EEG - Erneuerbare-Energien-Gesetz

Erneuerbare-Energien-Gesetz

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.
Der Fördermechanismus des deutschen EEG diente bis zum Jahr 2011 für mindestens 61 Staaten sowie 26 Bundesstaaten bzw. Provinzen als Vorlage für ähnliche Gesetze.

Ziele und Prinzip

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 Energien fördern.

Mit dem EEG erhalten Anlagebetreiber 15 bis 20 Jahre lang eine festgelegte Einspeisevergütung für ihren erzeugten Strom, und Netzbetreiber werden zu dessen vorrangiger Abnahme verpflichtet (§ 21 und § 8 Abs. 1 EEG vom 25. Oktober 2008). Die Vergütungssätze sind nach Technologien und Standorten differenziert und sollen einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen ermöglichen. Der für neu installierte Anlagen festgelegte Satz sinkt jährlich um einen bestimmten Prozentsatz (Degression). Durch diese stetige Degression wird ein Kostendruck im Sinne einer gewollten Anreizregulierung erzeugt: Anlagen sollen effizienter und kostengünstiger hergestellt werden, um langfristig auch ohne Hilfen am Markt bestehen zu können. Gefördert wird die Erzeugung von Strom aus:

  • Wasserkraft
  • Deponiegas, Klärgas und Grubengas
  • Biomasse
  • Geothermie
  • Windenergie
  • solarer Strahlungsenergie (zum Beispiel Photovoltaik)

Der zu einer EEG-Anlage nächstgelegene öffentliche Netzbetreiber ist zu deren Anschluss und zur vorrangigen Einleitung des erzeugten Stromes sowie zur Zahlung der gesetzlich festgelegten Vergütung aufgrund eines gesetzlichen Schuldverhältnisses verpflichtet. Ein Vertrag zwischen dem Anlagenbetreiber und dem Netzbetreiber ist nicht erforderlich (sogenanntes Koppelungsverbot nach § 4 Abs. 1 EEG), auch darf nicht von den Bestimmungen des EEG abgewichen werden, soweit nicht ausdrücklich dort vorgesehen (§ 4 Abs. 2 EEG).

Die entstandenen Mehrkosten, d. h. die Differenz zwischen Vergütungssatz und Marktpreis des Stroms, geben die aufnehmenden Netzbetreiber an die bundesweit agierenden Übertragungsnetzbetreiber weiter. Sie teilen sich dabei die Kosten gleichmäßig und entsprechend dem Umfang der Strommenge auf, die sie in ihrem jeweiligen Gebiet an die Letztverbraucher lieferten (Bundesweite Ausgleichsregelung, § 36 EEG). Dadurch werden alle Übertragungsnetzbetreiber gleich belastet - unabhängig von den regionalen Unterschieden bei der Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien. Die Übertragungsnetzbetreiber geben unter Berechnung der EEG-Mehrkosten den Strom an die Elektrizitätsversorgungsunternehmen weiter, die die Letztverbraucher beliefern (§ 37 EEG). Für die Belieferung der Letztverbraucher sieht das EEG keine besonderen Bestimmungen mehr vor, sondern unterstellt, dass die zusätzlichen Kosten in Form der sogenannten EEG-Umlage in die Kalkulation und Abrechnung der Endverbraucherpreise einfließen.

Seit 2010 ist diese Vermarktung durch die Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV vom 17. Juli 2009) dahingehend geändert, dass EEG-Strom bereits auf der Ebene der bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber verkauft – also an einer Strombörse gehandelt werden darf und nicht mehr von den Versorgungsunternehmen abgenommen werden muss, die die Endverbraucher beliefern. Damit soll eine physikalische Entlastung der Übertragungsnetze und somit eine Kostenminderung erreicht werden. Die Mehrkosten aus der Erzeugung von EEG-Strom werden weiterhin den Versorgungsunternehmen und letztlich den Endabnehmern über eine EEG-Umlage berechnet, deren Berechnung nach Vorgaben in der AusglMechV transparenter werden soll.

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.[2] Die Einspeisung wurde hervorgehoben, weil Strom aus erneuerbaren Energien – mit Ausnahme von Strom aus Wasserkraft – nur von kleinen Unternehmen erzeugt wurde, denen die großen Stromerzeuger den Zugang zu ihrem Verbundnetz verweigerten oder stark erschwerten. Das Gesetz verpflichtete sie zur Einspeisung in dieses Verbundnetz und sicherte den Erzeugern bestimmte, an den Durchschnittserlös für Strom gekoppelte Mindestvergütungen zu. Diese waren zumindest für die Windenergie ungefähr kostendeckend, was zu einem ersten Windkraft-Boom in Deutschland führte. Für Solarstromanlagen waren die Vergütungen noch weit von einer Kostendeckung entfernt.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2000)

Am 1. April 2000 wurde das Stromeinspeisungsgesetz durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000 (BGBl. I S. 305) ersetzt. Dabei wurde die geothermisch erzeugte Energie einbezogen und die Förderung neben einer generellen Absenkung auf kleinere Anlagen konzentriert, um ihren Charakter als Anschubförderung zu erhalten.
Auf Grund der im EEG vorgesehenen Degression der Vergütungssätze für Strom aus solarer Strahlungsenergie wurde ab dem 1. Januar 2002 jährlich um 5 % weniger für neu zu errichtende Anlagen vergütet. Zusätzlich war die geförderte Leistung auf 350 MWp beschränkt, d. h. nach dem Jahr, in dem die insgesamt in Deutschland installierte Leistung diesen Wert überstieg, wurde für Neuanlagen keine Vergütung mehr gezahlt. Die Summe von 350 MWp ergab sich aus den 300 MWp, die durch das 100.000-Dächer-Programm für Solarstrom gefördert wurden, sowie dem Anfangsbestand von 50 MWp. Die 350 MWp-Grenze wurde 2003 überschritten, d. h. ab 2004 wäre keine Vergütung mehr gezahlt worden. Da sich die Novelle des EEG verzögerte, drohte ein massiver Einbruch im Photovoltaik-Markt. Um dem zu begegnen, wurden am 22. Dezember 2003 schließlich im 2. Gesetz zur Änderung des EEG (das sog. Photovoltaik-Vorschaltgesetz) die Änderungen aus der noch in Arbeit befindlichen EEG-Novelle vorgezogen.

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) (für Wasserkraftwerke unter 500 kW gilt ab 2008 eine Ausnahme, das Kraftwerk darf die Umwelt an dem Fluss, an dem es installiert ist, nicht schädigen)
  • 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 %
  • Für Strom aus Biomasse um 1 %

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[3] betrafen wesentliche Punkte der novellierten Fassung die Höhe der Fördersätze sowie die bessere juristische Stellung der Betreiber von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien gegenüber den örtlichen Netzbetreibern (u. a. Wegfall der Vertragspflicht).

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2009)

Die Novellierung 2008 (BGBl. I S. 2074) hatte das Ziel, den Anteil Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf einen Anteil von mindestens 35 % zu erhöhen (§ 1 Abs. 2 EEG). In Ergänzung zum EEG, das sich nur auf die Stromerzeugung bezieht, wurde erstmals bundesweit in einem weiteren Gesetz zur Förderung Erneuerbarer Energien im Wärmebereich (EEWärmeG 2008 – BGBl. I S. 1658) auch die Verwendung von Erneuerbaren Energien im Bereich der Wärme- und Kälteerzeugung geregelt, mit dem die Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien für die Wärmeerzeugung auf 14 % bis 2020 bezweckt wird.
Das EEG 2009 behielt die Grundstrukturen des EEG 2004 zwar bei, führte aber zu einer vollkommenen Neunummerierung der Paragrafen, deren Anzahl von 22 auf nunmehr 66 anwuchs. Die Neufassung des Gesetzes gilt sowohl für Neu- als auch für bereits zum Zeitpunkt seines Inkrafttretens vorhandene Altanlagen, für die jedoch § 66 EEG einen umfassenden Katalog mit Übergangsbestimmungen enthält, die im Wesentlichen die bisherigen Bedingungen für die Abnahme und Vergütung im Sinne eines Bestandsschutzes aufrechterhalten.[4] 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).[5] Der Anlagenbegriff wurde im Hinblick auf Umgehungen, für Kleinanlagen geltende höhere Vergütungssätze durch Anlagensplitting in Anspruch zu nehmen, auch für Altanlagen neu definiert. Mit der Neufassung der § 19 und § 66 EEG werden Anlagen, die in enger zeitlicher (innerhalb von zwölf aufeinander folgenden Monaten) und lokaler Nähe (auf demselben Grundstück oder in unmittelbarer Nähe) in Betrieb genommen wurden, hinsichtlich der Vergütung wie eine einzige Anlage gewertet. Zur Regelung von Engpässen bei der Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien wurde ein Einspeisemanagement vorgeschrieben, das für Anlagen mit einer Leistung ab 100 kW technische Einrichtungen zur laufenden Erfassung der eingeleiteten Strommenge durch den Netzbetreiber und die Möglichkeit einer vorübergehenden Beschränkung der Einspeisung vorsieht, wobei die betroffenen Anlagenbetreiber vom Netzbetreiber für den Ausfall zu entschädigen sind (§ 11, § 12 EEG).
Außerdem wurde für die Photovoltaik-Vergütung eine gleitende Degression eingeführt. bei großem Zubau und damit auch höheren Vergütungskosten wird die garantierte Vergütung pro kWh im Folgejahr schneller abgesenkt, um die Gesamtkosten für alle Stromkunden in Grenzen zu halten. Wird das vorgegebene Zubau-Ziel nicht erreicht, wird die Absenkung verlangsamt. Z. B. ab 1,5 GW Zubau im Jahr 2009 folgt 1 % 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[6] ist am 1. Januar 2009 in Kraft getreten.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2012)

Zum 30. Juni 2011 wurde eine umfassende Novelle des EEG beschlossen, darunter eine Neuregelung der Boni-Systeme für die Bioenergie sowie Veränderungen bei den Einspeisetarifen. Eine starke Kürzung wurde für Photovoltaik beschlossen. Am 1. Januar 2012 traten die Änderungen in Kraft.
Eine weitere Kürzung der Photovoltaik-Vergütungen um 20-30% (je nach Anlagengröße) wurde im Juni zwischen Bund und Ländern nach langem Streit vereinbart und trat rückwirkend zum 1. April 2012 in Kraft. Außerdem wurde eine Obergrenze des geförderten Solarausbaus von 52 Gigawatt eingeführt. Ist dieser erreicht, gibt es keine Förderung für neue Anlagen mehr. Bis dahin bleibt der jährliche Ausbaukorridor von 2.500 bis 3.500 Megawatt ohne Absenkung erhalten.

Rahmenbedingungen

Anschluss- und Abnahmezwang

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 beim EEG-Zuschlag gewähren.

EEG-Umlage

Als EEG-Umlage werden die Mehrkosten bezeichnet, die von den EEG-Strom aufnehmenden Netzbetreibern den Übertragungsnetzbetreibern berechnet werden. Mit der ab 2010 geltenden Änderung der Vermarktung durch die Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichmechanismus vom 17. Juli 2009 (AusglMechV) richtet sich die Umlage nach der Differenz der den Übertragungsnetzbetreibern zufließenden Verwertungserträgen für EEG-Strom und der damit verbundenen Aufwendungen. Die Übertragungsnetzbetreiber geben diese Umlage an die Energieversorgungsunternehmer anteilig weiter, wo sie als allgemeiner Kostenbestandteil Eingang in die Stromrechnung der Letztverbraucher findet, wobei sich die Belastung durch die hierauf entfallende Umsatzsteuer noch erhöht. Die Differenzkosten, die als solche in der Stromrechnung ausgewiesen werden können, entsprechen der EEG-Umlage.[11]
Für 2012 wurde ein geringfügiger Anstieg um 0,062 Cent von derzeit 3,530 auf 3,592 Cent pro Kilowattstunde festgelegt.[9] Das Bundesumweltministerium, das noch im Sommer einen Rückgang der Kosten prognostiziert hatte,[12] erklärt den moderaten Anstieg mit dem neuen Liquiditätspuffer. Er wird auf jede Kilowattstunde Strom aufgerechnet, um ein finanzielles Polster aufzubauen, das künftige Schwankungen auf dem EEG-Umlagekonto ausgleichen soll. Ohne diesen Sonderposten läge die Umlage 2012 sogar unter dem derzeitigen Niveau von 3,53 Cent pro Kilowattstunde, so das Ministerium. Der Bundesverband Erneuerbare Energie (BEE) erklärte die Höhe der Umlage auch mit der erweiterten Ausnahmeregelung für Industrieunternehmen. Immer mehr energieintensive Betriebe haben die Möglichkeit, eine niedrigere EEG-Umlage von lediglich 0,05 Cent pro Kilowattstunde Strom zu zahlen. Das hat Auswirkungen auf die restlichen Stromkunden. „Die Solidargemeinschaft für die Energiewende wird zunehmend kleiner“, so BEE-Präsident Dietmar Schütz. Dabei profitieren gerade diese privilegierten energieintensiven Unternehmen schon heute vom Ausbau Erneuerbarer Energien, wenn sie Strom an der Börse einkaufen. An der Strombörse senken Erneuerbare Energien dank niedriger Grenzkosten nachweislich den Preis: 2009 war dadurch der Börsenstrom um 0,6 Cent pro Kilowattstunde günstiger.

Jahr EEG-Umlage [ct/kWh]
2003 0,41
2004 0,58
2005 0,68
2006 0,88
2007 1,02
2008 1,12
2009 1,13
2010 2,047
2011 3,530
2012 3,592
   

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

Regelungen für energieintensive Unternehmen 2013

Reduzierte Umlage gilt für Mindeststromintensität
der Produktion
EEG-Umlage
Unternehmenseigene Erzeugung
EEG-Umlage
Fremderzeugung
Anteil bis 1 GWh 0% 0% 100%
Anteil über 1 GWh bis 10 GWh 14% 0% 10%
Anteil über 10 GWh bis 100 GWh 14% 0% 1%
Anteil über 100 GWh 14% 0% 0,05 ct/kWWh
Alles (bei Mindestverbrauch aus
Fremderzeugung von 100 GWh/a)
20% 0% 0,05 ct/kWh
       

Der Begriff Grünstromprivileg bezeichnet umgangssprachlich die gesetzliche Regelung zur teilweisen oder ganzen Befreiung der Elektrizitätsversorgungsunternehmen von der Zahlung der EEG-Umlage, wenn diese bestimmte Voraussetzungen erfüllen.

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 Preussen-Elektra-Entscheidung vom 13. März 2001 bestätigt, dass es sich bei der EEG-Umlage um keine Leistung der öffentlichen Hand handele, so dass ein Verstoß gegen das Beihilfeverbot ausschied; den vorliegenden Eingriff in die Warenverkehrsfreiheit sah das Gericht für den damaligen Zeitpunkt wegen der zwingenden Belange des Klima- und Umweltschutzes als noch hinnehmbar an. Indem die EG-Richtlinie 2009/28/EG vom 23. April 2009 das Modell des EEG (neben dem Quotenmodell) ausdrücklich bestätigte, wurden letzte europarechtliche Zweifel ausgeräumt.

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

Beständigkeit der zwanzigjährigen Vergütungsregelu

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

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)

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.

Vergütungssätze

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

Wasserkraft

Das EEG unterscheidet zwischen „kleinen“ Wasserkraftanlagen (bis 5 MW Leistung) und „großen“ Wasserkraftanlagen.
Ursprünglich war vorgesehen, nur Wasserkraftanlagen bis 5 MW durch die gesetzlich vorgeschriebene Vergütung zu fördern.

Im Laufe der Jahre wurde eine Öffnung vorgenommen, so dass auch bei einer Erweiterung bestehender Anlagen über 5 MW hinaus eine Vergütung gezahlt wird.
Schließlich wurden die unterschiedlichen Laufzeiten angeglichen, so dass seit 1. Januar 2012 für alle Wasserkraftanlagen unabhängig von der Leistung eine Vergütung über 20 Jahre ab Betriebsbeginn garantiert wird, wobei die Vergütungssätze ab 2013 jeweils um 1 % jährlich gesenkt werden.
Die einzelnen Vergütungssätze sind den nachfolgenden Tabellen zu entnehmen.

Anlagen bis 5 MW

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

Erneuerung von Anlagen ab 5 MW

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

Deponie-, Klär- und Grubengas

Die Vergütungen sind den nachfolgenden Tabellen zu entnehmen.

Deponiegas- und Klärgasanlagen

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

Grubengasanlagen

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

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

Biomasse

Die Grundvergütung ist der nachfolgenden Tabelle zu entnehmen.

Biomasse Grundvergütung

Leistungserhöhung EEG 2009 EEG 2004
bis 150 kWel 11,67 auch für Altanlagen 10,67
150 kWel bis 500 kWel 9,18 9,18
500 kWel bis 5 MWel 8,25 8,25
5 MWel bis 20 MWel 7,79 (nur bei KWK) 7,79 (nur bei KWK)
     

Bei Biomasse sind besonders umfangreiche Boni (bis zu 18 Ct/kWh) möglich. Bedingung sind die Nutzung innovativer Technologien (Technologie-Bonus), Verwendung von nachwachsenden Rohstoffen oder Gülle (Nawaro-Bonus, darin enthalten: der sogenannte Gülle-Bonus), die Anwendung von Kraft-Wärme-Kopplung (KWK, KWK-Bonus) oder die Einhaltung von Grenzwerten bei den Formaldehyd-Emissionen (Formaldehyd-Bonus)
Eine Vergütung nach dem EEG entfällt, wenn die zur Gewinnung von flüssiger Biomasse verwandten Rohstoffe nicht den Anforderungen der Nachhaltigkeitsverordnung entsprechen und vor allem aus nicht nachhaltigem Anbau stammen wie etwa dem auf Regenwaldflächen oder in Feuchtgebieten.
Die Degression auf Grundvergütung und Boni beträgt jährlich 1 % (EEG 2004: 1,5 %).
Durch die am 30. Juni 2011 beschlossene Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetz verändert sich die Vergütungsstruktur für die gasförmige Bioenergie mit dem 1. Januar 2012. Als neue Boni werden eine „Marktprämie“ und eine „Flexibilitätsprämie“ für Biogasanlagen eingeführt. Außerdem werden ab dem 1. Januar 2012 auch Einspeisvergütungen für kleine Biogasanlagen ab 75 kW gezahlt.

Geothermie

Siehe Geothermie

Windkraft Festland

Strom aus Windenergie machte 2008 57 % der EEG-Gesamtstrommenge und 39,5 % der gesamten EEG-Förderung aus (siehe: Absatzzahlen zum EEG).
2012 betrug die Anfangsvergütung in den ersten fünf Jahren ab Inbetriebnahme 8,93 Cent/kWh (EEG 2009: 9,2; EEG 2004: 7,87), anschließend wurde nur noch die Grundvergütung von 4,87 Cent/kWh (EEG 2009: 5,02; EEG 2004: 5,5 Cent/kWh) gezahlt.

Dies gilt für Windkraftanlagen, die einen Ertrag von mehr als 150 % des Referenzertrags erzielen (die also an windreichen Standorten stehen).
Die Festlegung der jeweils für den Anlagentyp maßgebenden Referenzanlage ist im Gesetz und in der Anlage 3 zum EEG nach mittlerer Jahresgeschwindigkeit (5,5 m/Sekunde), Messpunkt (30 m über Grund), logarithmischem Höhenprofil und Rauhigkeitslänge (0,1 m) genau beschrieben.[37] Bei Anlagen mit einem geringeren Ertrag verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Vergütung um 2 Monate je 0,75 % Minderertrag im Vergleich zu den 150 % Referenzertrag.
Eine Windkraftanlage, die beispielsweise 120 % des Referenzertrages erzielt, erhält demnach 5 Jahre + 40 × 2 Monate = 11 Jahre 8 Monate die erhöhte Vergütung (150−120 = 30, 30/0,75 % = 40). Die Wahl der Referenzanlage gilt allgemein als sehr anspruchsvoll, so dass der überwiegende Teil der derzeit errichteten Anlagen über den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren die erhöhte Anfangsvergütung erhält. Kleinanlagen mit einer Leistung unter 50 kW gelten immer als Anlagen mit 60 % des Referenzertrages.
Zusätzlich wird für Anlagen, die vor dem 1. Januar 2015 in Betrieb gehen und die die technischen Anforderungen einer nach § 64 Abs. 1 EEG zu erlassenden Verordnung erfüllen, noch ein Systemdienstleistungsbonus in Höhe von 0,48 Cent/kWh gezahlt. Ihn können zwischen dem 1. Januar 2002 und 31. Dezember 2008 in Betrieb genommene Altanlagen mit 0,7 Cent/kWh in Anspruch nehmen, wenn sie die Voraussetzungen der genannten Verordnung erfüllen (§ 66 Abs. 1 Nr. 6 EEG).
Die Verordnung soll besondere Anforderungen an die Netzstabilität, das Last- und Erzeugungsmanagement sowie die Befeuerung aufstellen.[38] Die Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) wurde am 3. Juli 2009 erlassen.
Bei Neuanlagen, die mindestens zehn Jahre alte Anlagen ersetzen, die im selben oder in einem angrenzenden Landkreis liegen müssen und deren Leistung mindestens doppelt so groß wie die Altanlage sind, erhöht sich die Anfangsvergütung um 0,5 Cent/kWh (so genanntes Repowering: § 30 EEG). Eine weitere Bedingung ist, dass die Anzahl der Anlagen sich nicht erhöht.
In jedem Folgejahr (nach 2009) vermindert sich die Mindestvergütung für in diesem Jahr neu installierte Anlagen um jeweils 1 % (EEG 2004: 2 %) im Vergleich zum Vorjahr. Damit soll ein Anreiz zur technischen Weiterentwicklung gegeben und eine zeitlich unbegrenzte Förderung von Windkraftanlagen (wie bei den anderen Quellen regenerativer Energie) verhindert werden.

Windkraft Offshore

Offshore-Anlagen sind Windenergieanlagen, die in einer Entfernung von mindestens drei Seemeilen – gemessen von der Küstenlinie aus seewärts – errichtet werden (§ 3 Nr. 9 EEG). Bis zum Jahr 2007 lagen 18 Genehmigungen für den Bau und Betrieb von Offshore-Windparks vor[40], jedoch wurde bis 2009 kein Vorhaben realisiert.
Aus diesem Grund wurden im EEG 2009 die Sätze für die Anfangsvergütung deutlich angehoben.
Für Strom aus Windkraftanlagen im Meer (Windenergie Offshore: § 31 EEG) beträgt die in den ersten zwölf Jahren gezahlte Anfangsvergütung 13 Cent/kWh (EEG 2004: 8,74 Cent/kWh), bei bis zum 31. Dezember 2015 in Betrieb gegangenen Anlagen 15 Cent/kWh.

Nach dem Stauchungsmodell ist seit dem EEG 2012 auch eine Vergütung von 19 Cent/kWh für einen Zeitraum von acht Jahren möglich.
Die anschließend zu zahlende Grundvergütung beträgt 3,5 Cent/kWh (EEG 2004: 5,95 Cent/kWh). 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 setzt bei Offshore-Anlagen erst ab 2015 ein, beträgt dann aber 5 % jährlich (EEG 2004: ab 2008 mit 2 %).
Am 27. März 2010 wurde der erste deutsche Offshore-Windpark alpha ventus mit einer Leistung von 60 MW (elektrisch) 45 Kilometer vor der Küste Borkums eröffnet.

Bis 2030 sollen in deutschen Gewässern (Nord- und Ostsee) rund 30 Gigawatt installiert werden, auch mithilfe von Kooperationen.

Photovoltaik

Die für verschiedene Jahre gültigen Einspeisevergütungen können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden (Angaben in Netto-Preisen).
Die Vergütung richtet sich nach dem Jahr der Inbetriebnahme und bleibt über 20 Jahre konstant.
Kommen die nach Leistung gestaffelten Sätze zur Anwendung (Anlagen auf Gebäuden …), erfolgt die Vergütung anteilig:

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.
Kürzungen 2011 um 13 %:
Die Vergütungskürzung 2011 betrug 13 %.

Die im Zeitraum von Juni bis einschließlich September 2010 installierte Leistung (allein im Juni über 2.000 MWp), mit drei multipliziert, lag über 6.500 MWp; damit erhöhte sich die Degression von 9 % auf 13 %.
Für den 1. Juli/1. September 2011 beschloss der Bundestag eine potenzielle weitere Absenkung bei einem Zubau von mehr als 3.500 MWp pro Jahr, hochgerechnet vom Zubau der Monate März bis Mai 2011 (um 3 % und pro 1.000 MWp über 3.500 MWp um weitere 3 %, maximal um 15 %).
Da aber hochgerechnet auf das Jahr weniger als 3.500 MWp Photovoltaikanlagen installiert wurden, trat keine Kürzung ein.
Kürzungen zum 1. Januar 2012 um 15 %: Anfang 2012 galt folgende Regelung:
Zum Jahreswechsel wird die Vergütung je nach installierter Leistung im Vorjahrzeitraum (1. Oktober bis 30. September) zwischen 1,5 % (bei unter 1.500 MWp) und 24 % (bei über 7.500 MWp) gesenkt.
Abhängig von dem Zubau zwischen 1. Oktober und 30. April werden bis zu 15 % dieser Vergütungskürzung auf den 1. Juli vorgezogen.
Zwischen dem 1. Oktober 2010 und dem 30. September 2011 wurden 5.200 MWp neu installiert, was eine Kürzung für 2012 von 15 % bedeutete.
Im Zeitraum 1. Oktober 2011 bis 30. April 2012 lag der Zubau bei ca. 6.273 MWp damit sänke die Vergütung zum 1. Juli 2012 um 15 %.
Kürzungen zum 1. April 2012:

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

Ende Juni 2012 wurde daraufhin eine etwas abgeschwächte EEG-Novelle von Bundestag und Bundesrat angenommen.

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 2012 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, gilt die Förderung nach den alten Regeln noch bis zum 30. September 2012.
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 kWp gilt künftig:
Nur noch 90 % des produzierten Stroms werden vergütet. Den Rest soll der Besitzer selbst verbrauchen oder vermarkten. Die Bundesregierung hat das Ziel, den jährlichen Zubau möglichst auf 2.500 bis 3.500 Megawatt zu begrenzen.

Die Vergütungsdegression greift nun monatlich:
Je nach Zubau in den vorangegangenen Monaten beträgt sie monatlich -0,5 bis 2,5 %, gestaffelt nach einem im EEG vorgegebenen Schema.

Tolle Angebote:

Mit dem EEG 2009 wurde für selbst verbrauchten Strom aus Gebäudeanlagen bis 30 kWp 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.[61] Zum 1. April 2012 wurde die Eigenverbrauchsvergütung abgeschafft.
Bei der Novellierung des Gesetzes 2011 wurde die bestehende Degressionsregelung beibehalten, und Maßnahmen zur Netzintegration wurden vorgesehen.
Zugleich wurde die sogenannte „Abregelung“ flexibilisiert:

Bei hoher Netzbelastung kann der Netzbetreiber nun das vorübergehende Herunterregeln der Anlagenleistung vom Betreiber verlangen (dies geschieht automatisiert über einen eingebauten oder nachgerüsteten Abschalter) – dafür erhält der Anlagenbetreiber eine Entschädigung in 95 % des entgangenen Ertrags.
Die Abregelung ist beschränkt auf maximal 1 % der Anlagen-Jahresleistung.
Bei Fassadenanlagen (genauer: Anlagen, die nicht auf dem Dach oder als Dach eines Gebäudes angebracht sind und einen wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes bilden) gab es bis Ende 2008 einen Zuschlag von 5 Cent/kWh, da mit einem geringeren Ertrag zu rechnen ist als bei Dachanlagen; das EEG 2009 hat diesen Zuschlag aber nicht übernommen.
Für Solaranlagen werden günstige KfW-Kredite angeboten, wodurch kein Eigenkapital für die Anlagenkosten eingesetzt werden muss. Der Betreiber einer Solaranlage kann sich zudem als Unternehmer beim Finanzamt einstufen lassen und die auf die Investitionskosten anfallende Umsatzsteuer als Vorsteuer geltend machen (d. h. er kann sie mit von anderen im Rahmen seiner Stromerzeugung vereinnahmten Umsatzsteuern verrechnen oder erhält sie vom Finanzamt erstattet).

Kosten und Nutzen

Direkte Kosten der EEG-Umlage (Differenzkosten)

Das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU) schätzte die Mehrkosten durch die EEG-Umlage für das Jahr 2010 auf neun Mrd. Euro.
Für das Jahr 2011 wird eine Mehrbelastung von 3,53 Ct/kWh, für 2012 werden 3,59 Ct/kWh berechnet.
Der moderate Anstieg ist insbesondere auf zusätzliche Ausnahmeregelungen für energieintensive Industriebranchen zurückzuführen, nicht auf steigende Gesamtkosten für erneuerbare Energien.
Gleichzeitig wuchs der Anteil erneuerbarer Energien an der gesamten Stromerzeugung von 17 % (2010) auf 20 % (2011) an.
Die Einspeisevergütungen insbesondere für Solarstrom wurden in den letzten Jahren fortlaufend abgesenkt.

Studien des Bundesumweltministeriums sowie der Netzbetreiber erwarten, dass die durchschnittlich gezahlte Einspeisevergütung trotz kräftigem Ausbau der erneuerbaren Energien zunächst weiter ansteigen und etwa ab dem Jahr 2016 wegen sinkender Vergütungssätze fallen werden.

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

Diese Entwicklung betrachtet die Bundesnetzagentur seit Mai 2012 „mit Sorge“.
Der Anstieg der EEG-Kosten seit 2010 ist nur zum Teil höheren Kosten durch den Ausbau der erneuerbaren Energien anzulasten, sondern auch auf andere Faktoren zurückzuführen. So sanken im Zuge der Wirtschaftskrise die Strompreise an der Börse, weswegen die Differenz zu den fixen Einspeisetarifen größer wurde.
Zudem wurden Netzentgelte miteinberechnet, die bis dahin gesondert ausgewiesen wurden. Auch der Zuwachs der EEG-Umlage 2011 war auf eine Änderung bei der Berechnungsgrundlage zurückzuführen (Einführung der Liquiditätsreserve, und der Marktprämie sowie die Ausweitung der Industrieprivilegien), so eine IZES-Studie.
Ohne diese Modifikation wäre die EEG-Umlage gesunken statt gestiegen.

Insbesondere die so genannte „Marktprämie“, ein Aufschlag für an der Börse vermarkteten Regenerativstrom, kostet mehrere hundert Millionen Euro, ohne einen erkennbaren Nutzen zu haben; selbst die Nutznießer, der Bundesverband Erneuerbare Energie, hatte gegen die Einführung der Marktprämie protestiert.
Die Photovoltaik macht den größten Kostenanteil der EEG-Umlage aus, da sie anfangs mit hohen Vergütungssätzen gefördert wurde und der Zubau schneller erfolgte als geplant. Da die Vergütung aber für 20 Jahre gesetzlich garantiert wurde, zieht dies beträchtliche Zahlungsverpflichtungen nach sich.
Da inzwischen die Vergütungen in mehreren Schritten stark nach unten angepasst wurden, sodass heute neu zugebaute Anlagen ungleich niedrigere Kostenbelastungen hervorrufen. Zudem sieht ein "atmender Deckel" vor, dass die Vergütungen automatisch umso stärker gekürzt werden, je mehr weitere Kapazitäten zugebaut werden.
Prognos rechnet für 2012-2016 mit einem Solarwachstum von 70 %, die Strompreise steigen dadurch nur um knapp 2 %.
Über die schrittweise Absenkung der Solarstromtarife kam es zu kontroversen Debatten quer durch die politischen Lager, Wirtschaft und Wissenschaft.
Nach Aussagen des US-Wirtschaftsnobelpreisträgers Paul Krugman steht Photovoltaik aufgrund rapide gefallener Modulkosten kurz vor ihrer Wettbewerbsfähigkeit. Dies gelte umso mehr, wenn die externen Kosten der fossilen Energie in den Preisen internalisiert würden.

Preisdämpfender Effekt an der Strombörse

("Merit Order")

Nach den Regelungen des EEG genießen Erneuerbare Energien Vorrang bei der Einspeisung ins Stromnetz. Dadurch verschiebt sich die Nachfragekurve: Erneuerbare Energien reduzieren die Nachfrage nach konventionellem Strom mit höheren Grenzkosten. Die Börsenstrompreise sinken oder bleiben trotz gestiegener Rohstoffpreise konstant. Dieser komplexe Preisbildungsmechanismus an der Strombörse, der sog. Merit-Order-Effekt, sparte etwa 2,8 Mrd. Euro im Jahr 2010 ein. Davon profitierte insbesondere die energieintensive Industrie.
Nach einem Gutachten vom April 2012 müsste der Strompreis 2 Cent pro kWh niedriger liegen, wenn die Versorger die gesunkenen Einkaufskosten weitergegeben hätten. [89] Da sich der Kraftwerkspark langfristig dem Ausbau der Erneuerbaren Energien anpasse und somit die Überkapazitäten zurückgingen, ist anderen Wissenschaftlern zufolge dieser Effekt strittig. Diese Einschränkung gilt jedoch nur langfristig.

Vermiedene Importkosten

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

Klimaschutz

Das EEG trägt zum Klimaschutz und zur Luftreinhaltung bei. 2006 seien durch das EEG beispielsweise der Ausstoß von 45 Millionen Tonnen CO2 verhindert worden. Dadurch führe das EEG zu einer Verringerung von externen Kosten, wie unter anderem im Zuge der globalen Erwärmung.

Die vermiedenen Folgeschäden werden auf 3,4 Mrd. € geschätzt. Laut BMU ergab sich für 2006 insgesamt ein volkswirtschaftlicher Nutzen des EEG von rund 9,3 Mrd. €

Kommunale Wertschöpfung

Als Effekt des EEG sind vielerorts Bürgersolaranlagen errichtet worden, bei denen in der Regel Privatleute Kapital für bis zu 20 Jahre in diese Anlagen investieren.[92] Bürgersolaranlagen (oder Bürgerkraftwerke) werden dabei häufig auf kommunalen Gebäuden errichtet, wodurch die Gemeinden Mieteinnahmen generieren für Flächen (Gebäudedächer), die ansonsten nicht wirtschaftlich genutzt werden konnten.

Interaktion mit Emissionshandel

Einige Ökonomen vertreten die Ansicht, dass der Emissionshandel das wirtschaftlich effizientere Instrument zur Reduzierung von Klimaschäden sei.
Demnach erfolge durch das EEG in der Summe aller Verursacher keine Einsparung von CO2, da das EEG nicht höhere Einsparungen bewirken könne als der Emissionshandel ohnehin vorsehe.
Somit würden durch diesen Fehler im System des Emissionshandels de facto keine Einsparungen erfolgen.
Ein 2004 veröffentlichtes Gutachten des wissenschaftlichen Beirats beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit kam zu dem Schluss, dass das EEG nach Implementierung eines "funktionierenden Marktes" für Emissionsrechtehandel ökologisch nutzlos sei und keinerlei Emissionsreduktionen mit sich bringe. Da es dann keinen ökologischen Nutzen bringe, aber volkswirtschaftlich teuer sei, müsse es konsequenterweise abgeschafft werden.
Eine Studie der TU Berlin sowie des Potsdam Institute for Climate Impact Research bestätigte hingegen die positiven Auswirkungen des EEG.
Demnach sei es volkswirtschaftlich sinnvoll, neben dem Emissionshandel zusätzlich die Erneuerbare Energien zu fördern, da diese aufgrund ihrer hohen Kostensenkungspotentiale perspektivisch Energie deutlich günstiger bereitstellen könnten als die herkömmlichen Technologien und somit langfristig die zusätzliche Technologieförderung günstiger sei als der Emissionshandel alleine.
Während es für die Energieindustrie also betriebswirtschaftlich sinnvoll sei, auf die herkömmliche Erzeugungsmöglichkeiten zu setzen, sei es Volkswirtschaftlich ratsam, die Erneuerbaren Energien per Förderung schnell marktfähig zu machen, da damit das Marktversagen, dass die teureren fossilen Energien die günstigeren Erneuerbaren Energien am Markteintritt hindern, behoben würde.
Nach Auffassung des Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) trifft die Kritik an den Interaktionseffekten zwischen EEG und Emissionshandel nur bei einer "rein statischen Betrachtung" zu.
Das EEG sei ein äußerst wirksames Instrument zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien und fördere den Klimaschutz, wenn Emissionshandel und EEG "gut aufeinander abgestimmt werden". Auch das BMU weist die Kritik am EEG zurück und verweist auf die Defizite des Emissionshandels. Eine Studie im Auftrag des BMU 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.

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,

Beurteilung

Positiv

Das Mindestpreissystem des EEG gilt insbesondere bei Umweltverbänden, Branchenvertretern der Erneuerbaren Energien und Bundesumweltministerium als weltweit erfolgreichstes Instrument zur Förderung Erneuerbarer Energien.

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

Inzwischen verfahren mindestens 61 Staaten sowie 26 Bundesstaaten bzw. Provinzen nach diesem Prinzip. Damit ist das EEG das wohl meistkopierte Energiegesetz der Welt.
Der Erfolg der Erneuerbaren Energien z. B. in Spanien und Dänemark basiert auf einem ähnlichen Mindestpreissystem wie in Deutschland.
Nach der Fukushima-Atomkatastrophe 2011 haben auch Japan und China feste Einspeisetarife und Vorrangregelungen eingeführt, die sich stark am deutschen EEG orientieren.
Mit anderen Instrumenten wurden eher enttäuschende Erfahrungen gesammelt. Beim Quotenmodell beispielsweise setzt der Staat eine Quote an Erneuerbaren Energien fest, die von den Energieversorgern produziert werden muss. Um die Einhaltung der Verpflichtung zu überprüfen, werden dann für erneuerbar erzeugten Strom Zertifikate vergeben, die von den Energieversorgern untereinander gehandelt werden können. Beim Ausschreibungsmodell dagegen wird eine bestimmte Menge an Regenerativstrom ausgeschrieben, der Gewinner der Ausschreibung erhält eine befristete Abnahmegarantie.
Beide Ansätze haben sich nach einer Studie des Massachusetts Institute of Technology (MIT) als weniger wirksam und weniger wettbewerbsfreundlich erwiesen.
In Ländern mit solchen Systemen gibt es aufgrund mangelnder Investitionssicherheit meist keine eigene Herstellerindustrie, und die Kosten für den Ausbau der Erneuerbaren Energien sind hoch, weil das erhöhte Investitionsrisiko in die Preise einkalkuliert wird (z. B. Großbritannien, Italien). Wegen mangelnden Erfolgs haben daher mehrere Länder, wie beispielsweise Irland oder Großbritannien, inzwischen auf Mindestpreissysteme nach deutschem Vorbild umgestellt. Der Bundesverband Erneuerbare Energie bewertet Quotenmodelle als "rückwärtsgewandt und mittelstandsfeindlich"
Ein empirischer Vergleich der Fördersysteme in der EU zeigt, dass in Ländern mit Einspeisevergütungen günstiger und effektiver ist als Quotensysteme. In Ländern wie Deutschland, Spanien, Frankreich oder Portugal beträgt die Vergütung pro Kilowattstunde Onshore-Windstrom deutlich weniger als 10 Cent. Hingegen ist der Zubau von Windrädern in Staaten mit Quotenregelung wie Großbritannien, Polen, Belgien oder Italien mit einer Spanne von knapp 11 Cent/kWh bis fast 15 Cent/kWh deutlich kostspieliger. Laut einer Umfrage von EuPD Research sehen fast drei Viertel der befragten Erneuerbare-Energien-Unternehmen in Einspeisevergütungen das geeignete Instrument für Klimaschutz, Markteinführung und Technologieentwicklung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien. Quotensysteme hielten dagegen nur 2 % der Unternehmen für sinnvoll.
Einer 2009 veröffentlichten Modellrechnung zufolge erhöht das EEG den Strompreis beim Konsumenten um 3 % und reduziert ihn beim Produzenten um 8 %. Die Emissionseinsparungen in Deutschland werden auf 11 % geschätzt, wenngleich sich auf europäischer Ebene kaum ein Effekt ergibt.[126] Berechnungen der Beratungsgesellschaft Ernst & Young von 2011 haben zudem ermittelt, dass feste Einspeisetarife hinsichtlich Kosteneffizienz, Anwendbarkeit und Akteursvielfalt nicht nur Quotenmodellen überlegen sind, sondern auch den so genannten Bonus-/Prämiensystemen. Die University of Cambridge hat gezeigt, dass in Großbritannien feste Einspeisevergütungen kostengünstiger wären als die von der britischen Regierung vorgeschlagenen Prämien-/Bonussysteme.

Negativ

Der wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium für Wirtschaft und Arbeit sieht in einem Gutachten von 2004 und dem Folgegutachten von 2012 die industriepolitische Motivation des EEG kritisch.

Die Erfahrungen mit der Implementierung geschützter Märkte seien wenig ermutigend, denn die Privilegierung bestimmter Technologien schränke die Wahlfreiheit von Marktpartnern ein, was zu unwirtschaftlichen Entscheidungen führe.
Dies wurde am Beispiel der Photovoltaik belegt, welche 55% der Förderkosten erhalte, aber nur 20% der Stromerzeugung der erneuerbaren Energien liefere.
Der von Befürwortern vorgebrachte Erfahrungskurven-Effekt sei ohne zusätzliche Gründe nicht zu rechtfertigen, da sonst jede junge Technologie vor Konkurrenz geschützt werden müsse.
Auch das vorgebrachte Argument der Emissionseinsparung überzeuge nicht, da etwa eine Modernisierung des deutschen Kraftwerksparks viel effektivere Einsparungen erzielen würde. Über den Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung ließen sich effizientere Einsparungen erreichen.
Ein Hauptkritikpunkt sind die durch das EEG verursachten höheren Strompreise, insbesondere für Privathaushalte sowie kleine und mittelständische Unternehmen. In diesem Bereich konzentriert und verschärft sich der Preisdruck durch die Befreiung der stromintensiven Unternehmen von der EEG- und KWK-Umlage zusätzlich, was die Privathaushalte laut Greenpeace zusätzlich zu der EEG-Umlage 2011 etwa 1,2 Milliarden Euro im Jahr kostet.
Hierbei wird jedoch von der Annahme ausgegangen, auf die Industrie umgelegte EEG- und KWK-Kosten würden von der Industrie nicht auf die Produktpreise und damit wieder auf die Verbraucher umgelegt.

Quelle: Wikipedia

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