Erneuerbare-Energien-Gesetz

Kernidee und Ziele

Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) ist ein deutsches Bundesgesetz des Wirtschaftsverwaltungs- und Energierechts. Es regelt die bevorzugte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen in das Stromnetz und die finanzielle Förderung der Erzeuger. Die ursprüngliche Fassung wurde am 29. März 2000 beschlossen und trat am 1. April 2000 in Kraft. Die aktuelle Bezeichnung lautet Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien, Kurztitel Erneuerbare-Energien-Gesetz; die im Artikel behandelte Fassung ist das EEG 2023. Die letzte genannte Änderung erfolgte durch Art. 23 des Gesetzes vom 18. Dezember 2025 und trat am 23. Dezember 2025 in Kraft.

Nach der Legaldefinition in § 1 Abs. 1 EEG soll das Gesetz im Interesse des Klima- und Umweltschutzes:

• eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung ermöglichen,
• die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung durch die Internalisierung externer Kosten verringern,
• fossile Energieressourcen schonen und
• die Weiterentwicklung von Technologien zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen fördern.

Nach dem EEG 2023 soll der Anteil erneuerbar erzeugten Stroms bis 2030 auf 80 % steigen. Nach § 1 Abs. 3 EEG 2021 soll der gesamte in Deutschland verbrauchte Strom noch vor 2050 treibhausgasneutral erzeugt werden.

Die ursprünglichen Grundzüge waren die vorrangige Anschluss- und Abnahmepflicht der Netzbetreiber, garantierte Vergütungssätze für eingespeisten Strom und ein Zubau ohne Einführungslimit. Heute können feste Vergütungen, Direktvermarktung und Marktprämien sowie Ausschreibungen zusammentreffen. Die Marktprämie gleicht grundsätzlich die positive Differenz zwischen dem garantierten Vergütungssatz und dem Marktwert des Stroms aus.

Gefördert werden Wasserkraft einschließlich Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, Windenergie, solare Strahlungsenergie wie Photovoltaik, Geothermie sowie Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponie- und Klärgas und des biologisch abbaubaren Anteils bestimmter Abfälle. Zusätzlich wird Grubengas gefördert, obwohl es fossil ist; seine Verbrennung soll verhindern, dass unverbrannt entweichendes Grubengas mit höherem Treibhauspotenzial in die Atmosphäre gelangt.

Netz, Vergütung und Finanzierung

Der nächstgelegene Netzbetreiber muss eine EEG-Anlage anschließen und den erzeugten Strom vorrangig aufnehmen (§ 8 Abs. 1 EEG), unabhängig vom eigenen Bedarf. Vorrang besteht gegenüber Strom aus fossilen Brennstoffen und Kernkraft; Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung wird gleichrangig eingespeist. Die Netzbetreiber müssen ihre Netze ausbauen, soweit dies nicht wirtschaftlich unzumutbar ist. Eine Pflichtverletzung kann Schadensersatz auslösen. Anlagenbetreiber, die eine Einspeisevergütung beantragen, müssen ihren Strom grundsätzlich anbieten, außer sie verbrauchen ihn selbst, nutzen ihn über unmittelbar angeschlossene Dritte oder vermarkten ihn fristgerecht selbst.

Für eingespeisten Strom zahlt der Netzbetreiber grundsätzlich während des Inbetriebnahmejahres und 20 weiterer Kalenderjahre die gesetzlich festgelegten Vergütungssätze. Für große Wasserkraftanlagen ab 5 MW galt beziehungsweise gilt eine verkürzte Laufzeit von 15 Jahren. Die Vergütung unterscheidet sich nach Energieart und Anlagengröße. Kleinere Anlagen erhalten häufig höhere Sätze, weil ihre Investitionskosten je Kilowatt höher sind. Die Degression bezeichnet das Absinken der Vergütung für später in Betrieb genommene Anlagen.

Seit der Ausgleichsmechanismusverordnung (AusglMechV) von 2009 wird EEG-Strom grundsätzlich von den vier Übertragungsnetzbetreibern übernommen, an der Strombörse im Spotmarkt vermarktet und nach den gesetzlichen Regeln vergütet. Das EEG 2012 erweiterte die Direktvermarktung durch das Marktprämienmodell. Die Übertragungsnetzbetreiber veröffentlichen Einnahmen, Ausgaben und Prognosen.

Bis zum 1. Juli 2022 wurden die Differenzkosten als EEG-Umlage über Stromversorger an die Endverbraucher weitergegeben. Seit dem 1. Juli 2022 werden sie aus dem Bundeshaushalt und damit durch den Steuerzahler finanziert. 2023 betrugen die Ausgaben für EEG-Anlagen 18,73 Mrd. Euro; knapp 16,8 Mrd. Euro entfielen auf Zahlungen an geförderte Anlagen, während rund 4,57 Mrd. Euro Vermarktungserlöse erzielt wurden. Der geplante EEG-Finanzierungsbedarf betrug 2024 10,616 Mrd. Euro, die Planung für 2025 17,030 Mrd. Euro ohne Berücksichtigung des Kontostandes. Für 2026 wurden 16,152 Mrd. Euro festgesetzt; der prognostizierte EEG-Kontostand zum 31. Dezember 2025 beträgt 1,586 Mrd. Euro.

Entwicklung des Fördermodells

Das EEG löste das seit 1991 geltende Stromeinspeisungsgesetz ab, das als weltweit erstes Ökostrom-Einspeisegesetz gilt. Es verpflichtete Netzbetreiber zur Abnahme und sicherte Mindestvergütungen als Anteil am zwei Jahre zuvor erzielten Durchschnittserlös. 1991 betrug die Vergütung für Wasser-, Klär-, Deponie- und Biogas 75 %, ab 1994 80 %, für Sonnen- und Windenergie 90 % dieses Referenzwerts. Im Jahr 2000 lagen die umgerechneten Sätze für Wind und Photovoltaik bei 8,23 ct/kWh.

Das EEG 2000 führte das Vorrangprinzip und einen bundesweiten Wälzungsmechanismus ein, erhöhte die Leistungsgrenze für Wasser-, Deponie- und Klärgas von 5 MW auf 20 MW und bezog Geothermie ein. Photovoltaik wurde stark gefördert. Zugleich galt für Solarvergütungen eine jährliche Degression von 5 % und zunächst eine Grenze von 350 MW_p; nachdem diese 2003 überschritten wurde, wurde eine Novelle beschlossen.

Die Fassung von 2004 passte Fördersätze an, stärkte die Rechtsstellung der Anlagenbetreiber gegenüber Netzbetreibern und setzte die EU-Richtlinie 2001/77/EG um. Das EEG 2009 erhöhte die Zahl der Paragrafen von 22 auf 66, erweiterte Meldepflichten und definierte den Anlagenbegriff neu. Anlagen, die innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Monaten in räumlicher Nähe auf demselben oder einem benachbarten Grundstück errichtet wurden, konnten vergütungsrechtlich als eine Anlage gelten. Für Netzengpässe wurde das Einspeisemanagement eingeführt: Netzbetreiber dürfen Anlagen unter bestimmten Voraussetzungen fernsteuern und herunterregeln; der Betreiber erhält dafür eine Entschädigung.

Das EEG 2012 führte die Marktprämie, eine Managementprämie und die Flexibilitätsprämie für Biogasanlagen mit Gasspeichern ein. Das Grünstromprivileg wurde auf 2 ct/kWh begrenzt und an einen Mindestanteil fluktuierender erneuerbarer Energien von 20 % geknüpft. Für Biomasse galt ein vereinfachtes System mit vier leistungsbezogenen Kategorien und Grundvergütungen von 6 bis 14,3 ct/kWh. Die Photovoltaik-Novelle von 2012 senkte die Vergütung rückwirkend zum 1. April 2012 um etwa 30 %, führte Leistungsklassen bis 10.000 kW und ein Ausbauziel von 52 GW mit einem jährlichen Korridor von 2,5 bis 3,5 GW ein.

Das EEG 2014 strebte 40 bis 45 % erneuerbare Energien an der Stromerzeugung für 2025 und 55 bis 60 % für 2035 an. Es begrenzte den Biomassezubau überwiegend auf Abfälle und Reststoffe, setzte Ausbaupfade für Wind und Offshore-Windkraft fest, behielt den Einspeisevorrang bei und bereitete verpflichtende Direktvermarktung und Ausschreibungen vor. Das Grünstromprivileg wurde abgeschafft. Das EEG 2016/2017 vollzog den Systemwechsel zu technologiespezifischen Ausschreibungen mit jährlich festgelegten Mengen. Die günstigsten Gebote erhalten den Zuschlag; erfolgreiche Bieter bekommen grundsätzlich 20 Jahre eine Marktprämie.

Das EEG 2021 erweiterte unter anderem die Grenzen für umlagefreien Eigenverbrauch von Solarstrom auf Anlagen bis 30 kW und 30 MWh jährlich; zuvor lagen sie bei 10 kW und 10 MWh. Für Photovoltaikanlagen ab 7 kW wurde ein Smartmeter verpflichtend. Das EEG 2023 erhöhte Ausbaupfade und Ausschreibungsmengen. Errichtung und Betrieb erneuerbarer Anlagen gelten nach § 2 als im überragenden öffentlichen Interesse liegend und der öffentlichen Sicherheit dienend. Für Photovoltaik wurden erhöhte Sätze für Volleinspeisung, neue Regeln für Eigenverbrauch und Teileinspeisung sowie ab 2024 halbjährliche Degressionen um 1 % festgelegt.

Technologien und typische Berechnung

Die historischen Vergütungssätze zeigen die unterschiedliche Förderlogik. Im EEG 2000 lagen sie für Windenergie zwischen 6,19 und 9,10 ct/kWh, für Wasserkraft bei mindestens 7,67 ct/kWh, für Biomasse zwischen 8,70 und 10,23 ct/kWh und für Geothermie zwischen 7,16 und 8,95 ct/kWh. Photovoltaik erhielt für 2001 in Betrieb genommene Anlagen mindestens 50,6 ct/kWh und für 2002 mindestens 48,1 ct/kWh. Diese Angaben sind im Artikel ausdrücklich als historisch beziehungsweise teilweise veraltet gekennzeichnet.

Bei Windkraft an Land hängt die Dauer der höheren Anfangsvergütung vom Ertrag des Standorts ab. Nach einer zunächst fünfjährigen Anfangsvergütung wird der Ertrag mit einer theoretischen Referenzanlage verglichen. Ertragreiche Standorte erhalten die Anfangsvergütung kürzer, ertragsschwache Standorte länger. Im EEG 2014 verlängert sich die Frist um einen Monat je 0,36 % Referenzertrag, um den der Ertrag 130 % unterschreitet, und zusätzlich um einen Monat je 0,48 %, um den er 100 % unterschreitet. Ein Standort mit 90 % des Referenzertrags konnte dadurch eine Verlängerung um fast 11 Jahre auf insgesamt 16 Jahre erhalten. Danach galt die Grundvergütung.

Offshore-Windanlagen sind nach § 3 Nr. 9 EEG 2012 Anlagen in mindestens drei Seemeilen Entfernung von der Küstenlinie. Das EEG 2012 ermöglichte eine Anfangsvergütung von 19,4 ct/kWh für acht Jahre oder 15,4 ct/kWh für zwölf Jahre; danach wurden 3,9 ct/kWh gezahlt. Der erste deutsche Offshore-Windpark alpha ventus wurde am 27. März 2010 mit 60 MW 45 Kilometer vor Borkum eröffnet. Für die Jahre 2017 bis 2019 sah das EEG 2017 jährlich 2,8 GW Ausschreibungsvolumen für Windenergie vor, ab 2020 2,9 GW.

Bei Biomasse konnten Boni von bis zu 18 ct/kWh hinzukommen, etwa für innovative Technologien, nachwachsende Rohstoffe oder Gülle, Kraft-Wärme-Kopplung und die Einhaltung von Formaldehyd-Grenzwerten. Nicht nachhaltige Rohstoffe, etwa aus Regenwald oder Feuchtgebieten, schließen die Vergütung aus. Geothermie wurde besonders hoch vergütet; im EEG 2012 betrug die Grundvergütung 25 ct/kWh für alle genannten Leistungsanteile. Grubengas ist zwar fossil, wird aber wegen seines hohen Treibhauspotenzials gefördert.

Die Vergütung nach Leistungsgruppen wird anteilig berechnet. Beispiel aus dem Artikel: Eine Wasserkraftanlage mit 2 MW erzeugt bei 4800 Volllaststunden 9.600.000 kWh. Die Bemessungsleistung beträgt 1.096 kW, definiert als Jahreserzeugung geteilt durch die vollen Zeitstunden des Kalenderjahres; rechnerisch: 4800 × 2 MW / 8760 h. 500 kW beziehungsweise 45,6 % entfallen auf die Vergütungsgruppe bis 500 kW, die restlichen 54,4 % auf die Gruppe bis 2 MW. Die Durchschnittsvergütung lautet: 0,456 × 12,7 ct/kWh + 0,544 × 8,3 ct/kWh = 10,31 ct/kWh.

Kosten, Wirkungen und Kontroversen

Die EEG-Umlage war kein vollständiger Maßstab für die Kosten erneuerbarer Energien. Sie hing auch vom Börsenstrompreis, von Industrieprivilegien, Liquiditätsreserven, Marktprämien und weiteren Berechnungsregeln ab. 2013 betrug die Umlage 5,277 ct/kWh. Davon entfielen 2,2 ct/kWh beziehungsweise 41,8 % auf Photovoltaik, 1,1 ct/kWh beziehungsweise 20,6 % auf Biomasse, 0,7 ct/kWh beziehungsweise 13,3 % auf Windkraft an Land und 0,67 ct/kWh beziehungsweise 12,7 % auf die Verrechnung eines negativen Kontostands. Für 2016 werden 6,354 ct/kWh genannt; 2015 waren es 6,17 ct/kWh, 2014 6,24 ct/kWh, 2013 5,28 ct/kWh und 2012 3,59 ct/kWh.

Die Strommenge aus EEG-geförderten erneuerbaren Quellen stieg von rund 10.000 GWh im Jahr 2000 auf 136.000 GWh im Jahr 2014 und 219.748 GWh im Jahr 2022. Für 2021 entfielen 43,5 % auf Wind onshore, 21,8 % auf Solar, 19,7 % auf Biomasse und 11,8 % auf Wind offshore. Die Vergütungszahlungen stiegen von 883 Mio. Euro im Jahr 2000 auf 29,646 Mrd. Euro im Jahr 2020 und lagen 2021 bei 19,431 Mrd. Euro. Die durchschnittliche Vergütung stieg von 8,5 ct/kWh im Jahr 2000 auf 17,9 ct/kWh 2011 und lag 2021 bei 9,6 ct/kWh.

An der Strombörse haben erneuerbare Energien wegen fehlender Brennstoffkosten tendenziell Grenzkosten nahe null. In der Merit-Order werden Kraftwerke nach ihren Grenzkosten eingesetzt; das noch benötigte Kraftwerk mit den höchsten Grenzkosten bestimmt den Preis. Ein größeres Angebot erneuerbaren Stroms kann deshalb den Börsenpreis senken, bei Überangebot sind negative Preise möglich. Der Börsenpreis erreichte 2008 8,279 ct/kWh; 2024 lagen monatliche Durchschnitts-Spotpreise zwischen 6,1 und 10,1 ct/kWh.

Weitere Wirkungen werden unterschiedlich bewertet. 2010 vermied erneuerbare Stromerzeugung fossile Energieimporte im Wert von rund 2,5 Mrd. Euro, während Solarzellen- und Modulimporte 6,1 Mrd. Euro betrugen. Kommunen erzielen durch Bürgersolaranlagen teilweise Mieteinnahmen; von 2009 bis 2012 investierten Landwirte laut Schätzungen rund 16 Mrd. Euro in erneuerbare Energien. Das DIW sieht trotz Verdrängung konventioneller Energien positive Wachstums- und Beschäftigungseffekte. Für 2009 werden 340.000 Bruttoarbeitsplätze genannt.

Kritisiert werden unter anderem zusätzliche Netzausbaukosten von geschätzt 3,4 bis 4,5 Mrd. Euro jährlich, Entschädigungen für abgeregelten Strom sowie Belastungen durch Industrieausnahmen und Eigenverbrauchsprivilegien. 2015 wurden 4722 GWh erneuerbarer Strom abgeregelt und dafür vorläufig 394 Mio. Euro Entschädigung gezahlt; 2021 waren es 5818 GWh und 807 Mio. Euro.

Umstritten ist außerdem die Klimawirkung im Zusammenspiel mit dem EU-Emissionshandel. Kritiker argumentieren, der Emissionshandel verlagere eingesparte Emissionen innerhalb eines festen Deckels, während das DIW eine Wirkung bei guter Abstimmung beider Instrumente sieht. Befürworter loben das EEG als sehr wirksames Instrument; seine Prinzipien wurden bis Anfang 2012 von mindestens 65 Ländern übernommen. Als Alternativen wurden Quotenmodelle mit handelbaren Zertifikaten und Ausschreibungsmodelle diskutiert. Befürworter erwarten höhere Kosteneffizienz, Kritiker warnen vor höheren Transaktions-, Finanzierungs- und Investitionsrisiken sowie Nachteilen für Bürgerenergie und kleinere Marktakteure. Die Umstellung auf Ausschreibungen und die Sonderregelungen für stromintensive Unternehmen bleiben daher zentrale Streitpunkte.