Erneuerbare-Energien-Gesetz

Basisdaten
Titel:	Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien
Kurztitel:	Erneuerbare-Energien-Gesetz
Abkürzung:	EEG
Art:	Bundesgesetz, Einspruchsgesetz
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. 5 G vom 20. Dezember 2012 (BGBl. I S. 2730, 2743 f.)
Inkrafttreten der letzten Änderung:	28. Dezember 2012 (Art. 8 Abs. 1 G vom 20. Dezember 2012)
GESTA:	E042
Weblink:	Text des EEGVorlage:§§/Wartung/buzer
Bitte den Hinweis zur geltenden Gesetzesfassung beachten.

Entwicklung des Strommixes in Deutschland infolge des Stromeinspeisungsgesetzes und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes zwischen 1990 und 2012

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).

Herkunft von EEG-Strom 2011

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.

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.

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

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).

Erzeugung von EEG-Strom 2011

Energiequelle	Erzeugung	Anteil
	GWh/a	%
Wind onshore	48.315	47,0
Biomasse	27.977	27,1
Solar	19.340	18,8
Wasser	4.843	4,7
Übrige (1)	2.402	2,4
Gesamt	102.877	100
(1) Deponie-, Klär- und Grubengas, Wind offshore und Geothermie

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).

Bei der Erarbeitung des Gesetzes in der ersten Fassung von 2000 waren die Abgeordneten Michaele Hustedt, Hans-Josef Fell (beide B90/Grüne), Hermann Scheer und Dietmar Schütz (beide SPD) maßgeblich beteiligt. Im Globalen Statusbericht Erneuerbare Energien 2010 kommt die international besetzte Forschungsgruppe REN 21 zu dem Ergebnis, dass es in mindestens 83 Ländern der Welt Instrumente zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energie gibt, darunter als gängigstes Instrument die Einspeisevergütung, die in mindestens 50 Ländern und 25 Bundesstaaten praktiziert wird.

Seit Einführung des EEG im Jahr 2000 ist die Strommenge, die nach EEG vergütet wird, um das 10-fache auf 103.000 GWh/a im Jahr 2011 gestiegen – dem aktuellsten bilanzierten Jahr (Stand Dez. 2012). Damit wurden circa 5/6 der in diesem Jahr aus regenerativen Quellen erzeugten elektrischen Energie (123.186 GWh) nach EEG vergütet. Der größte Anteil mit 46 % stammt aus Windkraft (onshore), gefolgt von Biomasse mit 31 % und Photovoltaik mit rd. 15 %. Für Vergütungszahlungen sind 2011 für Strom aus Windkraft (onshore) 3,3 Mrd. €, für Strom aus Biomasse 4,3 Mrd. € und für Photovoltaik-Strom 5,1 Mrd. € an die Anlagenbetreiber geflossen. Die durchschnittliche Vergütung für EEG-Strom lag 2011 bei 16,3 Cent/kWh (siehe Abschnitt Zahlen zum EEG). Von diesen Aufwendungen sind die Einnahmen aus der Vermarktung des EEG-Stroms in Höhe von 4,4 Mrd. € für 2011 abzuziehen, entsprechend 4,3 Cent/kWh.

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 in das öffentliche Netz wurde hiermit verbindlich geregelt, weil Strom aus erneuerbaren Energien – mit Ausnahme von Strom aus Wasserkraft – nur von kleinen Unternehmen erzeugt wurde, denen große Stromerzeuger den Zugang zu ihrem Verteilernetz oftmals verweigerten oder stark erschwerten. Das Gesetz verpflichtete sie zur Abnahme des Stroms 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. 2000 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 umfassende Übergangsbestimmungen im § 66 Bestandsschutz gewähren und die bisherigen Bedingungen für die Abnahme und Vergütung 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 neu und eindeutig – auch für Altanlagen – definiert, um die Aufteilung in mehrere Kleinanlagen zu unterbinden, mit der höhere Vergütungssätze erzielt werden sollten. Mit der Neufassung der § 19 und § 66 EEG werden Anlagen, die in enger zeitlicher Folge von zwölf aufeinander folgenden Monaten und in lokaler Nähe auf demselben Grundstück oder in unmittelbarer Nähe in Betrieb genommen wurden, bei der Vergütung wie eine einzige Anlage gewertet.

Eine neuartige Ausgleichsregelung wurde für Engpässe bei der Stromeinleitung in die übergeordneten Stromnetze eingeführt. Diese Maßnahmen zum Netzmanagement sollten den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien ermöglichen, ohne auf den Netzausbau an Engpassstellen warten zu müssen. Herzstück ist die direkte Zugriffsmöglichkeit der Netzbetreiber auf die Steuerung der einspeisenden Erzeugungsanlagen, mit dem sie die Leistung gezielt absenken können.(§ 11, § 12 EEG) Die Netzbetreiber sind zur Information der Betreiber und zum Nachweis des Umfangs und der Dauer der Maßnahme verpflichtet. Derartige Eingriffe setzen einen tatsächlichen Engpass im Stromnetz nach Absenkung der Leistung konventioneller Kraftwerke voraus. Der Anlagenbetreiber hat das Recht auf Entschädigung, muss diese Forderung aber gegenüber dem Netzbetreiber nachweisen und durchsetzen. Alle bestehenden Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW waren auf Kosten der Betreiber bis Ende 2010 mit technischen Einrichtungen zur Ferneinwirkung (Rundfunksteuerempfänger) und zur laufenden Erfassung der eingeleiteten Strommenge nachzurüsten.

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)

Am 30. Juni 2011 beschloss der Deutsche Bundestag eine umfassende Novelle des EEG, darunter eine Neuregelung der Boni-Systeme für die Bioenergie sowie Veränderungen bei den Einspeisetarifen. Eine außerordentlich starke Kürzung wurde für die Photovoltaik beschlossen. Die Änderungen traten zum 1. Januar 2012 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 1000 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 1000 kW pro Jahr nur noch 90 % der gesamten erzeugten Strommenge nach EEG vergütet.

Siehe auch: Vergütungssätze Photovoltaik

Geplante Reform (2013)

Bundesumweltminister Peter Altmaier stellte Frühjahr 2013 seine Reformvorschläge, als sogenannte „Strompreisbremse“ zur Deckelung der EEG-Umlage, vor. In der Analyse stellt das Papier fest: „Die Paradoxie der EEG-Umlage liegt darin, dass es trotz langsamen Ausbautempos zu erheblichen Ausgaben-Steigerung, gegebenenfalls aber auch trotz hohen Ausbautempos zu Ausgaben-Senkung kommen kann.“ Die Höhe der EEG-Umlage hänge demnach von vielen Faktoren ab, nicht nur von den direkten Kosten des Zubaus erneuerbarer Energien, welche die Umlage eigentlich wiedergeben soll; dieser sei gar nicht der Hauptkostentreiber: "Im letzten Jahr (2012) lag das Defizit der Umlage weit oberhalb der Ausgabensteigerung durch Neuanlagen, im laufenden Jahr könnte dies ebenfalls so sein.“

Altmaier macht daraufhin u. a. folgende Reformvorschläge:

1. Auszahlung der EEG-Vergütung für Anlagenbetreiber stunden, wenn abzusehen ist, dass das EEG-Konto negativ wird. Wenn die Vergütung erst ausgezahlt wird, wenn das EEG-Konto im Plus ist, würde es zum Beispiel für dieses Jahr bedeuten, dass zunächst keine Anlage eine Vergütung bekommt. Eine Refinanzierung für große Anlagen, wie zum Beispiel Biogasanlagen und größere Windparks, wird so jedoch unsicher.
2. Beitrag von Bestandsanlagen. Betreiber von Altanlagen sollen mit ein bis eineinhalb Cent pro Kilowattstunde belastet werden. Dieser Vorschlag ist umstritten, da er nach Ansicht von Kritikern einen grundgesetzwidrigen Eingriff in den Vertrauensschutz darstellt.
3. Belastung des Eigenverbrauchs bei Photovoltaikanlagen mit einem Teil der EEG-Umlage.
4. Reduktion der Ausnahmegenehmigungen von Unternehmen von der EEG-Umlage und Erhöhung des Beitrags, den die teilbefreiten Unternehmen leisten.

In einem gemeinsamen Papier des Bundesumweltministeriums und des Bundeswirtschaftsministeriums vom Februar 2013 werden kurzfristige Maßnahmen zur Dämpfung der Strompreise vorgeschlagen („Strompreisbremse“), die auf dem Konzept Altmaiers aufbauen.

Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) lehnte die Vorschläge in ihrer Mehrzahl ab. Er warnte vor einem „Abwürgen der Energiewende“ und machte mehrere alternative Vorschläge zur Kostendämpfung. Vor allem das Einfrieren der EEG-Umlage auf den für 2013 geltenden Wert von 5,28 Cent pro kWh Strom führe zu einer Bremsung des Ausbautempos. Die EEG-Umlage sei kein akkurater Maßstab mehr für die Kosten der Erneuerbaren Energien, sondern hänge wesentlich von der Entwicklung der Börsenstrompreise und der CO₂-Zertifikatepreise ab. Ebenfalls kritisierte der Branchenverband das Vorhaben, künftigen Investoren möglicherweise für unbestimmte Zeit keine Einspeisevergütung zu zahlen. Damit würde Investoren jegliche Planungssicherheit genommen, wovon vor allem Bürgerenergieprojekte sowie kleine und mittlere Unternehmen betroffen seien.

Auch Grünen-Politiker Jürgen Trittin äußerte sich kritisch zu den geplanten Reformen. Er betonte dabei die Preiserhöhungen seien nicht einmal zur Hälfte der EEG-Umlage zuzulasten. Die Grünen legten zeitgleich mit Rösler und Altmaier ein alternatives Konzept vor, was weiterhin ein vorrangiges Einspeisen von Ökostrom in deutsche Netze vorsieht.

Die meisten vorgeschlagenen Maßnahmen setzten sich beim Energiegipfel am 21. März bei Bund und Ländern nicht durch, wobei viele Fragen ungeklärt verblieben. Bereits errichtete Erneuerbare-Energien-Anlagen sollen allerdings nicht nachträglich schlechter gestellt werden können. Weiterhin soll der Ausbau der Stromnetze beschleunigt werden. Die Vertagung wichtiger Entscheidungen wurde von Branchenvertretern kritisiert, da Planungs- und Investitionssicherheit fehle.

Einzelheiten zu den Regelungen des Gesetzes

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

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

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)	1,36	5,83
Übrige Kosten(2)	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(3)	-0,44	-0,50
Summe prognostizierte Erlöse	-5,39	-3,04
Prognost. Umlagebetrag	14,10	19,90
Umlage auf Stromabsatz(4)	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 %)

Kostenanteile der EEG-Umlage 2013

Posten	Kosten gesamt in Euro	Kosten in ct/kWh	Kostenanteil
Photovoltaik (Solar)	8.528.000.000	2,207	41,82 %
Biomasse	4.191.000.000	1,085	20,55 %
Wind onshore	2.708.000.000	0,701	13,28 %
Wind offshore	343.000.000	0,089	1,68 %
Wasser	171.000.000	0,044	0,84 %
Gase, Geothermie	41.000.000	0,011	0,20 %
Verrechnung negativer Kontostand(1)	2.589.000.000	0,670	12,70 %
Liquiditätsreserve 10 %(2)	1.614.000.000	0,418	7,91 %
Nachrüstungskosten Photovoltaik auf 50,2 Hertz(3)	105.000.000	0,027	0,51 %
Effekt Grünstromprivileg	52.000.000	0,013	0,25 %
EEG-Direktvermarktung	50.000.000	0,013	0,25 %
Gesamt	20.393.000.000	5,277	100,00 %
(1) Durch die Differenz zwischen dem Börsenpreis und der garantierten Einspeisevergütung für die jeweilige erneuerbare Energie wurde das Umlagenkonto im Minus geführt. Mit dem Kontostand 30. September 2012 einschließlich angefallener Zinsen erfolgte die Übernahme in die EEG-Umlage 2013. (2) Zur Vermeidung nachträglicher Übernahme von Differenzbeträgen wurde für 2013 eine Liquiditätsreserve in Höhe von 10 % eingerechnet. (3) Enthält Nachrüstungskosten für Photovoltaikanlagen auf die Frequenz 50,2 Hertz nach der Verordnung zur Gewährleistung der technischen Sicherheit und Systemstabilität des Elektrizitätsversorgungsnetzes (Systemstabilitätsverordnung – SysStabV); praktisch auch eine EEG-Umlagenbefreiung für die Industrie.

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 (Solar)	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 internationalen und intermodalen Wettbewerbsfähigkeit von der EEG-Umlage teilweise befreit (§ 40 EEG sowie zugehörige Regelungen §§ 41 – 44 EEG). Antragsberechtigt sind Unternehmen des produzierenden Gewerbes mit einem Stromverbrauch über 1 GWh/a (bis 31. Dezember 2011: 10 GWh/a) und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung des Unternehmens von mindestens 14 %. Sind diese Voraussetzungen erfüllt, wird die EEG-Umlage für das Unternehmen wie folgt begrenzt: Für den Stromanteil bis 1 GWh/a wird die EEG-Umlage nicht begrenzt. Für den Stromanteil zwischen 1 und 10 GWh/a sind 10 % der EEG-Umlage zu bezahlen. Für den Stromanteil zwischen 10 und 100 GWh/a sind 1 % der EEG-Umlage zu bezahlen. Für den Stromanteil über 100 GWh/a beträgt die EEG-Umlage 0,05 Cent/kWh. Für Betriebe mit einem Strombezug über 100 GWh/a und einem Verhältnis der Stromkosten zur Bruttowertschöpfung von mindestens 20 % ist die EEG-Umlage auf 0,05 Cent/kWh begrenzt. Für Schienenbahnen gilt ein Stromverbrauch von 10 GWh/a als Voraussetzung. Ist diese Voraussetzung erfüllt, wird die EEG-Umlage wie folgt begrenzt: Für 10 % des Stromverbrauchs wird die EEG-Umlage nicht begrenzt. Für den übrigen Verbrauch beträgt die EEG-Umlage 0,05 Cent/kWh.

Sonderregelungen für
stromintensive Unternehmen ab 2013
reduzierte EEG-Umlage (§ 41 EEG)^{(1) (2)}

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
(1) Voraussetzungen: min. 1 GWh/a Stromverbrauch, Stromkosten min. 14 % der Bruttowertschöpfung (2) Eigenerzeugung ist von EEG-Umlage befreit

Nach Angaben des Bundesumweltministeriums vom März 2012 war durch diese Regelungen zu diesem Zeitpunkt 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. Die Zahl der befreiten Unternehmen hat nach der EEG-Novell 2012 erheblich zugenommen. Die Bundesregierung erwartet, dass 2013 voraussichtlich etwa zweieinhalb Mal so viele Unternehmen wie bisher von der Sonderregelung profitieren können. Diese Entlastung stieß mit Blick auf Wettbewerbsverzerrungen, Mehrbelastungen für Privatverbraucher und ökologisch fragwürdige Anreizeffekte auf breite Kritik. Die EU-Kommission leitete aufgrund dessen im Juni 2012 sogar ein Beihilfeverfahren gegen Deutschland ein.

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.

Das Bundesumweltministerium und das Bundeswirtschaftsministerium planen, die Ausnahmeregelungen zurückzufahren, um so den Kostenanstieg zu dämpfen. Unternehmen, die nicht im „intensiven internationalen Wettbewerb“ stehen, sollen sich zukünftig wieder stärker am Ausbau der Erneuerbaren Energien beteiligen. Nach Einschätzung der KfW hat die deutsche Industrie von der Energiewende profitiert; eine wettbewerbliche Benachteiligung sei aufgrund der unterdurchschnittlichen Entwicklung nicht ohne weiteres erkennbar.

Die Energiekosten wie auch die EEG-Umlage haben im verarbeitenden Gewerbe in Deutschland nur einen geringen Anteil am Bruttoproduktionswert, verglichen etwa mit Faktoren wie Material- und Personalkosten. Dennoch ist eine Belastung der Betriebe durch die gesetzliche EEG-Umlage durchaus messbar: Im Maschinenbau hatte diese im Jahr 2007 (aktuellste verfügbare Datengrundlage des Statistischen Bundesamts) einen Anteil von höchstens 0,05 % am Bruttoproduktionswert. In den energieintensivsten Branchen, etwa der Glas-, Keramik- oder Papierherstellung, betrug der Anteil der EEG-Umlage höchstens 0,3 %. Hochgerechnet auf die EEG-Umlage für nicht-privilegierte Letztverbraucher im Jahr 2013 (5,23 Cent/kWh) ergäbe sich in diesen Branchen ein Höchstanteil von 1,5 %.

Die Internationale Energieagentur (IEA) notiert in ihrem Länderbericht 2013 zu Deutschland: „Die Kostenauswirkungen des EEG müssen im Kontext der allgemeinen Entwicklungen im Energiesektor bewertet werden. Der jüngste Strompreisanstieg bereitet vor allem Haus- halten mit geringem Einkommen Schwierigkeiten, wohingegen Großverbraucher von der Umlage weniger betroffen sind und zugleich in den Genuss der durch die erneuerbaren Energien herbeigeführten Senkung der Großhandelstarife kommen. Zudem erhöht sich die Energiearmut auch durch den starken Anstieg der Kosten fossiler Brennstoffe. Kosten und Nutzen der erneuerbaren Energien müssen fair und transparent verteilt werden.“

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.

Entschädigungszahlungen für nicht eingespeiste Strommengen

Wird Strom produziert aber nicht eingespeist, etwa weil der Netzbetreiber den Anlagebetreiber aufgrund mangelnder Netzkapazitäten oder Netzüberlastung ferngesteuert herunterfährt, steht dem Anlagebetreiber seit dem EEG 2009 eine Entschädigung zu, die sich gewöhnlich an der sonst zu zahlenden EEG-Vergütung orientiert. Bei den von Abregelungen betroffenen Anlagen handelt es sich schwerpunktmäßig um Windkraftanlagen in Nord- und Ostdeutschland. Im Jahr 2011 mussten 407 GWh Windstromerzeugung abgeregelt werden , knapp 1 % der deutschen Windstromerzeugung von rund 46.000 GWh. Die Entschädigungszahlungen hierfür beliefen sich auf 35,5 Mio. Euro.

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 der Rechtsfakultät der Universität Regensburg aus dem Jahr 2012 ist das EEG seit der Novelle von 2009 möglicherweise verfassungswidrig. 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.

Die Befreiung stromintensiver Unternehmen von den Netzentgelten will EU-Wettbewerbskommissar Joaquín Almunia nach einem Medienbericht nicht weiter dulden. Das Handelsblatt kündigte für Februar 2013 die Eröffnung eines Beihilfeprüfverfahrens durch die Kommission an.

Am 6. März 2013 eröffnete die Kommission ein Beihilfeprüfverfahren bezüglich der Netzentgeltbefreiung für stromintensive Unternehmen (§ 19 StromNEV). Ein Beihilfeprüfverfahren zu den Regelungen des EEG ist bis zu diesem Tag jedoch nicht eröffnet worden. Den Unternehmen, die von der Regelung profitiert haben, droht unter Umständen die Rückzahlung bereits gewährter Befreiungen.

Vergütungssätze

Grundzüge

Die Grundzüge der Vergütungen für Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und Grubengas sind auch im EEG 2012 beibehalten worden:

• unterschiedliche Vergütungshöhen je nach Energieart,
• höhere Vergütung für kleinere Anlagen, da sie pro Leistungseinheit (kW) höhere Investitionskosten erfordern,
• absinkende Vergütungssätze, je später das Inbetriebnahmejahr liegt.

Das EEG 2012 regelt die Vergütungen für Anlagen, die ab dem 1. Januar 2012 in Betrieb genommen werden (§§ 23 bis 33 EEG 2012). Für bereits in Betrieb befindliche Anlagen gilt grundsätzlich die bisherige Rechtslage fort – vorbehaltlich einiger Übergangsbestimmungen (§ 66 EEG). Für Strom aus solarer Strahlungsenergie ist eine Ausnahme mit der Photovoltaik-Novelle eingeführt worden, wonach neben dem regulären Absinken zu Jahresbeginn bei hohem Zubau im Vergleich zum Vorjahr auch zum 1. Juli eine weitere Absenkung erfolgen kann („atmender Deckel“) (§ 20b EEG 2012).

Für die einzelnen Energiearten sieht das EEG angepasste Vergütungen je nach Ausbauleistung vor. Die sprungartigen Unterschiede an den Übergängen dieser Vergütungsgruppen werden ausgeglichen, indem die Ausbauleistung einer Anlage in die einzelnen Leistungsgruppen aufgeteilt wird und die Vergütung anteilig errechnet wird (s. nachfolgendes Beispiel Wasserkraft).

Wasserkraft

EEG-Vergütung für Strom aus Wasserkraft (ct/kWh)

Anlagen- leistung	EEG 2012(1)	EEG 2009		EEG 2004
		bis 5 MW	über 5 MW
bis 500 kW	12,7	12,67(2)/11,67(3)	7,29	9,67
bis 2 MW	8,3	8,65	xy	6,65
bis 5 MW	6,3	7,65(2)/8,65(3)	7,29	6,65
bis 10 MW	5,5		6,32	6,32
bis 20 MW	5,3		5,80	5,80
bis 50 MW	4,2		4,34	4,34
über 50 MW	3,4		3,50	3,50
(1) Neubau und Modernisierung (2) Neubau (3) Modernisierung

Mit dem EEG 2012 ist die Vergütungsdauer auch für Wasserkraftanlagen einheitlich auf 20 Jahre zzgl. Inbetriebnahmejahr angehoben worden (vorher 15 Jahre für Anlagen über 5 MW) (§ 23 EEG). Auch die Unterscheidung von kleiner und großer Wasserkraft bei 5 MW – mit unterschiedlichen Vergütungsregelungen (s. Tab.) – wurde aufgehoben. Die Degression liegt bei 1 % pro späterem Jahr der Inbetriebnahme. Für die Erweiterung oder den Neubau sind eine Reihe umwelttechnischer und wasserrechtlicher Voraussetzungen – besonders zum Fischaufstieg – zu erfüllen, die entsprechend behördlich oder gutachterlich nachgewiesen werden müssen (§§ 33 bis 35 und 6 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 und 2 des Wasserhaushaltsgesetzes).

Die im Gesetz genannten Vergütungen sind in Leistungsgruppen unterteilt, die bei der Vergütungsberechnung für den Einzelfall entsprechend der Anlagenleistung angesetzt werden. Beispiel: Eine Wasserkraftanlage mit 2 MW Leistung hat 25 % ihrer Leistung in der Vergütungsgruppe bis 500 kW und 75 % in der Gruppe bis 2 MW. Bei gleichen Volllaststunden errechnet sich die Durchschnittsvergütung zu 0,25 x 12,7 ct/kWh + 0,75 x 8,3 ct/kWh = 9,4 ct/kWh.

• Wasserkraftanlagen – Beispiele für Baugrößen
• 

  Wasserkraftschnecke am Wehr von Schloss Laer (neben Fischpass)
  Leistung ca. 15 kW

• 

  Wasserkraftanlage Hämelschenburg/Nds.
  140 kW Leistung

• 

  Wasserkraftanlage Beuerberg/Bayern
  388 kW Leistung

• 

  Wasserkraftwerk Aufkirchen/Bayern
  27 MW Leistung

Deponie-, Klär- und Grubengas

Faultürme eines Klärwerks zur Klärgaserzeugung

Die Vergütungen sind den nachfolgenden Tabellen zu entnehmen. Anlagen bis 5 MW_el erhalten nach Anlage 1 zum EEG für innovative Anlagentechnik einen Bonus von 2,0 Cent/kWh(2004: 2,00). Weitere Boni gibt es bei Deponie- und Klärgas für die Gasaufbereitung.

Die Degression für Grundvergütung und Boni beträgt 1,5 % pro späterem Jahr der Inbetriebnahme (§ 20b EEG 2012).

EEG-Vergütung für Strom aus
Deponie- und Klärgasanlagen (ct/kWh)

Leistungsanteil	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
bis 500 kWel	6,79	9,00/6,16(1)	7,11(2)
500 kWel bis 5 MWel	5,89	6,16	6,16
		(1) Deponiegas (2) Klärgas

EEG-Vergütung für Strom aus
Grubengasanlagen (ct/kWh)

Leistungsanteil	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
bis 500 kWel	6,84	7,16	7,11
500 kWel bis 1 MWel	6,84	7,16	6,16
1 MWel bis 5 MWel	4,93	5,16	6,16
ab 5 MWel	3,98	4,16	6,16

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 bis 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 (Onshore)

Siehe auch: Zahlen zum EEG

Windkraftanlagen in Niedersachsen

Die Vergütungsstruktur für Strom aus Windkraft auf dem Festland ist abhängig vom Ertrag des Standorts gestaltet (§ 29 EEG 2012). Nach einer fünfjährigen Anfangsvergütung wird der anfangs erzielte Ertrag in das Verhältnis zu einer (theoretischen) Referenzanlage gesetzt und daraus die Dauer der nachfolgenden EEG-Vergütungsphase für den einzelnen Standort errechnet. Je wind- und damit ertragreicher ein Standort ist, umso kürzer wird diese Vergütungsphase. Die zugehörige Regelung lautet: „Diese Frist verlängert sich um zwei Monate je 0,75 Prozent des Referenzertrags, um den der Ertrag der Anlage 150 Prozent des Referenzertrags unterschreitet“ (§ 64 Abs. 2 EEG 2012).

Sie führt für küstennahe Standorte, die beispielsweise 120 % des Referenzertrages erreichen, zu einer Verlängerung um 6,7 Jahre, so dass die Anfangsvergütung von 8,93 Cent/kWh (Inbetriebnahme 2012) insgesamt 11,7 Jahre gewährt wird. Für Standorte im Binnenland kann eine Unterschreitung des Referenzertrags eintreten, so dass ein Standort mit beispielsweise 90 % des Referenzertrags eine Verlängerung um 13,3 Jahre erhält. Nach Ablauf dieses Zeitraums wird nur noch die sog. Grundvergütung von 4,87 Cent/kWh gewährt (§ 29 Abs. 2 EEG 2012 bei einer Inbetriebnahme 2012). Diese standortabhängige Vergütungsstruktur für Windkraft auf dem Festland führt im Verlauf des 20-jährigen EEG-Vergütungszeitraums zu deutlich unterschiedlichen mittleren Vergütungen, die für die Beispiele des küstennahen Standorts (120 % Referenzertrag) bei 7,52 Cent/kWh und für den Binnenstandort (90 % Referenzertrag) bei 9,00 Cent/kWh liegen (jeweils inkl. SDL-Bonus, s. unten).

Windkraft onshore

Phase	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
	ct/kWh	ct/kWh	ct/kWh
Anfangsvergütung	8,93	9,20	7,87
Grundvergütung	4,87	5,02	5,50

Die Anfangsvergütung unterliegt nach EEG 2012 einer Degression von 1,5 % pro Jahr, je später die Inbetriebnahme erfolgt (§ 20 Abs. 2 EEG 2012).

Die Ertragsberechnung für die maßgebende Referenzanlage ist in der Anlage 3 zum EEG 2012 geregelt und bezieht im Wesentlichen die vermessene Leistungskennlinie des Anlagentyps und einen Referenzstandort ein, dessen Ertragsbedingungen anhand der mittleren Jahresgeschwindigkeit, der Messpunkthöhe, des Höhenprofils und der Rauhigkeitslänge festgelegt sind.

Im EEG 2012 sind für Windkraftanlagen auf dem Festland zwei Bonuszahlungen geregelt: der Systemdienstleistungsbonus (SDL-Bonus) und der Repoweringbonus. Der Systemdienstleistungsbonus von 0,48 Cent/kWh wird für Anlagen gewährt, die die technischen Anforderungen der Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) erfüllen (§ 64 EEG 2012) und vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb genommen werden. Auch Bestandsanlagen, die die Voraussetzungen der genannten Verordnung erfüllen und zwischen dem 1. Januar 2002 und 31. Dezember 2008 in Betrieb genommen wurden, können diesen Bonus erhalten (§ 66 Abs. 1 Nr. 6 EEG 2012) (dann 0,7 Cent/kWh). Die technischen Anforderungen der Verordnung tragen zur Netzstabilität und einem verbesserten Last- und Erzeugungsmanagement bei. Die Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) wurde am 3. Juli 2009 erlassen.

Der Repoweringbonus wird für Neuanlagen gewährt, die mindestens zehn Jahre alte Anlagen ersetzen (§ 30 EEG 2012). 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. Unter diesen Voraussetzungen wird ein Repoweringbonus von 0,5 Cent/kWh gezahlt.

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.

Die Regierung Merkel beschloss 2012 die umstrittene Offshore-Haftungsregel. Entschädigungen für fehlende Anschlüsse von Windparks oder bei Störungen von mehr als zehn Tagen werden demnach zu einem Teil auf den Strompreis umgelegt. Die Netzbetreiber haften je nach Grad ihres Verschuldens bei Verzögerungen mit einem Höchstbetrag von 110 Millionen Euro, der Rest wird auf die Stromverbraucher umgelegt. Diese Umlage soll dabei höchstens 0,25 Cent/kWh betragen. Dass dort eine Milliardenlast droht, bestätigt auch die Bundesnetzagentur, die von Kosten für bereits bestehende bzw. schon jetzt abzusehenden Verzögerungen von circa 1,6 Milliarden Euro ausgeht. Großverbraucher von über 100.000 kWh sind übrigens von der Zahlung der Umlage weitestgehend befreit. Oppositionsparteien hatten die Regel heftig kritisiert. Sie forderten stattdessen, dass der Bund über die KfW-Bankengruppe die Haftung für Schadensersatzansprüche von Seiten der Betreiber übernimmt. Dafür kann dieser entweder Anteile an den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNBs) oder an einer Offshore-Netzgesellschaft übernehmen. Der Bund würde damit nicht nur die Risiken übernehmen, sondern könne mittel- und langfristig durch die Anteile der ÜNBs von den Einnahmen über Netzentgelte profitieren.

Photovoltaik

Photovoltaikanlage auf landwirtschaftlichem Gebäude

Strom aus Photovoltaik machte 2011 21 % der EEG-Gesamtstrommenge und 46 % der gesamten EEG-Förderung aus. 2011 betrug die EEG-Vergütung für Photovoltaik 7,77 Milliarden Euro beziehungsweise durchschnittlich 40,16 Cent pro kWh.

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 Vorjahreszeitraum (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 %.

Leistungsabhängige Fördersätze in ct/kWh bis März 2012

Anlagentyp		2004	2005	2006	2007	2008	2009	Jan. 2010	Jul. 2010	Okt. 2010	2011	Jan. 2012	Juli 2012
auf einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand	bis 30 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
	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 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
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

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 2,8 %, gestaffelt nach einem im EEG vorgegebenen Schema.

Leistungsabhängige Fördersätze in ct/kWh ab April 2012

Jahr	Monat	monatliche Degression	Dachanlagen				vorbelastete und sonstige Freiflächen bis 10 MWp
			bis 10 kWp	bis 40 kWp	bis 1 MWp	bis 10 MWp
2012	April	-	19,50	18,50	16,50	13,50	13,50
	Mai	1,0 %	19,31	18,32	16,34	13,37	13,37
	Juni		19,11	18,13	16,17	13,23	13,23
	Juli		18,92	17,95	16,01	13,10	13,10
	August		18,73	17,77	15,85	12,97	12,97
	September		18,54	17,59	15,69	12,84	12,84
	Oktober		18,36	17,42	15,53	12,71	12,71
	November	2,5 %	17,90	16,98	15,15	12,39	12,39
	Dezember		17,45	16,56	14,77	12,08	12,08
2013	Januar		17,02	16,14	14,40	11,78	11,78
	Februar	2,2 %	16,64	15,79	14,08	11,52	11,52
	März		16,28	15,44	13,77	11,27	11,27
	April		15,92	15,10	13,47	11,02	11,02
	Mai	1,8 %	15,63	14,83	13,23	10,82	10,82
	Juni		15,35	14,56	12,99	10,63	10,63
	Juli		15,07	14,30	12,75	10,44	10,44
Vergütungsfähiger Anteil			100%	90%	90%	100%	100%

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, da der Vergütungssatz für eingespeisten Solarstrom mittlerweile unter den dem privaten Endverbraucher von den Energieversorgungsunternehmen in Rechnung gestellten Bezugspreis gefallen war und damit der Eigenverbrauch von solar erzeugtem Strom auch ohne Förderung günstiger ist als Einspeisung mit anschließendem Netzbezug.

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.

Speziell für Photovoltaik-Anlagen werden KfW-Kredite angeboten. Mit der Anlage selbst und der Einspeisevergütung als Sicherheit muss gegebenenfalls kein oder nur wenig Eigenkapital für die Anschaffung der Anlage eingesetzt werden. Die KfW-Kredite für Photovoltaik-Anlagen haben etwas ungünstigere Konditionen als die entsprechenden KfW-Kredite für Investitionen in andere erneuerbare Energien. Der Betreiber einer Solaranlage kann sich als Unternehmer beim Finanzamt einstufen lassen. Ab einem gewissen Jahresumsatz an Einspeisevergütung ist dies Pflicht. Wie bei anderen Unternehmen auch ist die auf die Investitionskosten anfallende Umsatzsteuer als Vorsteuer geltend zu machen (d. h. das Unternehmen kann sie mit anderen im Rahmen seiner Stromerzeugung vereinnahmten Umsatzsteuern verrechnen oder erhält sie vom Finanzamt erstattet) und die in der Einspeisevergütung enthaltene Umsatzsteuer ist an das Finanzamt abzuführen.

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 und für 2013 5,27 Ct/kWh berechnet. 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 Höhe der EEG-Umlage auch von der Marktprämie und der teilweisen Befreiung energieintensiver Unternehmen beeinflusst. Dies führt zu einer zusätzlichen Belastung kleiner und mittlerer Unternehmen sowie der Privathaushalte. Diese Entwicklung betrachtet die Bundesnetzagentur seit Mai 2012 „mit Sorge“. Auch weitere Studien weisen auf eine überhöhte Privilegierung für Unternehmen hin, die sich nicht unter Wettbewerbsdruck befinden; deren Entlastung ging zulasten aller nicht-privilegierten Verbraucher. Die Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber geht für 2014 von einer sinkenden, gleichbleibenden oder steigenden EEG-Umlage aus.

Verzerrende Effekte wirken auf die Höhe der EEG-Umlage: 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.

Aufgrund der zahlreichen verzerrenden Effekte (sinkender Börsenstrompreis, Marktprämie, Liquiditätsreserve, Ausnahmetatbestände) gilt die EEG-Umlage nicht als valider Indikator für die Kosten der erneuerbaren Energien. Einen Vergleichsmaßstab ermöglicht der so genannte Energiewende-Kosten-Index (EKX), der die EEG-Umlage um die verzerrenden Effekte bereinigt und im Gegenzug weitere Kostenfaktoren (wie z. B. die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung) miteinbezieht. Demnach beruht der Zuwachs der Stromkosten zwischen 2003 und 2012 zu über 50 % auf höheren Brennstoffpreisen und industriepolitischen Umverteilungseffekten.

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. Inzwischen wurde die Vergütungen in mehreren Schritten stark nach unten angepasst, 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 rechnete bereits gemäß den Anfang 2012 gültigen Preisregelungen mit einem Anstieg der Strompreise um nur knapp zwei Prozent als Folge eines Solarwachstums von 70 % in den vier Jahren bis 2016. 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 Oktober 2012 veröffentlichte der Bundesverband Erneuerbare Energie ein Hintergrundpapier, 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. 45 % auf ca. 5,27 ct/kWh. Zur gesamten Umlage würden die reinen Förderkosten für die Vergütung der Erneuerbaren Energien 57 % beitragen. 23 % seien auf die 2012 deutlich ausgeweiteten Ausnahmeregelungen für die Industrie zurückzuführen, 16 % auf den Rückgang der Börsenstrompreise, und jeweils 2 % auf die ebenfalls 2012 eingeführte Marktprämie sowie auf die Liquiditätsreserve. Weitere Studien, welche die Zusammensetzung und Entwicklung der EEG-Umlage aufschlüsseln, bestätigen den Befund.

Bei einer repräsentativen Umfrage von TNS Infratest im Auftrag der Agentur für Erneuerbare Energien im Oktober 2012 hielten 51 % der Bürger eine EEG-Umlage von 5 ct/kWh für „zu hoch“, während 46 % sie für „angemessen“ oder „zu niedrig“ erachteten. Noch 2011 hatten mehr als 75 % die damalige EE-Umlage von 3,5 ct/kWh für „angemessen“ oder sogar „zu niedrig“ betrachtet. In einer weiteren Umfrage sprachen sich 20 % der Befragten für eine Beibehaltung des EEG in seiner derzeitigen Form und 60 % für eine Reform des EEG aus.

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 im Jahr 2010 etwa 2,8 Mrd. Euro 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. Gleichzeitig ändern sich die Anforderungen an den Kraftwerkspark. Auf Grund der volatilen Einspeisung der EEG werden bei neuen Investitionen mehr Spitzen- und Mittellastkraftwerke realisiert um die Schwankungen der EEG auszugleichen und die Versorgung sicherzustellen. Im Vergleich zu Grundlastkraftwerken haben diese Kraftwerksarten höhere variable Kosten, welche den Börsenstrompreis erhöhen. Auf Grund der Unsicherheitsfaktoren lässt sich daher nicht bestimmen ob es langfristig zu einem positiven oder negativen Effekt kommt.

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.

Die Energiewende spielt sich vor allem im ländlichen Raum ab, worauf die Agentur für Erneuerbare Energien hinweist. Rund 16 Milliarden Euro haben die Landwirte laut Schätzungen des Deutschen Bauernverbandes von 2009 bis 2012 in Erneuerbare Energien investiert. Der ländliche Raum nimmt demnach für die dezentrale Versorgung Deutschlands mit umweltfreundlicher Energie schon heute eine Schlüsselrolle ein, wie die Landwirtschaftliche Rentenbank feststellt. Die Erzeugung von Strom, Kraftstoffen und Wärme werde für immer mehr Landwirte zu einem zweiten Standbein, das angesichts volatiler Agrarmärkte für eine zweite Einkommensquelle sorgt. Gemeinschaftsprojekte zum Ausbau Erneuerbarer Energien schafften darüber hinaus Partnerschaften zwischen Landwirten und ihren Nachbarn im ländlichen Raum.

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 Erneuerbaren 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 etablierten Energien neue Energien mit starkem Kostensenkungspotenzial (zunächst teurer, später günstiger) am Markteintritt hindern, behoben würde.

Nach Auffassung des Deutschen Instituts 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

Die Entwicklung des EEG lässt sich von Beginn an mit den Jahresabrechnungen nachvollziehen, die von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vorgelegt werden, die mit der Vermarktung des EEG-Stroms betraut sind. Darin sind die jährlich erzeugten EEG-Strommengen, die dafür gezahlten Vergütungen an die Betreiber und die jeweilige EEG-Umlage dokumentiert (s. nachfolgende Tabellen). Aus der EEG-Strommenge und aus den dafür gezahlten Vergütungen ergibt sich die durchschnittliche Vergütung für EEG-Strom aus den unterschiedlichen erneuerbaren Energiequellen.

Einspeisemengen von EEG-Strom

EEG-Strom Einspeisemengen (in GWh) gemäß Jahresabrechnungen
Energiequelle	2000(1)	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	Verteilung 2011 (%)
Wasser	-	6.088	6.579	5.908	4.616	4.953	4.924	5.547	4.982	4.877	5.665	4.843	4,7
Gas	-	-	-	-	2.589	3.136	2.789	2.751	2.208	2.020	1.963	1.815	1,8
Biomasse	-	1.471	2.442	3.484	5.241	7.367	10.902	15.924	18.947	22.980	25.155	27.977	27,2
Geothermie	-	-	-	-	-	-	-	-	18	19	28	19	0,0
Wind onshore	-	10.509	15.786	18.713	25.509	27.229	30.710	39.713	40.574	38.542	37.619	48.315	47,0
Wind offshore	-	-	-	-	-	-	-	-	-	38	174	568	0,7
Solar(2)	-	76	162	313	557	1.282	2.220	3.075	4.420	6.578	11.683	19.340	18,8
Summe	10.391	18.145	24.970	28.417	38.511	43.966	51.545	67.010	71.148	75.053	82.286	102.877	100
(1) Rumpfjahr 1. April bis 31. Dez. 2000 (2) einschließlich Eigenbedarf

Die Strommenge aus erneuerbaren Energiequellen ist seit Einführung des EEG im Jahr 2000 um das 10-fache von rd. 10.000 GWh/a auf 103.000 GWh/a im Jahr 2011 gestiegen – dem derzeit aktuellsten bilanzierten Jahr (Stand Dez. 2012). Bis 2010 wurde die sog. EEG-Quote angegeben, die den Anteil der EEG-geförderter Strommenge an dem nicht-privilegierten Letztverbrauch an Strom kennzeichnet. Sie lag 2010 bei 20 %.

Vergütungszahlungen für EEG-Strom und EEG-Umlage

Vergütungszahlungen an Betreiber und EEG-Umlage (in Mio. €) gemäß Jahresabrechnungen
Vergütung für Energie aus:	2000(1)	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	Verteilung 2011 (%)
Wasser	-	-	477	427	338	364	367	418	379	382	421	231	1,4
Gas	-	-	-	-	182	219	196	193	156	143	83	36	0,2
Biomasse	-	-	232	327	508	795	1.337	2.162	2.699	3.700	4.240	4.476	26,7
Geothermie	-	-	-	-	-	-	-	-	3	4	6	4	0,0
Wind onshore	-	-	1.435	1.696	2.300	2.441	2.734	3.508	3.561	3.389	3.316	4.165	24,8
Wind offshore	-	-	-	-	-	-	-	-	-	6	26	85	0,5
Solar	-	-	82	154	283	679	1.177	1.597	2.219	3.157	5.090	7.766	46,3
Summe	883	1.577	2.225	2.604	3.611	4.498	5.810	7.879	9.016	10.780	13.182	16.763	100
EEG-Umlage	989	1.138	1.664	1.765	2.464	2.863	3.300	4.350	4.500	5.300	8.200	13.195
(1) Rumpfjahr 1. April bis 31. Dez. 2000

mittlere Vergütung für EEG-Strom

Vergütungszahlungen an Betreiber (in Cent pro kWh) gemäß Jahresabrechnungen
Vergütung für Energie aus:	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	-
Wasser	-	-	7,2	7,2	7,3	7,4	7,4	7,5	7,6	7,8	7,4	4,8	-
Gas	-	-	-	-	7,0	7,0	7,0	7,0	7,1	7,1	4,2	2,0	-
Biomasse	-	-	9,5	9,4	9,7	10,8	12,3	13,6	14,2	16,1	16,9	16,0	-
Geothermie	-	-	-	-	-	-	-	-	15,0	19,8	20,6	20,7	-
Wind onshore	-	-	9,1	9,1	9,0	9,0	8,9	8,8	8,8	8,8	8,8	8,6	-
Wind offshore	-	-	-	-	-	-	-	-	-	15,0	15,0	15,0	-
Solar	-	-	50,3	49,0	50,8	53,0	53,0	52,0	50,2	48,0	43,6	40,2	-
jährl. Mittelwert	8,5	8,7	8,9	9,2	9,4	10,0	10,9	11,4	12,3	13,9	15,8	17,9	-

Die durchschnittliche Vergütung für EEG-Strom ist in diesem Zeitraum von 8,5 ct/kWh auf 16,3 ct/kWh gestiegen. Das entspricht einer mittleren Steigerung von rd. 6 % pro Jahr. Die durchschnittlichen Vergütungen bei den einzelnen Energiequellen reichten 2011 von 2 ct/kWh für „Gas“, 4,8 ct/kWh für „Wasser“ und 8,6 ct/kWh für „Wind onshore“ über 15 ct/kWh für „Wind offshore“, 16 ct/kWh für „Biomasse“ und 20,7 ct/kWh für „Geothermie“ bis 40,2 ct/kWh für „Solar“. Die mittlere Vergütung für Solar-EEG-Strom ist in den letzten Jahren deutlich rückläufig nach dem Höchstwert im Jahr 2005 mit 53 ct/kWh.

Mit dem EEG sind den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) auch Pflichten zur Erstellung von Prognosen übertragen worden. Neben der jährlich vorausgreifenden Prognose für die EEG-Umlage werden mittelfristige Prognosen über einen Zeitraum von 5 Jahren erstellt. Damit reicht die derzeit (Dez. 2012) vorliegende Prognose bis 2017. Sie liefert – wie die Jahresabrechnungen – Angaben zu den erwarteten jährlichen EEG-Strommenge und den zu zahlenden Vergütungen, so dass die Entwicklung auch anhand der durchschnittlichen Vergütung für EEG-Strom aus den unterschiedlichen erneuerbaren Energiequellen einschätzbar wird.

Prognose bis 2017 zur Entwicklung der EEG-Strommengen und der EEG-Vergütungen

prognostizierte EEG-Stromeinspeisung (in GWh/a) für 2012 und 2013–2017								prog. Vergütung für EEG-Strom (in Mio. €/a) für 2012 und 2013–2017							mittlere Vergütung (in ct/kWh) 2012 u. 2013–2017
Energiequelle	2012	2013	2014	2015	2016	2017		2012	2013	2014	2015	2016	2017		2012	2013	2014	2015	2016	2017
Wasser	5.830	6.295	6.611	6.884	7.134	7.299		277	244	244	241	219	237		4,8	3,9	3,7	3,5	3,1	3,2
Gas	1.667	1.907	1.862	1.789	1.674	1.581		34	41	31	28	5	4		2,0	2,1	1,7	1,6	0,3	0,3
Biomasse	30.355	33.165	36.057	38.789	41.585	44.081		4.613	4.803	4.835	5.035	5.243	5.629		15,2	14,5	13,4	13,0	12,6	12,8
Geothermie	107	77	125	163	204	245		23	18	30	39	49	59		21,5	23,4	24,0	23,9	24,0	24,1
Wind onshore	50.125	55.831	58.834	61.394	64.929	68.392		3.832	3.074	3.271	4.112	4.032	4.354		7,6	5,5	5,6	6,7	6,2	6,4
Wind offshore	1.361	2.494	7.766	15.713	22.322	28.490		190	343	1.118	2.294	3.165	4.158		14,0	13,8	14,4	14,6	14,2	14,6
Solar	24.071	34.674	41.000	49.520	52.541	52.873		8.638	10.004	10.485	10.925	10.999	10.943		35,9	28,9	25,6	22,1	20,9	20,7
Summe	113.516	134.443	152.255	174.252	190.389	202.951		17.607	18.527	20.014	22.674	23.712	25.384		-	-	-	-	-	-
Durchschnitt	-	-	-	-	-	-		-	-	-	-	-	-		15,5	13,8	13,1	13,0	12,5	12,5

Bis zum Jahr 2017 rechnen die Gutachter mit einer Steigerung der EEG-Strommenge auf 203.000 GWh/a, also einer Verdopplung gegenüber dem Stand 2011 (s. oben). Die Vergütungszahlungen an die Betreiber werden mit einer Steigerung um den Faktor 1,5 erwartet. Die durchschnittliche Vergütung wird demnach auf 12,5 ct/kWh sinken (s. Tab.). Für die einzelnen Energiequellen werden für 2017 mittlere Vergütungen erwartet, die von 0,3 ct/kWh für „Gas“, 3,2 ct/kWh für „Wasser“ und 6,4 ct/kWh für „Wind onshore“ über 12,8 ct/kWh für „Biomasse“, 14,6 ct/kWh für „Wind offshore“ und 20,7 ct/kWh für „Solar“ bis 24,1 ct/kWh für „Geothermie“ reichen.

Beurteilung

Positiv

Das EEG gilt insbesondere bei Umweltverbänden wie dem BUND und Greenpeace, Branchenvertretern wie dem Bundesverband Erneuerbare Energie und dem Bundesumweltministerium als weltweit erfolgreichstes Instrument zur Förderung Erneuerbarer Energien.

Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW), die EU-Kommission, der UN-Weltklimarat IPCC, die Internationale Energie-Agentur (IEA) sowie das Energieunternehmen EnBW lobten das EEG als hoch wirksam und wirtschaftlich effizient.

Die Internationale Energieagentur (IEA) urteilt in ihrem Länderbericht 2013 über die deutsche Energiepolitik, das EEG habe sich „als sehr wirksames Instrument zur Verbreitung der erneuerbaren Energien und insbesondere der Stromerzeugung durch Biomasse, Windenergie und Photovoltaik erwiesen. Zudem hat es sich als erfolgreich bei der Drosselung der Kosten erwiesen, wie sich im besonderen Maße an der Senkung der Einspeisetarife für Solarstrom zeigt, zu der es in Antwort auf die rasche Expansion dieser Technologie in den letzten vier Jahren gekommen ist.“

Nach ähnlichen Prinzipien verfahren derzeit (Anfang 2012) mindestens 65 Länder weltweit. So basiert z. B. der Erfolg der Erneuerbaren Energien in Spanien auf einem ähnlichen Mindestpreissystem wie in Deutschland. Nach dem AKW-Unfall in Fukushima 2011 haben auch Japan und China feste Einspeisetarife und Vorrangregelungen eingeführt, die sich stark am deutschen EEG orientieren. Auch in der deutschen Bevölkerung genießt das EEG großen Rückhalt. Im Jahr 2012 sprachen sich bei einer Umfrage im Auftrag der Agentur für Erneuerbare Energien vier von fünf Bürgern für die Beibehaltung des EEG aus; 20 % wollen es so behalten, wie es derzeit ist, 60 % halten eine Überarbeitung des EEGs für notwendig.

Negativ

Der wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit beurteilt in zwei Gutachten von 2004 und 2012 die industriepolitische Motivation des EEG kritisch, da die Privilegierung bestimmter Technologien die Wahlfreiheit von Marktpartnern einschränke und dadurch zu ineffizienten und unwirtschaftlichen Allokationseffekten führe. So verursache die Photovoltaik zwar 55 % der Förderkosten, liefere aber nur 20 % der Stromerzeugung der erneuerbaren Energien. Das Ziel des Klimaschutzes überzeuge nicht, da dieses über eine Modernisierung des konventionellen Kraftwerksparks und über den sog. Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung effizienter erreicht werden könne.

Die arbeitgebernahe Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft warnt vor einer Kostenexplosion vor allem für Privathaushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen. Als Gegenmodell schlägt sie ein Quotenmodell vor, das die Kosten der Energiewende in den kommenden acht Jahren um 52 Mrd. Euro senken soll.

Konkurrierende Modelle

Zum Mindestpreissystem des EEG stehen als konkurrierende Systeme das Quotenmodell sowie das Ausschreibungsmodell zur Diskussion. Beim Quotenmodell 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 wird hingegen eine bestimmte Menge an Regenerativstrom ausgeschrieben, wobei der Gewinner der Ausschreibung eine befristete Abnahmegarantie erhält.

Beide Ansätze haben sich nach einer Studie des Massachusetts Institute of Technology (MIT) jedoch als weniger wirksam und weniger wettbewerbsfreundlich als Mindestpreissysteme 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 weist darauf hin, dass in Ländern mit Einspeisevergütungen die regenerative Stromerzeugung günstiger und effektiver ist als bei Einsatz von Quotensystemen. In Ländern mit Einspeisevergütung wie Deutschland, Spanien, Frankreich oder Portugal beträgt die Vergütung pro Kilowattstunde Onshore-Windstrom deutlich weniger als 10 Cent. Hingegen ist der Zubau von Windkraftanlagen 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.

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.

Dänemark hat allerdings nach der Abkehr von der reinen Einspeisevergütung im Jahr 2004 sehr erfolgreich ein Prämienmodell für die Onshore-Windkraft etabliert. Der Anlagenbetreiber erhält eine nicht kostendeckende Prämie von 3,66 ct und muss den Strom selbst vermarkten. Trotz dieser im Vergleich zu Deutschland wesentlich schlechteren Konditionen hat Dänemark auf diese Weise eine EE-Strom-Anteil von 30 % im Jahr 2012 erreicht, die Kosten für den Endverbraucher belaufen sich dabei auf 2,07 ct (PSO-Public Service Obligation, in der auch der hohe KWK-Anteil in Dänemark abgegolten ist).

Geschichte der Prognosen zur EEG-Umlage

In der Vergangenheit gab es mehrfach Prognosen zur Entwicklung der EEG-Umlage, die sich im Nachhinein häufig als nicht zutreffend erwiesen. Hierbei ist allerdings zu berücksichtigen, dass die EEG-Umlage alleine keinen validen Maßstab für die Kostenentwicklung der erneuerbaren Energien darstellt, da die Umlage auch verzerrende Effekte wie die tendenziell gewachsene Differenz zwischen Einspeisevergütung und Börsenstrompreis sowie die Verteilungswirkungen von Ausnahmetatbeständen wie z. B. die Entlastung von Unternehmen beinhaltet. Zudem wurden über die Jahre auch weitere Kostenfaktoren eingeführt, wie z. B. die kontrovers diskutierte Marktprämie. Ein direkter Vergleich ist daher problematisch. Eine wichtige Ursache war überdies, dass die meisten Prognosen das Ausmaß des Zubaus von EE-Anlagen unterschätzten, insbesondere der zunächst relativ hoch geförderten Photovoltaik.

Bundesumweltminister Jürgen Trittin, Juli 2004: „Es bleibt dabei, dass die Förderung erneuerbarer Energien einen durchschnittlichen Haushalt nur rund 1 Euro im Monat kostet – so viel wie eine Kugel Eis.“

Energiewirtschaftliches Institut an der Universität zu Köln, Institut für Energetik & Umwelt, Rheinisch-Westfälisches Institut für Wirtschaftsforschung, 2004: „Danach bleiben die von den Stromkunden aufzubringenden Kosten für das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG-Umlage) auch bei weiterem Ausbau der Erneuerbaren Energien (EEG) gegenüber dem jetzigen Stand praktisch konstant.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 0,51 Cent/kWh.)

Bundesumweltministerium, Juni 2005: „Der Anstieg der EEG-Umlage nimmt in Zukunft ab und wird einen Durchschnittshaushalt selbst bei sehr dynamischem Ausbau nicht mehr als 3 Euro pro Monat kosten. Ab Mitte des nächsten Jahrzehnts geht die EEG-Umlage wieder zurück.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 0,69 Cent/kWh.)

DLR – Institut für Technische Thermodynamik, Abt. Systemanalyse und Technikbewertung, Zentrum für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg, Wuppertal-Institut für Klima, Umwelt, Energie, Dezember 2005: "Insgesamt ist zu erwarten, dass die monatliche EEG-Umlage eines Durchschnittshaushalts in der Preisvariante „Börsenpreis“ von derzeit (2005) etwa 1,57 Euro (entsprechend 0,54 Cent/kWh) bis zum Jahr 2017 auf maximal rund 2,82 Euro₂₀₀₅/Monat (0,97 Cent/kWh) ansteigt und bis 2020 auf 2,72 Euro₂₀₀₅/Monat (0,93 Cent/kWh) zurückgeht."

Bundesumweltministerium, Dezember 2007: „Durch die EEG-Novelle erhöht sich die EEG-Umlage auf den Strompreis etwas. Nach geltendem Recht wäre sie bis Jahr 2015 auf ein Maximum von etwa 1,4 ct/kWh angestiegen, danach sinkt sie wieder. Durch die jetzt beschlossene Novelle, die den Offshore-Windstrom besser vergütet, erwarten wir einen Wert von ca. 1,5 ct/kWh im Jahr 2015.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 1,03 Cent/kWh.)

Bundesumweltministerium, Dezember 2008: „Trotz eines anhaltend kräftigen Anstiegs der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien von derzeit etwa 15 Prozent auf rund 30 Prozent im Jahr 2020 und rund 50 Prozent im Jahr 2030 steigen die von den Stromkunden aufzubringenden Mehrkosten (die so genannten Differenzkosten) nur noch bis etwa Mitte des kommenden Jahrzehnts leicht an. Mit einer EEG-Umlage von maximal 1,5 Cent/kWh liegt diese dann nur geringfügig über ihrem aktuellen Wert von etwa 1,2 Cent/kWh.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 1,16 Cent/kWh.)

Bundesverband Erneuerbare Energie, Januar 2009: „Die EEG-Umlage […] wird im Preispfad EE-Branche ihr Maximum bei rund 1,4 Ct/kWh etwa 2013/2014 erreichen. […] Im BMU-Preispfad würde das Maximum bei rund 1,9 ct/kWh etwas später in den Jahren 2016/17 liegen, bevor auch hier der Rückgang einsetzt.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 1,31 Cent/kWh.)

Thure Traber, Claudia Kemfert, 2009: We use a quantitative electricity market model that accounts for these aspects and decompose the impact of the German Feed-in tariff (FIT) into two frequently counteracting effects: a substitution effect and a permit price effect. We find that the total effect of the policy increases the German consumer price slightly by three percent, while the producer price decreases by eight percent.

Bundeskanzlerin Angela Merkel, Juni 2011: „Unsere Devise heißt: Die Unternehmen genauso wie die Bürgerinnen und Bürger in Deutschland müssen auch in Zukunft mit bezahlbarem Strom versorgt werden. Deshalb wollen wir die erneuerbaren Energien schneller zur Marktreife führen und effizienter gestalten. Die EEG-Umlage soll nicht über ihre heutige Größenordnung hinaus steigen; heute liegt sie bei etwa 3,5 Cent pro Kilowattstunde.“ (Die EEG-Umlage betrug zu diesem Zeitpunkt 3,53 Cent/kWh.)

Siehe auch

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

Literatur

Kommentare, Monografien

• Sven Geitmann: Mit neuer Energie in die Zukunft. Erneuerbare Energien und alternative Kraftstoffe. Hydrogeit Verlag, Oberkrämer 2004.
• 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.
• Wolfgang Danner, Christian Theobald: Energierecht – Kommentar. C.H. Beck Lose-Blatt-Kommentar, seit 2005.
• 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.
• Jan Reshöft: Erneuerbare-Energien-Gesetz, Handkommentar., Nomos, Baden-Baden 2009.
• Martin Altrock, Volker Oschmann, Christian Theobald: EEG. Erneuerbare-Energien-Gesetz. Kommentar. 3. Auflage, C.H. Beck, München 2011.
• Walter Frenz, Hans-Jürgen Müggenborg: EEG Kommentar. Erich Schmidt, Berlin 2011, ISBN 978-3-503-12661-3.
• Peter Salje: Erneuerbare-Energien-Gesetz, Kommentar. 6. Auflage, Carl Heymanns Verlag, Köln und München 2011.
• Claudia Kemfert: Kampf um Strom: Mythen, Macht und Monopole, Murmann Verlag, Hamburg 2013
• Walter Frenz, Hans-Jürgen Müggenborg (Hrsg.): Kommentar zum EEG, Erich Schmidt Verlag, Berlin, 3. Aufl. 2013. ISBN 978-3-503-13853-1

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; 1,5 MB)
• Bundesumweltministerium (Deutschland): EEG-Erfahrungsbericht 2011 (PDF; 1,1 MB)
• 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 ÄnderungenVorlage:§§/Wartung/alt-URL-buzer
• Volltext des aufgehobenen Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2004 in der zuletzt geltenden Fassung mit Synopsen aller ÄnderungenVorlage:§§/Wartung/alt-URL-buzer

Weblinks

• Agentur für Erneuerbare Energie, mit zahlreichen Hintergrundinformationen und Analysen zum Erneuerbare-Energien-Gesetz
• Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000
• Informationsportal des Bundesumweltministeriums zum EEG
• Internetpräsenz der Clearingstelle EEG nach § 19 EEG
• EEG- und KWK-Gesetz – Informationsplattform der vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNH)
• Aktuelle Einspeisevergütungen und Änderungen im EEG
• Übersicht zu Förderprogrammen für erneuerbare Energien
• Förderverein Ökologische Steuerreform, mit zahlreichen Analysen zur EEG-Umlage, z. B. Strompreise in Europa und Wettbewerbsfähigkeit der stromintensiven Industrie, FÖS, 2012 (PDF; 310 kB)

Einzelnachweise

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