Die im Energiekonzept vom 28. September 2010 verankerten Ausbauziele im Stromsektor werden im EEG verankert. Demnach soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch spätestens 2020 mindestens 35 % betragen. 2030 sollen es 50 %, 2040 65 % und 2050 80 % sein.

• Mit einer optionalen Marktprämie erhalten die EEG-Anlagenbetreiber einen Anreiz, ihre Anlagen marktorientiert zu betreiben. Einbezogen werden alle EEG-Anlagen. Ab 2014 ist die Marktprämie für neue Biogasanlagen ab 750 kW verbindlich. Die Marktprämie i.e.S. ergibt sich als Differenz zwischen der anlagenspezifischen EEG-Vergütung und dem monatlich ex-post ermittelten durchschnittlichen Börsenpreis. Dieser wird bei Wind- und PV-Strom korrigiert um einen technologie-spezifischen Wertigkeitsfaktor, der den jeweiligen Marktwert an der Börse widerspiegelt. Darüber hinaus werden mit einer Managementprämie u.a. die Kosten für den Ausgleich von Prognosefehlern ausgeglichen.
• Eine "Flexibilitätprämie" fördert gezielt Investitionen in die Fähigkeit zur marktorientierten Stromerzeugung von Biogasanlagen. Diese Prämie, die sowohl für Neu- als auch für Bestandsanlagen eingeführt wird, ermöglicht Investitionen in größere Gasspeicher und Generatoren, so dass eine Verschiebung der Stromerzeugung um et-wa 12 Stunden ermöglicht wird.
• Mit der Befreiung der Speicher von Netzentgelten und einem ressortübergreifenden Speicherforschungsprogramm inkl. Demonstrationsanlagen wird die Speicherentwicklung unterstützt. In diesem Kontext werden auch der künftige Bedarf an Speichern, geeignete Rahmenbedingungen sowie Umsetzungsprobleme konventioneller und neuer Speichertechnologien (z.B. Pumpspeicherwerke) untersucht.
• Das "Grünstromprivileg" bleibt - mit der bereits beschlossenen Begrenzung auf 2 ct/kWh - erhalten. Zusätzlich wird ein Mindestanteil fluktuierender erneuerbarer Energien von 20 % eingeführt.
• Die Teilnahme an den Regelenergiemärkten ist für EEG-Anlagen nur im Rahmen der Direktvermarktung (z.B. Marktprämie, Grünstromprivileg) möglich.
• Es wird ein Anreiz eingeführt, bei der Standortwahl neuer Anlagen auch die Netzsituation zu berücksichtigen. Demnach werden die Entschädigungszahlungen im Falle der Abregelung auf 95 % begrenzt. Zugleich bleibt durch Begrenzung der Regelung auf maximal 1 % der jährlichen Erlöse die Investitionssicherheit gewährleistet.

• Die Integration von PV-Anlagen ins Netz wird vorangetrieben:

  • Mit Blick auf die 50,2 Hz-Problematik (Gefahr eines großräumigen blackouts durch Selbstabschaltung von PV-Anlagen, falls die Netzfrequenz auf 50,2 Hz steigt) wurde im EnWG eine VO-Ermächtigung geschaffen, um Bestandsanlagen nachzurüsten.
  • PV-Anlagen werden ins Einspeisemanagement einbezogen, können also künftig - wie alle anderen EEG-Anlagen – bei Netzüberlastung gegen Entschädigung abgeregelt werden. Bei Anlagen mit einer Leistung bis 100 kW wird ein vereinfachtes Einspeisemanagement eingeführt. Hier ist eine technische Einrichtung zur Abregelung vorzusehen, es besteht aber keine Pflicht, Daten zu übertragen. Für Bestandsanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 30 kW, die ab dem 1. Januar 2009 in Betrieb genommen wurden, muss eine technische Einrichtung zur Abregelung innerhalb von zwei Jahren nachgerüstet werden.
  • Bei kleinen PV-Anlagen kann alternativ die Einspeiseleistung am Netzanschlusspunkt auf 70 % begrenzt werden, um die sehr seltenen Leistungsspitzen zu "kappen". Dies reduziert die eingespeiste Strommenge i.d.R. nur um rund 2 %, entlastet aber das Netz ganz erheblich und reduziert den Netzausbaubedarf.

Wind an Land

• Im Grundsatz Fortführung der Vergütungsstruktur gemäß EEG 2009.
• Erhöhung der Degression von 1 auf 1,5 % (Druck auf Kostensenkungen).
• Der Systemdienstleistungs-Bonus für Neuanlagen (bisher befristet bis 31.12.2013) wurde bis zum 31.12.2014, für Bestandsanlagen sogar bis zum 31.12.2015 verlängert.
• Der Repowering-Bonus führt durch seine neue Ausgestaltung zu einer deutlichen wirtschaftlichen Verbesserung von Repowering-Projekten. Gleichzeitig wurde er auf alte, netztechnisch problematische Anlagen begrenzt, die vor 2002 in Betrieb genommen wurden (ansonsten Mitnahmeeffekte).

Wind auf See

• 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, da der Offshore-Ausbau sich verzögert hat. Im Gegenzug danach Erhöhung der Degression von 5 auf 7 %.
• – Einführung eines optionalen, kostenneutralen Stauchungsmodells: Anfangsvergütung steigt auf 19 ct/kWh, wird aber nur für 8 statt 12 Jahre gewährt. Im Anschluss daran gilt für die von der Wassertiefe und Küstenentfernung abhängige Verlängerungsphase die normale Anfangsvergütung (15 ct/kWh) und anschließend die Grundvergütung (wie bisher) 3,5 ct/kWh. Es ist davon auszugehen, dass die Grundvergütung nicht in Anspruch genommen und der Strom stattdessen direkt vermarktet wird.
• 5 Mrd.-Programm der KfW, um für rund 10 Windparks die Finanzierung zu sichern, , wodurch insbesondere Banken Erfahrungen sammeln sollen, damit spätere Offshore-Projekte schneller und einfacher zu finanzieren sind.
• Streichung der Befristung der Netzanbindungspflicht der Übertragungsnetzbetreiber im EnWG bzw. NABEG.
• Erarbeitung eines Masterplans Offshore-Netzanbindung, vorzugsweise durch das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie.

Biomasse

• Stark vereinfachtes Vergütungssystem mit 4 leistungs-bezogenen Anlagenkategorien (Grundvergütung zwischen 6 und 14,3 ct/ kWh) und 2 Einsatzstoff¬vergütungsklassen (Einsatzstoffvergütungsklasse I mit – je nach Anlagengröße - 4 bis 6 ct/kWh bzw. bei Waldrestholz 2,5 ct/kWh und Einsatzstoffvergütungsklasse II mit 6 bis 8 ct/kWh).
• Gesonderte Vergütung für Bioabfallvergärungsanlagen zur Mobilisierung von Abfall- und Reststoffen für Neu- und Bestandsanlagen
• Nach Größe gestaffelte Zusatzvergütung (1 bis 3 ct/kWh) für die Biomethaneinspeisung
• Einführung einer Sonderkategorie für kleine Hofanlagen mit mindestens 80 % Gülleeinsatz (massebezogen) und 25 ct/kWh Vergütung; dies dient neben der Energieerzeugung insbesondere dem Klimaschutz (Methanemissionen der Gülle werden vermieden) und dem Umweltschutz (Grundwasser).
• Im Schnitt Absenkung des Vergütungsniveaus um 10 – 15 %, insbesondere bei Kleinanlagen; so sinkt die Vergütung für eine typische 150 kW-Anlage von bisher rund 26 ct/kWh auf künftig 20 – 22 ct/kWh.
• Erhöhung der Degression von 1 auf 2 % auf die einsatzstoffunabhängige Vergütung, d.h. die Einsatzstoffvergütung unterliegt künftig nicht mehr der Degression, da Rohstoffpreise auf dem Weltmarkt bestimmt werden und somit kein Kostensenkungspotenzial haben.
• Für Strom aus Biogas Begrenzung des Einsatzes von Mais und Getreidekorn auf 60 % (massebezogen);
• Streichung der Vergütung für die Altholzverbrennung bei Neuanlagen zur Vermeidung von Nutzungskonkurrenzen.
• Einführung einer anteiligen Einsatzstoffvergütung (d.h. alle Einsatzstoffklassen können gemischt werden). Dies vereinfacht den Einsatz von ökologisch vorteilhaften Einsatzstoffen, z.B. Landschaftspflegematerial.
• Einführung von Mindestanforderungen: Jede Biogasanlage muss entweder 60 % Wärmenutzung oder 60 % Gülleeinsatz nachweisen oder in die Direktvermarktung (z.B. Marktprämie) gehen. Es genügt also künftig nicht mehr, einfach nur Strom zu produzieren, vielmehr ist ein Zusatznutzen erforderlich.
• Für Neuanlagen Streichung der Förderung von Strom aus flüssiger Biomasse.
• Einführung einer Flexibiliitäts-Prämie, um Strom aus Biogas-Anlagen marktorientiert erzeugen zu können (s.o.).
• Einführung einer Flexibilitätsprämie, um Strom aus neuen und bestehenden Biogas-Anlagen marktorientiert erzeugen zu können (s.o.).

Photovoltaik (PV)

• Beibehaltung der bestehenden Degressionsregelung ("atmender Deckel") und halbjährliche Anpassung wie im Jahr 2011.
• Die Eigenverbrauchsregelung bleibt unverändert bestehen und wird bis Ende 2013 verlängert.
• Es werden gezielte Maßnahmen zur Netzintegration der Photovoltaik ergriffen (s.o.).
• Keine Vergütung erhalten zukünftig PV-Freiflächenanlagen auf Konversionsflächen, die in Nationalparken und Naturschutzgebieten liegen

Geothermie

• Integration von KWK- und Frühstarter-Bonus in die Grundvergütung, so dass diese von 16 auf 23 ct/kWh steigt; zusätzlich Erhöhung um weitere 2 ct/kWh auf 25 ct/kWh, da es bisher kaum Projekte gibt.
• Technologie-Bonus für petro-thermale Projekte steigt von 4 auf 5 ct/kWh.
• Degression erst ab 2018, im Gegenzug Erhöhung von 1 % auf 5 %.

Wasserkraft

• Vereinheitlichung der Vergütungsstruktur (bisher 3 Kategorien);
• Vereinheitlichung der Degression auf 1 %;;
• Vereinheitlichung des Vergütungszeitraums auf 20 Jahre;
• Aufnahme von bestehenden Speichern bzw. Speicherkraftwerken mit ausschließlich natürlichem Zufluss.

Deponie-, Klär- und Grubengas

Streichung des Technologie-Bonus für innovative Anlagentechnik.

• Die untere Schwelle wird von 10 auf 1 GWh abgesenkt und ein "gleitender Einstieg" eingeführt. Zugleich wird das Kriterium für die Begünstigung (Anteil der Stromkosten an der Bruttowertschöpfung) von 15 auf 14 % gesenkt und damit der Kreis der Begünstigten erweitert. Die von den Begünstigten zu zahlende Umlage wird zudem gesenkt.
• Den zunehmenden Umgehungsversuchen (z.B. durch Contracting) wird ein Riegel vorgeschoben.
• Strom, der über das öffentliche Netz bezogen wird, wird künftig im Grundsatz nicht mehr als Eigenverbrauch eingestuft. Eine Ausnahme gilt für Eigenerzeuger, die ein Kraftwerk selbst betreiben und den Strom im räumlichen Zusammenhang mit der Stromerzeugungsanlage selbst verbrauchen. Eine Übergangsbestimmung stellt sicher, dass die bisher von der EEG-Umlage befreiten Eigenversorgungskonzepte auch künftig befreit sind.
• Fortführung der Clearingstelle und Klarstellung der Rechtswirkung ihrer Entscheidungen; Sicherstellung ihrer langfristigen Finanzierung

Fortführung der Clearingstelle und Klarstellung der Rechtswirkung ihrer Entscheidungen; Sicherstellung ihrer langfristigen Finanzierung