, dass die EEG-Umlage derzeit 3,59 Cent je Kilowattstunde (ct/kWh) beträgt, obwohl die Förderung der Erneuerbaren Energien nach Berechnungen des Instituts für ZukunftsEnergiesysteme (IZES) lediglich 2,83 ct/kWh benötigt. Die weitgehende Befreiung vieler energieintensiver Unternehmen von der EEG-Umlage führt zu einer zusätzlichen Belastung kleiner und mittlerer Unternehmen sowie der Privathaushalte. Diese Entwicklung betrachtet die Bundesnetzagentur seit Mai 2012 „mit Sorge“.

Der Anstieg der EEG-Kosten seit 2010 ist nur zum Teil höheren Kosten durch den Ausbau der erneuerbaren Energien anzulasten, sondern auch auf andere Faktoren zurückzuführen. So sanken im Zuge der Wirtschaftskrise die Strompreise an der Börse, weswegen die Differenz zu den fixen Einspeisetarifen größer wurde. Zudem wurden Netzentgelte miteinberechnet, die bis dahin gesondert ausgewiesen wurden. Auch der Zuwachs der EEG-Umlage 2011 war auf eine Änderung bei der Berechnungsgrundlage zurückzuführen (Einführung der Liquiditätsreserve, Einführung der Marktprämie, Ausweitung der Ausnahmetatbestände für Industrie). Ohne diese Modifikation wäre die EEG-Umlage gesunken statt gestiegen. Insbesondere die so genannte „Marktprämie“, ein Aufschlag für an der Börse vermarkteten Regenerativstrom, kostet mehrere hundert Millionen Euro, ohne einen erkennbaren Nutzen zu haben; selbst die Nutznießer, der Bundesverband Erneuerbare Energie, hatte gegen die Einführung der Marktprämie protestiert.

Die Photovoltaik macht den größten Kostenanteil der EEG-Umlage aus, da sie anfangs mit hohen Vergütungssätzen gefördert wurde und der Zubau schneller erfolgte als geplant. Da die Vergütung aber für 20 Jahre gesetzlich garantiert wurde, zieht dies beträchtliche Zahlungsverpflichtungen nach sich. Da inzwischen die Vergütungen in mehreren Schritten stark nach unten angepasst wurden, sodass heute neu zugebaute Anlagen ungleich niedrigere Kostenbelastungen hervorrufen. Zudem sieht ein "atmender Deckel" vor, dass die Vergütungen automatisch umso stärker gekürzt werden, je mehr weitere Kapazitäten zugebaut werden. Prognos rechnet für 2012-2016 mit einem Solarwachstum von 70 %, die Strompreise steigen dadurch nur um knapp zwei Prozent. Über die schrittweise Absenkung der Solarstromtarife kam es zu kontroversen Debatten quer durch die politischen Lager, Wirtschaft und Wissenschaft.

Zusammensetzung der EEG-Umlage 2013 nach Prognose des Bundesverband Erneuerbare Energie in ct/kWh

Im September 2012 veröffentlichte der Bundesverband Erneuerbare Energie im Vorfeld der Bekanntgabe der neuen EEG-Umlage ein Positionspapier, in dem die EEG-Umlage nach einzelnen Kostenfaktoren aufgeschlüsselt wird. Demnach rechnet der BEE für das Jahr 2013 mit einem Anstieg der EEG-Umlage um ca. 44 % auf ca. 5,2 ct/kWh. Dabei würden die reinen Förderkosten für die Vergütung der Erneuerbaren Energien jedoch nur 2,3 ct/kWh betragen (43 %), 1,3 ct/kWh (25 %) seien auf die 2012 deutlich ausgeweiteten Sonderprivilegien für die Industrie zurückzuführen, jeweils 0,7 ct/kWh (13 %) auf den Ausgleich von Prognosefehlern bei der Berechnung der EEG-Umlage für 2012 (die sog. Nachholung) sowie auf den Rückgang der Börsenstrompreise, und jeweils ca. 0,15 ct/kWh (3 %) auf die ebenfalls 2012 eingeführte Marktprämie sowie auf die Liquiditätsreserve. Der Zuwachs der EEG-Umlage sei vor allem auf die Nachholung von 2012 (42 %) sowie die ausgeweiteten Industrieprivilegien (21 %) zurückzuführen, während der Anstieg der reinen Förderkosten nur 12 % betrage.

Preisdämpfender Effekt an der Strombörse ("Merit Order")

Nach den Regelungen des EEG genießen Erneuerbare Energien Vorrang bei der Einspeisung ins Stromnetz. Dadurch verschiebt sich die Nachfragekurve: Erneuerbare Energien reduzieren die Nachfrage nach konventionellem Strom mit höheren Grenzkosten. Die Börsenstrompreise sinken oder bleiben trotz gestiegener Rohstoffpreise konstant. Dieser komplexe Preisbildungsmechanismus an der Strombörse, der sog. Merit-Order-Effekt, sparte etwa 2,8 Mrd. Euro im Jahr 2010 ein. Davon profitierte insbesondere die energieintensive Industrie. Nach einem Gutachten vom April 2012 müsste der Strompreis 2 Cent pro kWh niedriger liegen, wenn die Versorger die gesunkenen Einkaufskosten weitergegeben hätten. Da sich der Kraftwerkspark langfristig dem Ausbau der Erneuerbaren Energien anpasse und somit die Überkapazitäten zurückgingen, ist anderen Wissenschaftlern zufolge dieser Effekt strittig. Diese Einschränkung gilt jedoch nur langfristig.

Vermiedene Importkosten

Im Jahr 2010 vermied die erneuerbare Stromerzeugung fossile Energieimporte im Wert von rd. 2,5 Mrd. Euro; hiervon sind etwa 80 % dem EEG zuzuschreiben.

Klimaschutz

Das EEG trägt zum Klimaschutz und zur Luftreinhaltung bei. 2006 seien durch das EEG beispielsweise der Ausstoß von 45 Millionen Tonnen CO₂ verhindert worden. Dadurch führe das EEG zu einer Verringerung von externen Kosten, wie unter anderem im Zuge der globalen Erwärmung. Die vermiedenen Folgeschäden werden auf 3,4 Mrd. € geschätzt. Laut BMU ergab sich für 2006 insgesamt ein volkswirtschaftlicher Nutzen des EEG von rund 9,3 Mrd. €.

Kommunale Wertschöpfung

Als Effekt des EEG sind vielerorts Bürgersolaranlagen errichtet worden, bei denen in der Regel Privatleute Kapital für bis zu 20 Jahre in diese Anlagen investieren. Bürgersolaranlagen (oder Bürgerkraftwerke) werden dabei häufig auf kommunalen Gebäuden errichtet, wodurch die Gemeinden Mieteinnahmen generieren für Flächen (Gebäudedächer), die ansonsten nicht wirtschaftlich genutzt werden konnten.

Interaktion mit Emissionshandel

Einige Ökonomen vertreten die Ansicht, dass der Emissionshandel das wirtschaftlich effizientere Instrument zur Reduzierung von Klimaschäden sei. Demnach erfolge durch das EEG in der Summe aller Verursacher keine Einsparung von CO₂, da das EEG nicht höhere Einsparungen bewirken könne als der Emissionshandel ohnehin vorsehe. Somit würden durch diesen Fehler im System des Emissionshandels de facto keine Einsparungen erfolgen. Ein 2004 veröffentlichtes Gutachten des wissenschaftlichen Beirats beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit kam zu dem Schluss, dass das EEG nach Implementierung eines "funktionierenden Marktes" für Emissionsrechtehandel ökologisch nutzlos sei und keinerlei Emissionsreduktionen mit sich bringe. Da es dann keinen ökologischen Nutzen bringe, aber volkswirtschaftlich teuer sei, müsse es konsequenterweise abgeschafft werden.

Eine Studie der TU Berlin sowie des Potsdam Institute for Climate Impact Research bestätigte hingegen die positiven Auswirkungen des EEG. Demnach sei es volkswirtschaftlich sinnvoll, neben dem Emissionshandel zusätzlich die Erneuerbare Energien zu fördern, da diese aufgrund ihrer hohen Kostensenkungspotentiale perspektivisch Energie deutlich günstiger bereitstellen könnten als die herkömmlichen Technologien und somit langfristig die zusätzliche Technologieförderung günstiger sei als der Emissionshandel alleine. Während es für die Energieindustrie also betriebswirtschaftlich sinnvoll sei, auf die herkömmliche Erzeugungsmöglichkeiten zu setzen, sei es volkswirtschaftlich ratsam, die Erneuerbaren Energien per Förderung schnell marktfähig zu machen, da damit das Marktversagen, dass die teureren fossilen Energien die günstigeren Erneuerbaren Energien am Markteintritt hindern, behoben würde.

Nach Auffassung des Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) trifft die Kritik an den Interaktionseffekten zwischen EEG und Emissionshandel nur bei einer "rein statischen Betrachtung" zu. Das EEG sei ein äußerst wirksames Instrument zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und fördere den Klimaschutz, wenn Emissionshandel und EEG "gut aufeinander abgestimmt werden". Auch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit weist die Kritik am EEG zurück und verweist auf die Defizite des Emissionshandels. Eine Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit schlägt vor, die CO₂-Emissionshandelsvolumina entsprechend den Zielvorgaben des EEG anzupassen, um ungewünschte Interaktionseffekte zu vermeiden.

Vermiedene Netzentgelte

Durch dezentrale Einspeisung entsteht den Netzbetreibern eine Kostenersparnis. Verbraucherorganisationen bemängeln, dass diese dem Anlagenbetreiber und nicht dem Endkunden gutgeschrieben werden. Andererseits ist das lokale Windaufkommen teilweise nur schwer planbar und regional unterschiedlich verteilt, was zu zusätzlichem Investitionsbedarf beim Ausbau des Hochspannungsnetzes (zum Beispiel: Stromtransport von den Windparks im Norden zu den Industriezentren des Südens) führen kann.

Netzausbaukosten

Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) schätzt die jährlichen Kosten für den Ausbau des Stromnetzes zur Aufnahme erneuerbarer Energien auf 3,4 bis 4,5 Mrd. Euro. Noch nicht enthalten sind hierin die Netzanschlusskosten von Offshore-Windparks.

Wirtschaftswachstum

Laut DIW haben Erneuerbare Energien auch unter Berücksichtigung der Förderkosten für die Erneuerbaren Energien und der Verdrängungseffekte im konventionellen Energiesektor einen positiven Netto-Effekt auf das Wachstum in Deutschland. Denn der Ausbau löst Investitionen aus, die sich positiv auf die Einkommen auswirken. Hinzu kommen Einsparungen durch verringerte Importe fossiler Energien und erhöhte Einnahmen durch den Export von Erneuerbare-Energien-Anlagen und Komponenten. Diese Effekte überkompensieren deutlich die Auswirkungen durch die sinkenden Investitionen in konventionelle Energien. Auch die Nettobeschäftigungseffekte sind unter dem Strich positiv.

Arbeitsmarkteffekte

Neben seinen ökologischen Zielsetzungen wird das EEG explizit auch als strategische Industriepolitik verstanden, um Arbeitsplätze zu schaffen und neue Märkte und Exportbereiche zu erschließen. Die Zahl der Beschäftigten in der Erneuerbare-Energien-Industrie hat sich von 2006 bis 2008 nahezu verdoppelt. Die Bruttobeschäftigung durch Erneuerbare Energien betrug 278.000 Arbeitsplätze im Jahr 2008 und im Jahr 2009 bereits 340.000 Arbeitsplätze. Im Jahr 2020 sollen nach Prognosen des BMU über 400.000 Menschen in Deutschland im Bereich Erneuerbare Energien beschäftigt sein. Erneuerbare Energien sind dezentral verteilt und daher arbeitsintensiver und damit teurer als zentrale Großkraftwerke, weswegen sie bei gleicher Produktionsmenge weitaus mehr Arbeitsplätze schaffen und höhere Preise verursachen als die konventionelle Energieproduktion. Nach Ansicht der Erneuerbare-Energien-Branche ist das EEG ein wirksames Instrument der Mittelstandsförderung.

Einige Ökonomen sind der Ansicht, die EEG-Mehrkosten würden Arbeitsplätze v. a. in der energieintensiven Industrie gefährden. Ebenso wird angemahnt, dass strategische Industriepolitik selten zu Arbeitsplatzgewinnen führe. Allerdings sind die meisten Industriebranchen von der EEG-Umlage ausgenommen, weswegen für sie gar keine Mehrkosten entstehen. Zudem ist auf die Vermeidung externer Kosten und die preissenkende Wirkung der Erneuerbaren Energien auf den Strompreis an der Börse zu verweisen, wodurch sich die volkswirtschaftliche Gesamtrechnung der Erneuerbaren Energien positiv darstelle,.

Zahlen zum EEG

In der folgenden Tabelle ist die Entwicklung der durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz geförderten Einspeisemengen und deren Vergütung aufgelistet. Die Gesamteinspeisung und Summe enthält nicht Nachholungen aus den Vorjahren, in dem durchschnittlichen Vergütungspreis je Kilowattstunde sind diese Nachholungen hingegen enthalten. Die EEG-Durchschnittsvergütung (letzte Spalte) ergibt sich aus der Gesamtsumme der Vergütungen, abzüglich der vermiedenen Netzentgelte, dividiert durch die gesamte eingespeiste Strommenge. Die Durchschnittsvergütung ist über die Jahre v. a. aufgrund höherer Anteile relativ hoch vergüteter Energiequellen (Solar und Biomasse) gestiegen. Die EEG-Quote entspricht dem Anteil EEG-geförderter Strommenge an dem nicht-privilegierten Letztverbrauch.

EEG – Energieerzeugung und Vergütungen

Jahr		Wasser	Gas	Biomasse	Geo- thermie	Wind onshore	Wind offshore	Solar	Summe	Gesamthöhe der EEG-Umlage (Mio. €)	Vermiedene Netzentgelte (Mio. €)	EEG- Quote	Durchschnitts- vergütung (in ct/kWh)
2000⁠	Strommenge (in GWh)								10391	889		3,01 %	8,50
	Vergütung (in Mio. €)								883
2001	Strommenge	6088,3	⁠	1471,2		10509,2		76,2	18145,5	1 139		3,91 %	8,69
	Vergütung								1 577
2002	Strommenge	6579,28	⁠	2441,95		15786,19		162,43	24977,29	1 664		5,37 %	8,91
	Vergütung	476,75		231,67		1435,34		81,71	2 226
2003	Strommenge	5907,7	⁠	3483,6		18712,5		313,3	28417,1	1 765		6,02 %	9,16
	Vergütung	427,45		326,68		1695,88		153,67	2 604
2004	Strommenge	4616,1	2588,6	5241	0,2	25508,8		556,5	38 511,2	2 464	33,94	8,48 %	9,29
	Vergütung	337,67	182,17	508,46	0,03	2300,48		282,65	3 611
2005	Strommenge	4952,6	3135,6	7366,5	0,2	27229,4		1282,3	43 966,6	2 863	102,89	10,03 %	9,99
	Vergütung	364,1	219,24	795,19	0,03	2440,68		679,11	4 498
2006	Strommenge	4923,9	2789,2	10901,6	0,4	30709,9		2220,3	51 545,2	3 300	204,65	12,00 %	10,87
	Vergütung	366,56	195,62	1337,37	0,05	2733,77		1176,8	5 810
2007	Strommenge	5546,8	2751,1	15923,9	0,4	39713,1		3074,7	67 010	4 300	270,01	15,68 %	11,36
	Vergütung	417,7	192,88	2162,13	0,06	3508,44		1597,48	7 879
2008	Strommenge	4981,5	2208,2	18947,0	17,6	40573,7		4419,8	71 147,9	4 500	298,73	17,13 %	12,25
	Vergütung	378,81	155,87	2698,74	2,64	3561,04		2218,62	9 015,72
2009	Strommenge	4877,2	2019,5	22979,9	18,8	38542,2	37,5	6578,3	75053,4	5 300	321,88	18,58 %	13,95
	Vergütung	382,38	142,64	3699,99	3,73	3388,90	5,62	3156,52	10779,78
2010⁠	Strommenge	5665,3	1962,5	25154,6	27,7	37619,0	173,7	11683,4	82285,4	8 200	392,47	20,33 %	16,02
	Vergütung	421,06	83,26	4240,43	5,70	3315,64	26,06	5089,94	13182,08
2011⁠	Strommenge	4843,46	1815,2	27976,62	18,84	48314,64	568,14	19340,19	102877,09	noch nicht veröffentlicht	393,98	ab 2010 keine EEG-Quote	16,29
	Vergütung	231,07	35,88	4476,17	3,9	4164,7	85,22	7766,07	16763,01

^a 

Rumpfjahr vom 1. April 2000 bis 31. Dezember 2000

^b 

Wasser inkl. Gas

^c 

Jahresabrechnung 2010 eeg-kwk.net (PDF)

^d 

Jahresabrechnung 2011 eeg-kwk.net (PDF)

Beurteilung

Positiv

Das Mindestpreissystem des EEG gilt insbesondere bei Umweltverbänden, Branchenvertretern der Erneuerbaren Energien und Bundesumweltministerium als weltweit erfolgreichstes Instrument zur Förderung Erneuerbarer Energien. Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), die EU-Kommission, der UN-Weltklimarat IPCC und die Internationale Energie-Agentur (IEA) loben das EEG als hoch wirksam und wirtschaftlich effizient.

Inzwischen verfahren mindestens 61 Staaten sowie 26 Bundesstaaten bzw. Provinzen nach diesem Prinzip. Damit ist das EEG das wohl meistkopierte Energiegesetz der Welt. Der Erfolg der Erneuerbaren Energien z. B. in Spanien und Dänemark basiert auf einem ähnlichen Mindestpreissystem wie in Deutschland. Nach der Fukushima-Atomkatastrophe 2011 haben auch Japan und China feste Einspeisetarife und Vorrangregelungen eingeführt, die sich stark am deutschen EEG orientieren.

Mit anderen Instrumenten wurden eher enttäuschende Erfahrungen gesammelt. Beim Quotenmodell beispielsweise setzt der Staat eine Quote an Erneuerbaren Energien fest, die von den Energieversorgern produziert werden muss. Um die Einhaltung der Verpflichtung zu überprüfen, werden dann für erneuerbar erzeugten Strom Zertifikate vergeben, die von den Energieversorgern untereinander gehandelt werden können. Beim Ausschreibungsmodell dagegen wird eine bestimmte Menge an Regenerativstrom ausgeschrieben, der Gewinner der Ausschreibung erhält eine befristete Abnahmegarantie.

Beide Ansätze haben sich nach einer Studie des Massachusetts Institute of Technology (MIT) als weniger wirksam und weniger wettbewerbsfreundlich erwiesen. In Ländern mit solchen Systemen gibt es aufgrund mangelnder Investitionssicherheit meist keine eigene Herstellerindustrie, und die Kosten für den Ausbau der Erneuerbaren Energien sind hoch, weil das erhöhte Investitionsrisiko in die Preise einkalkuliert wird (z. B. Großbritannien, Italien). Wegen mangelnden Erfolgs haben daher mehrere Länder, wie beispielsweise Irland oder Großbritannien, inzwischen auf Mindestpreissysteme nach deutschem Vorbild umgestellt. Der Bundesverband Erneuerbare Energie bewertet Quotenmodelle als "rückwärtsgewandt und mittelstandsfeindlich"

Ein empirischer Vergleich der Fördersysteme in der EU zeigt, dass in Ländern mit Einspeisevergütungen günstiger und effektiver ist als Quotensysteme. In Ländern wie Deutschland, Spanien, Frankreich oder Portugal beträgt die Vergütung pro Kilowattstunde Onshore-Windstrom deutlich weniger als 10 Cent. Hingegen ist der Zubau von Windrädern in Staaten mit Quotenregelung wie Großbritannien, Polen, Belgien oder Italien mit einer Spanne von knapp 11 Cent/kWh bis fast 15 Cent/kWh deutlich kostspieliger. Laut einer Umfrage von EuPD Research sehen fast drei Viertel der befragten Erneuerbare-Energien-Unternehmen in Einspeisevergütungen das geeignete Instrument für Klimaschutz, Markteinführung und Technologieentwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Quotensysteme hielten dagegen nur zwei Prozent der Unternehmen für sinnvoll.

Einer 2009 veröffentlichten Modellrechnung zufolge erhöht das EEG den Strompreis beim Konsumenten um drei Prozent und reduziert ihn beim Produzenten um acht Prozent. Die Emissionseinsparungen in Deutschland werden auf elf Prozent geschätzt, wenngleich sich auf europäischer Ebene kaum ein Effekt ergibt. Berechnungen der Beratungsgesellschaft Ernst & Young von 2011 haben zudem ermittelt, dass feste Einspeisetarife hinsichtlich Kosteneffizienz, Anwendbarkeit und Akteursvielfalt nicht nur Quotenmodellen überlegen sind, sondern auch den so genannten Bonus-/Prämiensystemen. Die University of Cambridge hat gezeigt, dass in Großbritannien feste Einspeisevergütungen kostengünstiger wären als die von der britischen Regierung vorgeschlagenen Prämien-/Bonussysteme.

Negativ

Der wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit sieht in einem Gutachten von 2004 und dem Folgegutachten von 2012 die industriepolitische Motivation des EEG kritisch. Die Erfahrungen mit der Implementierung geschützter Märkte seien wenig ermutigend, denn die Privilegierung bestimmter Technologien schränke die Wahlfreiheit von Marktpartnern ein, was zu unwirtschaftlichen Entscheidungen führe. Dies wurde am Beispiel der Photovoltaik belegt, welche 55 % der Förderkosten erhalte, aber nur 20 % der Stromerzeugung der erneuerbaren Energien liefere. Der von Befürwortern vorgebrachte Erfahrungskurven-Effekt sei ohne zusätzliche Gründe nicht zu rechtfertigen, da sonst jede junge Technologie vor Konkurrenz geschützt werden müsse.

Auch das vorgebrachte Argument der Emissionseinsparung überzeuge nicht, da etwa eine Modernisierung des deutschen Kraftwerksparks viel effektivere Einsparungen erzielen würde. Über den Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung ließen sich effizientere Einsparungen erreichen.

Ein Hauptkritikpunkt sind die durch das EEG verursachten höheren Strompreise, insbesondere für Privathaushalte sowie kleine und mittelständische Unternehmen. In diesem Bereich konzentriert und verschärft sich der Preisdruck durch die Befreiung der stromintensiven Unternehmen von der EEG- und KWK-Umlage zusätzlich, was die Privathaushalte laut Greenpeace zusätzlich zu der EEG-Umlage 2011 etwa 1,2 Milliarden Euro im Jahr kostet. Hierbei wird jedoch von der Annahme ausgegangen, auf die Industrie umgelegte EEG- und KWK-Kosten würden von der Industrie nicht auf die Produktpreise und damit wieder auf die Verbraucher umgelegt. Laut einer Studie des Rheinisch-Westfälischen Instituts für Wirtschaftsforschung (RWI) im Auftrag der Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft (INSM) könnten die Kosten für den Ausbau der erneuerbaren Energien mithilfe eines Quotenmodells in den kommenden acht Jahren um bis zu 52 Milliarden Euro gegenüber dem EEG gesenkt werden.

Siehe auch

• Grünstromprivileg
• Clearingstelle EEG
• Feed-in tariff, englische Wikipedia über verschiedene Einspeisegesetze weltweit – viele mit dem Vorbild des EEG

Literatur

Kommentare, Monografien

• Martin Altrock, Volker Oschmann, Christian Theobald: EEG. Erneuerbare-Energien-Gesetz. Kommentar. 3. Auflage, C.H. Beck, München 2011.
• Steffen Dagger: Energiepolitik & Lobbying: Die Novellierung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG) 2009. Band 12, Reihe: Ecological Energy Policy, Ibidem-Verlag, Stuttgart 2009, ISBN 978-3-8382-0057-6.
• Wolfgang Danner, Christian Theobald: Energierecht - Kommentar. C.H. Beck Lose-Blatt-Kommentar, seit 2005.
• Walter Frenz, Hans-Jürgen Müggenborg: EEG Kommentar. Erich Schmidt, Berlin 2011, ISBN 978-3-503-12661-3.
• Sven Geitmann: Mit neuer Energie in die Zukunft. Erneuerbare Energien und alternative Kraftstoffe. Hydrogeit Verlag, Oberkrämer 2004.
• Jan Reshöft: Erneuerbare-Energien-Gesetz, Handkommentar., Nomos, Baden-Baden 2009.
• Peter Salje: Erneuerbare-Energien-Gesetz, Kommentar. 6. Auflage, Carl Heymanns Verlag, Köln und München 2011.
• Markus Weck: Die garantierte Einspeisevergütung für Strom nach dem Gesetz über den Vorrang erneuerbarer Energien – Anwendungsprobleme, europa- und verfassungsrechtliche Fragen. Peter Lang, Frankfurt am Main 2004, ISBN 3-631-52182-0.

Gesetzestexte

• Text des Erneuerbare-Energien-Gesetzes
• Bundesrat (Deutschland): EEG-Novelle 2011 - Entwurf eines Gesetzes zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (PDF)
• Bundesumweltministerium (Deutschland): EEG-Erfahrungsbericht 2011 (PDF)
• Deutscher Bundestag: Öffentliche Anhörung zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes am 21. April 2010, Deutscher Bundestag, Ausschuss für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 11. Sitzung abgerufen am 28. April 2010
• Volltext des Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 25. Oktober 2008 in der geltenden Fassung mit Synopsen aller Änderungen
• Volltext des aufgehobenen Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2004 in der zuletzt geltenden Fassung mit Synopsen aller Änderungen

Weblinks

• Agentur für Erneuerbare Energie
• Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit: Informationen und Gesetzestexte zum EEG
• Informationsportal des Bundesumweltministeriums zum EEG
• RELAW – Gesellschaft für angewandtes Recht der Erneuerbaren Energien mbH: Internetpräsenz der Clearingstelle EEG nach § 19 EEG
• Solar-und-Windenergie.de – Informationen über aktuelle Einspeisevergütungen und Änderungen im EEG http://www.solar-und-windenergie.de/photovoltaik/einspeiseverguetung-photovoltaik.html
• Übersicht zu Förderprogrammen für erneuerbare Energien
• Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000

Einzelnachweise

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