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. Während sich das EEG in Bezug auf den Ausbau der Erneuerbaren Energien als „ausgesprochen erfolgreich“ erwies^[1], werden dessen ökonomische und ökologische Effizienz sowie Teilaspekte wie Ausnahmeregelungen für die Industrie kontrovers diskutiert.

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

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

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

Zwei Grundzüge sind zum Erreichen der Ziele gesetzlich verankert:

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

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

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

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

Außerdem wird die Stromerzeugung aus Grubengas gefördert, das eine fossile Energiequelle darstellt.

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.

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.^[3] 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 und von den Endverbrauchern gezahlt. Für die Ermittlung der EEG-Umlage sind seit 2010 nach Einführung der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) die vier bundesweiten Übertragungsnetzbetreiber zuständig.^[2] 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 von der EEG-Umlage vor, um die Stromkosten dieser Unternehmen zu senken und so ihre internationale und intermodale Wettbewerbsfähigkeit zu erhalten, „soweit hierdurch die Ziele des Gesetzes nicht gefährdet werden und die Begrenzung mit den Interessen der Gesamtheit der Stromverbraucherinnen und Stromverbraucher vereinbar ist“ (§ 40 EEG mit Einzelregelungen §§ 41 bis 44). Mit dem EEG 2012 ist die Grenze für Ausnahmeerteilungen auf 1 GWh/a Jahresstromverbrauch (vorher 10 GWh/a) deutlich gesenkt worden (Einzelheiten s. Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen).

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

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.^[5] Im Renewables 2013 Global Status Report kommt die international besetzte Forschungsgruppe REN21 zu dem Ergebnis, dass es in 127 Ländern der Welt Instrumente zur Förderung der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energie gibt, darunter als gängigstes Instrument die Einspeisevergütung, die in 71 Ländern und 28 Bundesstaaten praktiziert wird.^[6]

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 aktuellen bilanzierten Jahr (Stand Dez. 2012). Damit wurden circa 5/6 der in diesem Jahr aus regenerativen Quellen erzeugten elektrischen Energie (123.186 GWh^[7]) 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^[4]. 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^[4].

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.^[8] 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 die Netzbetreiber 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.^[9]

Das Stromeinspeisungsgesetz wurde durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000 ("S." oder "Nr." fehlt (Hilfe)) ersetzt. Die Vergütungssätze wurden stärker differenziert, die Vergütungssätze für Photovoltaik stark angehoben und Technologien wie geothermisch erzeugte Energie einbezogen, um eine Anschubförderung zu geben.

Im EEG 2000 war eine Degression von jährlich 5 % für die Vergütungssätze für Strom aus solarer Strahlungsenergie vorgegeben. Zusätzlich wurde eine Leistungsgrenze von 350 MW_p eingeführt, nach deren Überschreiten im Folgejahr die Vergütung für neue Photovoltaikanlagen entfallen sollte. 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 und ein massiver Einbruch im Photovoltaik-Markt drohte. Daher wurde eine EEG-Novelle bereits am 22. Dezember 2003 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 %

Eine weitere novellierte Fassung des EEG vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918) trat am 1. August 2004 in Kraft. 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^[10] bestanden die wesentlichen Änderungen in der Höhe der Fördersätze sowie der besseren juristischen Stellung der Betreiber von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien gegenüber den örtlichen Netzbetreibern (u. a. keine Pflicht zum Abschluss von gesonderten Einspeiseverträgen).

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.^[11] 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).^[12] 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. beispielsweise 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^[13] ist am 1. Januar 2009 in Kraft getreten.

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:^[14]

• 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, Sonne).
• 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 acht statt zwölf Jahre gewährt.
  • Photovoltaik (PV): Beibehaltung der bestehenden Degressionsregelung („atmender Deckel“) und halbjährliche Anpassung wie im Jahr 2011.
  • Biomasse: Vereinfachtes Vergütungssystem mit vier leistungsbezogenen Anlagenkategorien (Grundvergütung zwischen 6 und 14,3 ct/kWh)^[14]

Mit der sogenannten 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^[14] 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.
• Mit den Instrumenten „Marktintegrationsmodell und Eigenverbrauchsbonus“ wird für Anlagen zwischen 10 kW und 1000 kW pro Jahr ab 2014 nur noch 90 % der gesamten erzeugten Strommenge nach EEG vergütet.^[15]

Siehe auch: Vergütungssätze Photovoltaik

Bundesumweltminister Peter Altmaier stellte im Frühjahr 2013 seine Reformvorschläge, als sogenannte „Strompreisbremse“ zur Deckelung der EEG-Umlage, vor.^[16] 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.“

Altmaier machte 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 wurden kurzfristige Maßnahmen zur Dämpfung der Strompreise vorgeschlagen („Strompreisbremse“), die auf dem Konzept Altmaiers aufbauen.^[17]

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.^[18] 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 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 den Plan, künftigen Investoren keine Einspeisevergütung zu zahlen. Damit würde Investoren jegliche Planungssicherheit genommen, wovon vor allem Bürgerenergieprojekte sowie kleine und mittlere Unternehmen betroffen seien.^[19][20] Greenpeace forderte statt einer „Strompreisbremse“ eine „Abzockbremse“.^[21]

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 anzulasten. Die Grünen legten zeitgleich mit Rösler und Altmaier ein alternatives Konzept vor, was weiterhin ein vorrangiges Einspeisen von Ökostrom in deutsche Netze vorsieht.^[22]

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.^[23] Die Vertagung wichtiger Entscheidungen wurde von Branchenvertretern kritisiert, da Planungs- und Investitionssicherheit fehle.^[24]

Ein im Juni 2013 veröffentlichtes Gutachten der dena im Auftrag des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI) stellte fest, dass die Ausbauziele für Erneuerbare Energien nicht mehr infrage gestellt würden und die meisten Prognosen von einer Übererfüllung der Ausbauziele des Energiekonzepts ausgingen. Die Studie empfahl eine grundlegende Novellierung des EEG. Ein erster Schritt sei die Anpassung der Einspeisevergütungen an die Marktentwicklung, wobei auch die Systemkosten zu berücksichtigen seien.^[25]

Im Koalitionsvertrag^[26] der 18. Legislaturperiode des Deutschen Bundestages zwischen der Christlich Demokratischen Union Deutschlands (CDU), der Christlich-Sozialen Union in Bayern (CSU) und der Sozialdemokratischen Partei Deutschlands (SPD) vom 27. November 2013 finden sich eine Reihe von Vorgaben zur Reform des EEG. Angestrebt wird eine Reform des EEG bis Ostern 2014 mit dem Ziel einer Verabschiedung im Bundestag im Sommer 2014. Einzelne Vorgaben:

• Weiterer Ausbau der Erneuerbaren Energien erfolgt in einem gesetzlich festgelegten Ausbaukorridor: 40 bis 45 Prozent im Jahre 2025, 55 bis 60 Prozent im Jahr 2035.
• Regelungen für einzelne Technologien:

Photovoltaik: Jetzt geltende Regelung (u.a. „atmender Deckel“) wird beibehalten

Biomasse: Begrenzung des Zubaus auf überwiegend Abfall- und Reststoffe

Wind an Land: Senken der Fördersätze, insbesondere bei windstarken Standorten

Wind auf See: Ausbaupfad auf 6,5 GW für 2020 angepasst, bzw. 15 GW bis 2030

Wasserkraft: Regelungen werden beibehalten

• Ab 2018 Ermittlung der Förderhöhe über Ausschreibungen mit vorheriger Prüfung in Pilotprojekt
• Degression der Einspeisevergütungen sowie stärker marktwirtschaftlich orientierte Förderung; Streichung von Grünstromprivileg sowie Überprüfung und weitgehende Streichung von Bonusregelungen
• Verpflichtende Direktvermarktung für Neuanlagen ab 2017 (bis dahin nur für Neuanlagen ab 5 MW)
• Beibehaltung des Einspeisevorrangs für erneuerbare Energien mit Prüfung, ob große Erzeuger von Strom aus erneuerbaren Energien einen Grundlastanteil ihrer Maximaleinspeisung garantieren müssen (schrittweise Einrichtung einer „virtuellen Grundlastfähigkeit“ durch Speicher, abschaltbare Lasten, fossile Kraftwerke, nachfrageabhängig regelbare erneuerbare Energien)
• Europarechtskonforme Ausgestaltung des EEG unter Berücksichtigung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie (Erhaltung und zukunftsfähige Weiterentwicklung der Besonderen Ausgleichsregelung)

Im Januar 2014 stellte Wirtschafts- und Energieminister Sigmar Gabriel ein Eckpunktepapier zur EEG-Reform vor, mit dem Ziel sowohl die Bezahlbarkeit von Strom, als auch die Versorgungssicherheit für Bürger und Wirtschaft sicherzustellen.^[27] Basierend auf den Vorgaben des Koalitionsvertrages schlug er dabei auch niedrigere Einspeisetarife und einen gebremsten Ausbau vor.^[28][29] Der Bundesverband Erneuerbare Energie, der Branchenverband der Erneuerbare-Energien-Industrie, kritisierte das Vorhaben und sah die Klimaziele gefährdet,^[30] während Vertreter der Verbraucherzentrale den Schritt dagegen positiv bewerteten und die Hoffnung äußerten, die Maßnahmen könnten das Ansteigen der Strompreise bremsen.^[27]

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).

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.

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.^[32] 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.^[2]

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.^[33]

Die Ausgaben bei der Förderung der Stromerzeugung nach EEG lagen für 2013 bei 19,4 Mrd. €^[34] (zum Vergleich 2012: 19,43 Mrd. €; siehe Tabelle).

Die wesentlichen Einnahmen werden aus dem Verkauf des eingespeisten Stroms gewonnen, dessen Vermarktung seit 2010 durch die Ausgleichsmechanismus-Verordnung (AusglMechV) geregelt ist.^[2] 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.^[3] Die Börsenpreise werden von EPEX SPOT SE im Internet veröffentlicht.^[35] 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).^[31]

Die Summe der Einnahmen wird für 2013 mit 3,04 Mrd. € prognostiziert, gegenüber 2012 (5,39 Mrd. €, s. Tabelle) ein Rückgang um 44 %.^[31][33] 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).^[36]

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).^[36]

Von 2011 auf 2012 wurde ein geringfügiger Anstieg der EEG-Umlage von 3,530 Cent/kWh auf 3,592 Cent/kWh prognostiziert.^[37] Im Sommer 2011 hatte das Bundesumweltministerium zunächst sogar einen Rückgang der Kosten erwartet,^[38] 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.^[33] 2014 steigt die EEG-Umlage auf 6,240 Cent/kWh.^[39]

Das Aktionsbündnis "Freiburger Appell" fordert ein neues Strommarktdesign, mit dem die EEG-Umlage umgehend um ein Drittel gesenkt werden könnte. Die derzeitige gesetzliche Zwangsvermarktung von EEG-Strom zu Niedrigstpreisen am Spotmarkt der Strombörse solle abgeschafft werden. Stattdessen soll der EEG-Strom zeitgleich den Stromhändlern zugewiesen werden. Die Bewertung des Stroms soll zum höheren Terminmarkt-Preis erfolgen. Damit würden die Erlöse für EEG-Strom stark steigen und die EEG-Umlage würde im Gegenzug um etwa ein Drittel sinken.^[40]

Der Strompreis an der Strombörse war bis zum Jahr 2008 kontinuierlich gestiegen und erreichte im Jahr 2008 das Maximum von 8,279 Cent/kWh . Durch das vermehrte Auftreten der erneuerbaren Energien ist der Strompreis unter Druck geraten.^[41][42] Im ersten Halbjahr 2013 betrug der mittlere Strompreis an der Strombörse nur noch 3,75 Cent/kWh und für den Terminmarkt 2014 lag dieser im Juli 2013 bei 3.661 Cent/kWh.^[43][44] D. h. der Strompreis an der Strombörse ist bereits mehr als 4 Cent/kWh gefallen. Die erneuerbaren Energien haben somit nicht nur einen verteuernden Effekt, sondern auch einen verbilligenden Effekt, welche man beide gegeneinander aufwiegen müsste.

Greenpeace Energy argumentiert, dass konventionelle Stromerzeuger sog. externe Kosten hätten, wie etwa Umweltschäden, die nicht über den Strompreis abgewickelt werden, sondern vom Steuerzahler aufgebracht werden müssten. Dies sei eine Subvention der konventionellen Stromerzeuger und stelle eine Marktverzerrung dar. Die EEG-Umlage sei nur ein Ausgleich für diese Marktverzerrungen. Durch u.a. einen funktionierenden Emissionshandel könnten diese Marktverzerrungen behoben werden und die EEG-Umlage würde automatisch gegen Null sinken. ^[45][46]

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.

2013 beträgt der absolute Anteil der Umlagebefreiung für stromintensive Unternehmen an der EEG-Umlage 1,29 Cent/kWh. Dies entspricht etwa 25 % der Gesamthöhe (5,28 Cent/kWh) der EEG-Umlage.^[51]

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.^[2] Die Zahl der befreiten Unternehmen hat nach der EEG-Novelle 2012 erheblich zugenommen. Die Bundesregierung erwartet, dass 2013 voraussichtlich etwa zweieinhalb Mal so viele Unternehmen wie bisher von der Sonderregelung profitieren können.^[52]

Diese Entlastung stieß mit Blick auf Wettbewerbsverzerrungen, Mehrbelastungen für Privatverbraucher und ökologisch fragwürdige Anreizeffekte auf breite Kritik.^[53][54][55] Die EU-Kommission leitete ein Beihilfeverfahren gegen Deutschland ein, um die Subventionierung von Unternehmen durch die Teilbefreiung von der EEG-Umlage wettbewerbsrechtlich zu prüfen.^[56]

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.^[57][58]

Auf Kritik stößt auch, dass viele Unternehmen durch Auslagern von Arbeiten über Werkverträge in den Genuss der Ausnahmeregelung kommen. Dadurch werden einerseits die eigenen Personalkosten verringert. Zudem werden Werkverträge laut Gesetz nicht zur betrieblichen Wertschöpfung hinzugezählt. Das Kriterium für die Ausnahmeregelung wird unter Umständen dadurch erreicht, dass Arbeiten an ausländische (Lohndumping-)Unternehmen vergeben werden, was der Zielsetzung des Gesetzes völlig widerspricht.^[59]

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.^[60] Nach Einschätzung der KfW hat die deutsche Industrie von der Energiewende profitiert; eine wettbewerbliche Benachteiligung sei aufgrund der unterdurchschnittlichen Entwicklung nicht ohne weiteres erkennbar.^[61] Diese Einschätzung wird von weiteren Gutachten gestützt.^[62][63] Im Januar 2014 kündigte eine niederländische Aluminiumhütte ihre Schließung an, da sie aufgrund des billigen Industriestroms in Deutschland nicht mehr wettbewerbsfähig sei.^[64]

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 %.^[65] 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 %.

Mitte 2013 profitierten 1691 stromintensive Unternehmen von der Sonderregelung. Bei voller Veranlagung hätten sie vier Milliarden Euro entrichten müssen.^[66] Für 2014 haben 2367 Unternehmen Ökostrom-Rabatt beantragt. Die Anträge beziehen sich auf 3458 Betriebsteile; 791 von ihnen liegen in Nordrhein-Westfalen.^[67]

Im Jahr 2014 profitieren 2098 Unternehmen bzw. Unternehmensteile von der besonderen Ausgleichsregelung des EEG. Die privilegierte Strommenge dieser Unternehmen lag bei 107.101 GWh. Der Liste der betroffenen Unternehmen ist zu entnehmen, dass viele dieser Unternehmen keinen Handel mit dem Ausland betreiben. ^[68]

Nach einem vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung unterbreiteten Reformvorschlag sollen Unternehmen künftig nur noch privilegiert werden, wenn sie aufgrund von europarechtlichen Kriterien auch unter die Strompreiskompensationsregel des EU-Emissionshandels fallen. Davon profitieren 15 zentrale Sektoren, darunter die Eisen-, Stahl-, Aluminium-, Kupfer-, Chemie- und Papierindustrie. Die bisherige Kopplung der Privilegierung an die Höhe des jährlichen Stromverbrauchs soll hingegen ersatzlos entfallen.^[69]

Die privilegierte (begünstigte) Strommenge lag 2013 bei 107.101 GWh = 107 Mrd kWh . ^[70] Stromverbrauch pro Jahr in Deutschland: 500 Mrd kWh . ^[71] Die EEG-Umlage lag 2013 bei etwa 20 Mrd Euro. ^{[72] [73]} Werden die 20 Mrd Euro auf die gesamte Strommenge erhoben, erhält man: 20 Mrd Euro / 500 Mrd kWh = 4 Cent/kWh . Die EEG-Umlage würde im Jahr 2013 also 4 Cent/kWh betragen, würde man die EEG-Umlage auf den gesamten verbrauchten Strom verteilen. Tatsächlich wurde im Jahr 2013 die EEG-Umlage nur auf 400 Mrd kWh verteilt: 20 Mrd Euro / 400 Mrd kWh = 5 Cent/kWh im Jahr 2013 . D. h. durch die Begünstigung steigt die EEG-Umlage um einen Cent pro kWh bzw. 25 Prozent.

Durch die im Jahr 2009 erlassene Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV),^[74] 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.^[75]

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.^[76] 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^[77] , knapp 1 % der deutschen Windstromerzeugung von rund 46.000 GWh. Die Entschädigungszahlungen hierfür beliefen sich auf 33,5 Mio. Euro.^[78]

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.^[79]

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).^[80]

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.^[81] 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.^[82]

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.^[83] Indessen wird die Abgabe überwiegend als privatrechtlicher Preisbestandteil eingestuft, da die vom EEG verursachten Mehrkosten abgabenrechtlich öffentliche Haushalte nicht berühren.^[84] Im Übrigen werden die Vorschriften des EEG als zulässige Regelung der Berufsausübung bzw. der Inhaltsbeschränkung des Eigentums eingestuft.^[85]

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.^[86] Der Europäische Gerichtshof hatte aber bereits zum Stromeinspeisungsgesetz in seiner PreussenElektra-Entscheidung vom 13. März 2001^[87] 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^[88] das Modell des EEG (neben dem Quotenmodell) ausdrücklich bestätigte, wurden letzte europarechtliche Zweifel ausgeräumt.^[89]

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.^[90]

Das Handelsblatt kündigte für Februar 2013 die Eröffnung eines Beihilfeprüfverfahrens durch EU-Wettbewerbskommissar Joaquín Almunia an.^[91] Den Unternehmen, die von der Regelung profitiert haben, droht unter Umständen die Rückzahlung bereits gewährter Befreiungen.^[91] Im Juli 2013 wurde bekannt, dass der Wettbewerbskommissar ein Beihilfeprüfverfahren bezüglich der Befreiung energieintensiver Unternehmen noch im selben Monat einleiten wollte. Nach einer Intervention durch die Bundesregierung wurde es auf Ende September, nach der Bundestagswahl 2013, verschoben.^[92] Am 18. Dezember 2013 wurde die eingehende Prüfung (Untersuchungsverfahren) eingeleitet, um festzustellen, ob die den stromintensiven Unternehmen gewährte Teilbefreiung von der EEG-Umlage in Deutschland mit EU-Beihilfevorschriften im Einklang steht.^[93][94]

Bereits am 6. März 2013 hatte die EU-Kommission ein ähnlich gelagertes Beihilfeprüfverfahren gegen § 19 der Stromnetzentgeltverordnung eröffnet.

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).^[2]

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 Bemessungsleistung angesetzt werden. Als Bemessungsleistung einer Anlage ist im EEG (§ 3, Abs. 2a) der Quotient aus der Summe der in dem jeweiligen Kalenderjahr erzeugten Kilowattstunden und der Summe der vollen Zeitstunden des jeweiligen Kalenderjahres definiert. Beispiel: Eine Wasserkraftanlage mit 2 MW Anlagenleistung erzeugt bei 4800 Volllaststunden im Jahr 9.600.000 kWh. Die Bemessungsleistung beträgt 1.096 kW (Jahresvolllaststunden* Nennleistung / 8760 h). Hiervon werden 500 kW, also 45,6 %, der Vergütungsgruppe bis 500 kW und die weitere Leistung der Vergütungsgruppe bis 2 MW zugeordnet. Die Durchschnittsvergütung errechnet sich zu 0,456 x 12,7 ct/kWh + 0,544 x 8,3 ct/kWh = 10,31 ct/kWh. Bei einer Inbetriebnahme nach 2012 ist die Degression von 1 % pro Jahr zu berücksichtigen. Eine Anlage, die 2013 in Betrieb genommen wird, bekommt statt 12,7 ct/kWh noch 12,57 ct/kWh in der Gruppe bis 500 kW.

• 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

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).

Grubengas stellt keine erneuerbare sondern eine fossile Energiequelle dar. Die Verbrennung von Grubengas (beispielsweise in einer Stromerzeugungsanlage) stellt aber dennoch ein Klimaschutzmaßnahme dar, da unverbrannt in die Atmosphäre entweichendes Grubengas einen höheres Treibhauspotential als das bei der Verbrennung entstehende Kohlenstoffdioxid. Die Förderung der Grubengasverstromung wurde eingeführt, da sich das Auffangen und die energetische Nutzung von Grubengas ohne finanzielle Förderung in der Regel nicht lohnt.

Die Grundvergütung ist der nachfolgenden Tabelle zu entnehmen.

Um von den umfangreichen Boni von bis zu 18 Ct/kWh^[96] 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)^[97]

Entsprechen die zur Gewinnung von flüssiger Biomasse verwandten Rohstoffe nicht den Anforderungen der Nachhaltigkeitsverordnung^[98] oder stammen die Rohstoffe aus nicht nachhaltigem Anbau, wie dem Regenwald oder Feuchtgebieten,^[99] 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.^[100]

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 (beispielsweise Hot-Dry-Rock) eingeführt.^[102] 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).

Siehe auch: Zahlen zum EEG

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^[2]. 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^[2]. 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)^[2].

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.^[103]

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.^[104] Die Systemdienstleistungsverordnung (SDLWindV) wurde am 3. Juli 2009 erlassen.^[105]

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.

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.^[106] 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.^[107] 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 ein erhöhter 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 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.^[108] Die gesetzliche Regelung zur Offshore-Haftungsumlage im § 17f EnWG (Energiewirtschaftsgesetz) und damit außerhalb des EEG.

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.^[109]

Die für verschiedene Jahre gültigen Einspeisevergütungen können der nachfolgenden Tabelle entnommen werden (Angaben in Netto-Preisen).^{[110][111][112]} 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_p wird für 10 kW_p eine Vergütung von 18,73 Cent/kWh gezahlt, für die restlichen 20 kW_p werden 17,77 Cent/kWh gezahlt, bis Ende 2032.

Kürzungen 2010 um 13 % und 3 %

Bundesumweltminister Norbert Röttgen wollte die Umlagevergütung von Solarstrom schon zum April 2010 zwischen 15 % und 25 % senken.^[113] Grund waren zu hohe Vergütungssätze bei fallenden Kosten für Solaranlagen. Wegen des entsprechenden am 6. Mai 2010 vom Bundestag beschlossenen Gesetzes^[114] rief der Bundesrat, der eine Kürzung um 10 % für sinnvoll hielt, den Vermittlungsausschuss an.^[115] 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^[116] 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.^[117]

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.^[118] Zwischen dem 1. Oktober 2010 und dem 30. September 2011 wurden 5.200 MWp^[119] 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^[120] damit sänke die Vergütung zum 1. Juli 2012 um 15 %.

Vergütungssätze 2000–2003

Die Vergütungssätze für Photovoltaik betrugen ab dem 1. April 2000 für das Jahr 2000 und 2001 0,99 DM/kWh, ab 1. Januar 2002 48,1 ct/kWh, ab 1. Januar 2003 45,7 ct/kWh.^[121]

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).^[123][124] 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 %.^[125] 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.)^[125] 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.

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.^[128]). 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.^[129] 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.^[130][131] 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 Höhe von 95 % des entgangenen Ertrags.^[132] 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.^[133] 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.

Die EEG-Umlage wurde 2014 auf 6,24 Cent je Kilowattstunde angehoben (2013: 5,28 Cent; 2012: 3,59 Cent; 2011: 3,53 Cent). Die Mehrkosten speisen sich größtenteils aus der steigenden Differenz zwischen den sinkenden Börsenstrompreisen und der fixen Einspeisvergütung sowie den zunehmenden Ausnahmeregelungen für die Industrie. Der Ausbau der erneuerbaren Energien fällt mit ca. 15% (Erhöhung in 2014) ins Gewicht.^{[134][135][136][137]} 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.^[138][139]

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“.^[140][141] 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.^[142] Die Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber geht für 2014 von einer sinkenden, gleichbleibenden oder steigenden EEG-Umlage aus.^[143]

Der jüngste Anstieg der EEG-Umlage ist nicht auf die steigenden Förderkosten, sondern auf verzerrende Effekte zurückzuführen. So sanken im Zuge der Wirtschaftskrise und des Merit-Order-Effekts die Strompreise an der Börse, sodass die Differenz zu den fixen Einspeisetarifen größer wurde und damit einhergehend die Förderkosten scheinbar stiegen. Zudem ist der Anstieg der EEG-Umlage auf eine Änderung bei der Berechnungsgrundlage zurückzuführen (Einführung der Liquiditätsreserve, Einführung der Marktprämie, Ausweitung der Ausnahmetatbestände für Industrie, Einberechnung bislang gesondert ausgewiesener Netzentgelte). Ohne diese Modifikation wäre die EEG-Umlage beispielsweise im Jahr 2011 gesunken statt gestiegen. Dieser Befund wurde von mehreren Studien, welche die Zusammensetzung der EEG-Umlage aufschlüsseln, übereinstimmend bestätigt.^{[145][146][147][53][148]}

Aufgrund der zahlreichen verzerrenden Effekte gilt die EEG-Umlage nicht als valider Indikator für die Kosten der erneuerbaren Energien. Das Öko-Institut gab daher den Energiewende-Kosten-Index (EKX) heraus, der die EEG-Umlage um die verzerrenden Effekte bereinigen soll und im Gegenzug weitere Kostenfaktoren (wie beispielsweise die Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung) miteinbeziehe. Demnach beruhe der Zuwachs der Stromkosten zwischen 2003 und 2012 zu über 50 % auf höheren Brennstoffpreisen und industriepolitischen Umverteilungseffekten.^[149][150]

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.^[151][152] Inzwischen wurden 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.^[153] Über die schrittweise Absenkung der Solarstromtarife kam es zu kontroversen Debatten quer durch die politischen Lager, Wirtschaft und Wissenschaft.^{[154][155][156][157][158][159]}

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.^[160] 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.^[161]

Die Internationale Energieagentur (IEA) notiert mit Blick auf die Kosten des EEG 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 Haushalten 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."^[162]

In der Vergangenheit gab es mehrfach Prognosen zur Entwicklung der EEG-Umlage, die sich im Nachhinein häufig als nicht zutreffend erwiesen.^{[163][164][165][166]} 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 beispielsweise die Entlastung von Unternehmen beinhaltet. Zudem wurden über die Jahre auch weitere Kostenfaktoren eingeführt, wie beispielsweise die kontrovers diskutierte Marktprämie. Die Kosten für Netzausbau, Reservekraftwerke und Energiespeicher sind in der EEG-Umlage nicht enthalten. 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.

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.^{[167][168][169][170]} Nach einem Gutachten vom April 2012 müsste der Strompreis 2 Cent pro kWh niedriger liegen, wenn die Versorger die gesunkenen Einkaufskosten weitergegeben hätten.^[171] Da sich der Kraftwerkspark langfristig dem Ausbau der Erneuerbaren Energien anpasse und somit die Überkapazitäten zurückgingen, ist anderen Wissenschaftlern zufolge dieser Effekt strittig. Gleichzeitig ändern sich die Anforderungen an den Kraftwerkspark. Auf Grund der volatilen Einspeisung der EEs werden bei neuen Investitionen mehr Spitzen- und Mittellastkraftwerke realisiert um die Schwankungen der EEs auszugleichen. 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.^[172]

Im Jahr 2010 vermied die erneuerbare Stromerzeugung fossile Energieimporte im Wert von rd. 2,5 Mrd. Euro; hiervon sind etwa 80 % dem EEG zuzuschreiben.^[136] Demgegenüber standen im gleichen Jahr Netto-Importe im Wert von 6,1 Milliarden Euro für Solarzellen- und Module.^[173] Die Windenergiebranche wies 2011 wie auch im Vorjahr einen Exportüberschuss von ca. 66 % auf, was Nettoexporten von 4 Mrd. Euro entspricht.^[174] Allerdings ist hierbei zu berücksichtigen, dass die Lebensdauer von Photovoltaikanlagen 25 Jahre^[175] und die von Windkraftanlagen 20 bis 25 Jahre beträgt.

Das EEG soll insbesondere auch dem Klimaschutz dienen. Laut BMU seien 2006 durch den Einsatz erneuerbarer Energien in Deutschland 45 Millionen Tonnen CO₂ weniger als in den Vorjahren ausgestoßen worden. Dadurch würden auch externe Kosten – wie zum Beispiel solche, die durch globale Erwärmung verursacht werden – verringert. 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. €.^[176][177]

Das Bundesministerium für Bildung und Forschung bewertet die umweltpolitische Wirkung des EEG dagegen kritisch. Der Beitrag des EEG zur Reduktion von CO₂-Emissionen sinke bei einem funktionierenden Emissionsrechtehandel auf Null. Würden in einem Land durch Förderung von erneuerbaren Energien die CO₂-Emissionen reduziert, so steige das Angebot an freien Emissionsrechten, wodurch der Zertifikatepreis sinke. Somit würden über das EEG CO₂-Emissionen in Europa außerhalb des deutschen Kraftwerkssektors subventioniert. Europaweit ändere sich die Menge an emittiertem CO₂ dagegen nicht.^[178]

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.^[179] 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.^[180]

Die klimapolitische Wirksamkeit des EEGs wird kontrovers diskutiert. Gegner des EEGs argumentieren, dass innerhalb der EU die CO₂-Emissionen durch den EU-Emissionshandel gedeckelt seien und deswegen durch das EEG gesenkte CO₂-Emissionen nur verlagert würden. Europaweit würden dadurch keine Emissionen über die durch den Emissionshandel festgelegten Reduktionen hinaus vermieden. Nach Ansicht der Expertenkommission Forschung und Innovation^[181], des Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung^[182], des wissenschaftlichen Beirats beim Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie^[183], der Monopolkommission^[184], des Ifo Instituts für Wirtschaftsforschung^[185] oder der Deutschen Akademie der Technikwissenschaften^[186] sorge das EEG nicht für mehr Klimaschutz, sondern mache diesen nur deutlich teurer, da das EEG mit dem EU-Emissionshandel kollidiere. André Schmidt von der Universität Witten/Herdecke kommt in einem Gutachten für das Bundesministerium für Bildung und Forschung zu dem Ergebnis, dass nur der Emissionshandel die entsprechenden Anreize zur Einsparung von Kohlendioxidemissionen schaffe, nicht jedoch das EEG.^[187] Auch Vertreter des Bundesverbands Erneuerbare Energie bestätigen, dass es zwischen EEG und Emissionshandel „eine gewisse Widersprüchlichkeit“ gebe.^[188]

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“.^[189][190] Auch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit weist die Kritik am EEG unter Berufung auf die DIW-Studie zurück.^[191] 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.^[192]

Durch dezentrale Einspeisung entsteht den Netzbetreibern eine Kostenersparnis. Verbraucherorganisationen bemängeln, dass diese dem Anlagenbetreiber und nicht dem Endkunden gutgeschrieben werden.^[193] 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.

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.^[194]

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.^[195]

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.^[196][197] 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.^[198] Nach Ansicht der Erneuerbare-Energien-Branche ist das EEG ein wirksames Instrument der Mittelstandsförderung.^[199]

Dem gegenüberzustellen ist jedoch der mögliche Wegfall von Arbeitsplätzen im Bereich der konventionellen Energien aufgrund der Konkurrenz von subventioniertem Ökostrom, sowie in Teilen der übrigen Wirtschaft aufgrund der erhöhten Stromkosten.^{[200][201][202]} Allerdings können Unternehmen des verarbeitenden Gewerbes unter bestimmten Bedingungen Ausnahmen von der EEG-Umlage beantragen, weswegen für sie dann nur relativ geringe Mehrkosten entstehen. 2013 taten dies etwa 2000 Unternehmen mit zusammen 300.000 bis 400.000 Beschäftigten.^[203] (Diese Unternehmen stellen zusammen 0,1 % aller Unternehmen in Deutschland dar und beschäftigen etwa 1 % aller Beschäftigten). Größere Unternehmen, die ihren Strom direkt an der Börse kaufen, profitieren zudem von deutlich niedrigeren Strompreisen an der Börse.^[191]

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.^[4] 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.

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 aktuellen 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 %.

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 fünf Jahren erstellt. Damit reicht die derzeit (Dez. 2012) vorliegende Prognose bis 2017.^[206] 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.

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.^[206]

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.^{[207][208][209][210][211][212][213]} Auch eine Studie der Deutschen Energieagentur (dena) im Auftrag des Bundesverbands der Deutschen Industrie (BDI), die 2013 veröffentlicht wurde, empfiehlt eine Beibehaltung des EEG, schlägt jedoch eine systematische Reform vor.^[25]

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.^{[214][215][216]}

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.“^[217]

Nach ähnlichen Prinzipien verfahren derzeit (Anfang 2012) mindestens 65 Länder weltweit.^[218] So basiert beispielsweise der Erfolg der Erneuerbaren Energien in Spanien auf einem ähnlichen Mindestpreissystem wie in Deutschland.^[176] Nach dem AKW-Unfall in Fukushima 2011 haben auch Japan und China feste Einspeisetarife und Vorrangregelungen eingeführt, die sich stark am deutschen EEG orientieren.^[208] 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.^[161]

Das Prinzip der Grundvergütung führte bisher dazu, dass unabhängig vom Bedarf und dem daraus folgenden Marktpreis Strom erzeugt wird. Erst seit 2012 wurde durch die Flexibilitätsprämie der Grundvergütung eine bedarfsorientierte Komponente zugefügt.

Der wissenschaftliche Beirat beim Bundesministerium für Wirtschaft und Energie beurteilte 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.^[219] 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 vom deutschen Bundestag eingesetzte Expertenkommission Forschung und Innovation riet in ihrem Jahresgutachten 2014 das EEG komplett abzuschaffen, da das EEG weder ein kosteneffizientes Instrument für den Klimaschutz sei, noch eine messbare Innovationswirkung entfalte.^[220]

Die Initiative Neue Soziale Marktwirtschaft warnte vor einer Kostenexplosion vor allem für Privathaushalte sowie kleine und mittlere Unternehmen. Als Gegenmodell schlug sie ein Quotenmodell vor, das die Kosten der Energiewende in den kommenden acht Jahren um 52 Mrd. Euro senken solle.^[221][222] Auch der Vorsitzende des Wirtschaftssachverständigenrats, Christoph Schmidt, plädiert für ein Quotenmodell.^[223] Sein Ratskollege Peter Bofinger kommt in einer Studie 2013 jedoch zu einer anderen Bewertung.^[224]

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.^[225] 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 (beispielsweise Großbritannien, Italien). Wegen mangelnden Erfolgs haben daher mehrere Länder, wie beispielsweise Irland oder Großbritannien,^[226] inzwischen auf Mindestpreissysteme nach deutschem Vorbild umgestellt. Der Bundesverband Erneuerbare Energie bewertet Quotenmodelle als „rückwärtsgewandt“, „mittelstandsfeindlich“, „teuer“ und „unbrauchbar“.^[227][228] Auch ein Gutachten der Universität Würzburg unter der Federführung von Peter Bofinger vom September 2013^[229] kommt zu dem Schluss, dass Quotenmodelle in Deutschland für Investoren zu große Risiken bergen und plädiert für ein um einen Auktionsmechanismus erweitertes EEG.

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.^[230][231]

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.^[208]

Dänemark hat allerdings nach der Abkehr von der reinen Einspeisevergütung im Jahr 2004 sehr erfolgreich ein Prämienmodell für die Onshore-Windkraft etabliert.^[232] 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).^[233]

Eine Reihe von Landesregierungen, Unternehmen, Verbänden und Think Tanks haben Vorschläge zur Reform des EEG bzw. des kompletten Strommarktdesigns vorgestellt. So hat etwa die grün-rote baden-württembergische Landesregierung in einem Gutachten acht mögliche Fördersysteme für erneuerbare Energien untersuchen und vergleichen lassen.^[234] Auch das rot-grüne Niedersachsen hat konkrete Weiterentwicklungsmöglichkeiten des EEG vorgelegt. Der Think Tank Agora Energiewende hat einen eigenen Vorschlag in die Debatte eingebracht.^[235]Ebenfalls der Sachverständigenrat für Umweltfragen (SRU) hat in seiner Empfehlung an die neue Bundesregierung ‚Den Strommarkt der Zukunft gestalten‘ Impulse zur Weiterentwicklung des EEG gesetzt.^[236] Außerdem hat der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft sich mit seinem Vorschlag ‚Der Weg zu neuen marktlichen Strukturen für das Gelingen der Energiewende‘ für ein neues Strommarktdesign Gedanken für das verbesserte Zusammenspiel zwischen Erneuerbaren und konventionellen Kraftwerken gemacht.^[237] Der Nachhaltigkeitsrat der Bundesregierung fordert eine Umwandelung des EEG zu einem Energiefonds.^[238]

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

• 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. 4. Auflage, C.H. Beck, München 2013, ISBN 978-3-406-64642-3.
• Martin Altrock: »Subventionierende« Preisregelungen – Die Förderung erneuerbarer Energieträger durch das EEG. Band 1, Schriftenreihe zum Energie- und Infrastrukturrecht, C.H. Beck, München 2002, ISBN 978-3-406-49624-0.
• Peter Salje: Erneuerbare-Energien-Gesetz, Kommentar. 6. Auflage, Carl Heymanns Verlag, Köln und München 2011.
• Walter Frenz, Hans-Jürgen Müggenborg (Hrsg.): Kommentar zum EEG, Erich Schmidt Verlag, Berlin, 3. Aufl. 2013. ISBN 978-3-503-13853-1

• 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 Änderungen
• Volltext des aufgehobenen Erneuerbare-Energien-Gesetzes vom 21. Juli 2004 in der zuletzt geltenden Fassung mit Synopsen aller Änderungen

• Agentur für Erneuerbare Energie, mit zahlreichen Hintergrundinformationen und Analysen zum Erneuerbare-Energien-Gesetz
• Studiendatenbank zu Erneuerbaren Energien, mit Schlagwort „EEG“
• 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, beispielsweise Strompreise in Europa und Wettbewerbsfähigkeit der stromintensiven Industrie, FÖS, 2012 (PDF; 310 kB)

1. ↑ EEG-Erfahrungsbericht für den dt. Bundestag, 2011 (PDF; 279 kB). Internetseite des Bundesumweltministeriums. Abgerufen am 13. Oktober 2013.
2. ↑ ^{a b c d e f g h i j k l} Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Informationen zur Kalkulation der EEG-Umlage für das Jahr 2012 (PDF; 423 kB) Berlin 2012, abgerufen am 29. September 2012
3. ↑ ^{a b} Bundesnetzagentur: Evaluierungsbericht der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen zur Ausgleichsmechanismusverordnung Bonn, März 2012, abgerufen 29. September 2012
4. ↑ ^{a b c d e f g} EEG / KWK-G (Informationsplattform der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber): EEG-Jahresabrechnungen 2000 bis 2011
5. ↑ Auf in die letzte Schlacht, Der Freitag am 12. Oktober 2012
6. ↑ REN21: Renewables 2013 – Global Status Report (PDF; 6,6 MB), S. 76–78, Paris, Juni 2013
7. ↑ Erneuerbare Energien in Zahlen. Nationale und Internationale Entwicklung (2011). (PDF; 2,9 MB) Internetseite des BMU. Abgerufen am 9. Dezember 2012.
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9. ↑ Udo Leuschner: Das Stromeinspeisungsgesetz von 1990, abgerufen am 29. September 2012
10. ↑ ABl EU (27. Oktober 2001) L 283, 33
11. ↑ Volker Oschmann, Neues Recht für Erneuerbare Energien, NJW 2009, 263 – 268, 264
12. ↑ Meldung von Photovoltaikanlagen an die Bundesnetzagentur bei der Bundesnetzagentur
13. ↑ Artikel auf Welt Online vom 26. Juli 2011 BMU: Novellierte Fassung des EEG
14. ↑ ^{a b c} Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2012 Berlin Juni 2012, abgerufen am 29. September 2012
15. ↑ Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Die wichtigsten Änderungen der EEG-Novelle zur Photovoltaik 2012 (PDF; 14 kB) Berlin Juni 2012, abgerufen am 29. September 2012
16. ↑ Konzeptpapier zur EEG-Reform von Bundesumweltminister Peter Altmaier, 2013 (PDF; 75 kB)
17. ↑ BMU / BMWi: Gemeinsamer Vorschlag zur Dämpfung der Kosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Februar 2013 (PDF; 55 kB)
18. ↑ BEE: Erneuerbare-Energien-Branche warnt vor Abwürgen der Energiewende. Pressemitteilung, 14. Februar 2013.
19. ↑ BEE: Altmaiers Vorschläge bestrafen Energiewende-Investoren, Pressemitteilung, 28. Januar 2013
20. ↑ Vgl. Eco-World: Altmaiers Putschversuch gegen die Erneuerbaren Energien
21. ↑ Greenpeace fordert die Abzockbremse, Meldung vom 21. August 2013 und begleitendes Rechtsgutachten (PDF; 599 kB)
22. ↑ BEE: Strompreisbremse ist beschlossene Sache, Pressemitteilung, 14. Februar 2013
23. ↑ Weitere Weichen für Netzausbau gestellt, Bundesregierung, 21. März 2013
24. ↑ Energiegipfel der Planlosigkeit, BWE, 21. März 2013
25. ↑ ^{a b} Trendstudie Strom 2022. Metastudienanalyse und Handlungsempfehlungen. dena-Berichtsteil.
26. ↑ Koalitionsvertrag der CDU/CSU und SPD; Webseite der CDU, aufgerufen am 16. Januar 2014
27. ↑ ^{a b} tagesschau: "Gabriel will Ökostrom-Förderung kappen" auf tagesschau.de, vom 18. Januar 2014, gesichtet am 16. Februar 2014
28. ↑ Gabriel will Ökostrom-Förderung herunterfahren, SZ vom 18.1.2014
29. ↑ BMWi: Eckpunkte für die Reform des EEG. 21.1.2014
30. ↑ Gabriel gefährdet Erreichung der Klimaschutzziele, BEE-Pressemitteilung; BEE: Stellungnahme zum Energieteil des Koalitionsvertrages. 19. Dezember 2013
31. ↑ ^{a b c d e f g} Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, EnBW, Tennet (ÜNB)): Prognose der EEG-Umlage 2012 nach AusglMechV – Prognosekonzept und Berechnung der ÜNB (Stand 14. Oktober 2011) (PDF; 0 kB), Okt. 2011, abgerufen 29. September 2012
32. ↑ § 8 Abs. 1 Verordnung zur Weiterentwicklung des bundesweiten Ausgleichsmechanismus (AusglMechV) v. 17. Juli 2009, BGBl 2009 I 2001 AusglMechV
33. ↑ ^{a b c d} Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz, Amprion, EnBW, Tennet (ÜNB)): Prognose der EEG-Umlage 2013 nach AusglMechV – Prognosekonzept und Berechnung der ÜNB (Stand 15. Oktober 2012) (PDF; 0 kB), abgerufen 15. Oktober 2012
34. ↑ faz.net "2013 erreichte die EEG-Umlage mit 19,4 Milliarden Euro einen Rekordwert."
35. ↑ EPEX SPOT SE: Marktpreise im Intraday-Handel Paris, abgerufen am 3. Oktober 2012
36. ↑ ^{a b} Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Erneuerbare Energien in Zahlen – Nationale und internationale Entwicklung (PDF; 2,9 MB) Berlin 2012, abgerufen am 29. September 2012
37. ↑ ^{a b} Informationsplattform der Übertragungsnetzbetreiber:EEG-Umlage
38. ↑ Prognose der EEG-Umlage für 2011 deutlich zu hoch angesetzt zuletzt abgerufen am 17. März 2011
39. ↑ ^{a b} Übertragungsnetzbetreiber: Konzept zur Prognose und Berechnung der EEG-Umlage 2014 nach AusglMechV (PDF; 474 kB), abgerufen am 15. Oktober 2013.
40. ↑ solarserver.de "Mit dem von Christian Meyer Energy Consulting entwickelten Modell zum Stromhandel sei es (...) möglich, die EEG-Umlage tatsächlich um ein Drittel zu senken" und "Um die EEG-Umlage zu senken und um die Förderkosten der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und ihren Nutzen gerechter zu verteilen, schlägt das Bündnis vor, die derzeitige gesetzliche Zwangsvermarktung von EEG-Strom zu Niedrigstpreisen am Spotmarkt der Strombörse abzuschaffen. Stattdessen soll der EEG-Strom zeitgleich den Stromhändlern zugewiesen werden. Die Bewertung des Stroms soll zum höheren Terminmarkt-Preis erfolgen (neues Strommarktdesign). Damit würden die Erlöse für EEG-Strom stark steigen und die EEG-Umlage werde deutlich gesenkt. Zugleich könne auf diese Weise auch die von der EU angegriffene übermäßige Befreiung der stromintensiven Industrie und anderer Strombezieher von der EEG-Umlage entfallen. „Mit diesen zwei Maßnahmen kann die EEG-Umlage noch in diesem Jahr um rund ein Drittel sinken, also um über 2 Cent pro Kilowattstunde“, heißt es im Freiburger Appell. ", abgerufen am 18. Februar 2014.
41. ↑ faz.net Strom an der Börse billig wie seit Jahren nicht, siehe dort Grafik: "Strompreisentwicklung an der Börse EEX seit 2002", abgerufen am 18. Februar 2014.
42. ↑ Bloomberg New Energy Finance "OK, so I am no Vladimir Nabokov. But this is an example of a phenomenon I have written about before in this column – phase change, the idea that when important transitions happen in complex systems, initially little on the surface appears to alter, and then suddenly the change is obvious for the eye to see. I believe that the energy system is on the cusp of such a transformation, and that 2014 is when it is about to become obvious to a whole lot more people.
 Many of the signs have been building up in the past few years – the way the costs of solar and wind power have closed in on those for conventional power, even beginning to undercut them without subsidies in many parts of the world; the way grids have become capable of integrating much higher percentages of renewable electricity than previously possible; the way renewable energy with no marginal cost of production has disrupted the clearing prices of electricity markets; the way utilities are finally realising that this poses an existential threat to their business model; the way consumers have enthusiastically adopted new energy technologies when embodied in cool products like the Nest thermostat and the Tesla Model S; the way investors have started to become concerned about stranded fossil fuel assets. These are all tipping points – once passed, it is impossible to go back.
" 29. Januar 2014.
43. ↑ iwr.de "Alleine im ersten Halbjahr 2013 ist der mittlere Strompreis im sogenannten day-ahead-Handel der Strombörse, wo der EEG-Strom fast ausschließlich vermarktet wird, gegenüber dem Vorjahr um 0,54 Cent auf 3,75 Cent je Kilowattstunde (1. Halbjahr 2012: 4,29 Cent/kWh) gesunken (ungewichtete mittlere Monatspreise).", abgerufen am 18. Februar 2014.
44. ↑ pv-magazine.de "Erneuerbare senken Strompreise auch am Terminmarkt" und "Der Preis für Grundlaststrom am Terminmarkt liegt für das Jahr 2014 nach Aussage des Bundesverbands für Erneuerbare Energien (BEE) bei 3,661 Cent pro Kilowattstunde (Stand 31.07.2013). Das sind rund 24 Prozent weniger als im Vorjahr. Bisher konnten nur Unternehmen von den fallenden Strompreisen profitieren, die ihren Strom am kurzfristigen Spotmarkt einkaufen, erklärt BEE-Präsident Dietmar Schütz. Nun sei die preissenkende Wirkung der Erneuerbaren aber auch am Markt für langfristige Energielieferverträge, dem sogenannten Terminmarkt, angekommen.", abgerufen am 18. Februar 2014.
45. ↑ solarserver.de "Greenpeace Energy kritisiert verzerrte Preise am Strommarkt: Erneuerbare Energien werden systematisch benachteiligt", abgerufen am 19. Februar 2014.
46. ↑ pv-magazine.de "Aus Sicht des Ökostromanbieters werden die erneuerbaren Energien im Strommarkt systematisch benachteiligt.", abgerufen am 19. Februar 2014.
47. ↑ Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU):Einfluss der Umwelt- und Klimapolitik auf die Energiekosten der Industrie – mit Fokus auf die EEG-Umlage (PDF; 654 kB)
48. ↑ www.tagesschau.de: oekostrom-umlage 2013, abgerufen am 15. Oktober 2012
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50. ↑ Liquiditätsreserve: für Schwankungen in der Ökostromerzeugung
    Nachholung: Ausgleich von Prognosefehlern
51. ↑ Umweltinstitut München: Erläuterungen zur EEG-Umlage
52. ↑ Deutscher Bundestag: Bundesregierung kann noch keine Auskunft über Zahl der 2013 von der EEG-Umlage befreiten Firmen geben. Pressemitteilung, 8. Februar 2013.
53. ↑ ^{a b} Monitor-Bericht: Regierung entlastet Industrie bei den Stromkosten
54. ↑ SPIEGEL-Bericht: Firmen tricksen bei Ökostrom-Abgabe, 11. Oktober 2012
55. ↑ Handelsblatt: Die Tricks der Energiekonzerne
56. ↑ EU-Kommission: Staatliche Beihilfen: Kommission eröffnet eingehende Prüfung der Förderung stromintensiver Unternehmen durch Teilbefreiung von EEG-Umlage, 18. Dezember 2013 und SZ: EU greift deutsche Ökostrom-Rabatte an, 18. Dezember 2013
57. ↑ Evaluierungsbericht der Bundesnetzage zur Ausgleichsmechanismusverordnungntur. Internetseite der Bundesnetzagentur. Abgerufen am 15. Mai 2012.
58. ↑ Ökostrom-Umlage. Netzagentur kritisiert Entlastungen für Industrie. In: Der Spiegel, 15. Mai 2012. Abgerufen am 15. Mai 2012.
59. ↑ Video Frontal21-Sendung vom 17. September 2013 in der ZDFmediathek, abgerufen am 26. Januar 2014.
60. ↑ BMU/BMWi: Energiewende sichern – Kosten begrenzen. Gemeinsamer Vorschlag zur Dämpfung der Kosten des Ausbaus der Erneuerbaren Energien. Berlin, 13. Februar 2013 (PDF; 55 kB)
61. ↑ Steigende Kosten der Stromversorgung und steigende Preise: Wer trägt die Zusatzbelastung? Volkswirtschaft Kompakt, Nr. 11 (2013)
62. ↑ Memo: Aktuelle Stromkosten für die energieintensiven Industrien in Deutschland. Mai 2013 (PDF; 266 kB)
63. ↑ DUH-Hintergrund: Die Energiewende und die Strompreise in Deutschland. Berlin 2013 (PDF; 4,6 MB)
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66. ↑ J. Flauger, A. Höpner: Die Abrechnung. In: Handelsblatt. 8. Juli 2013, ISSN 0017-7296, S. 4. 
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68. ↑ bafa: Liste der EEG befreiten Unternehmen
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70. ↑ BAFA Statistische Auswertungen zur „Besonderen Ausgleichsregelung“ des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA)
71. ↑ geb-info.de "Der Nettostromverbrauch in Deutschland lag 2012 bei 526,6 Milliarden Kilowattstunden."
72. ↑ faz.net "2013 erreichte die EEG-Umlage mit 19,4 Milliarden Euro einen Rekordwert."
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80. ↑ Peter Salje: Erneuerbare-Energien-Gesetz. Kommentar. 5. Aufl. 2009, Köln und München, Carl Heyermanns Verlag, ISBN 978-3-452-26935-5, § 11 Rdn. 35
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83. ↑ BVerfGE 91, 186, 202: Kohlepfennig
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86. ↑ Peter Salje: Erneuerbare-Energien-Gesetz. Kommentar. 5. Aufl. 2009, Köln und München, Carl Heyermanns Verlag, ISBN 978-3-452-26935-5, Einf. Rd. 95 ff.
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