Lei de Energia Renovável

Dados básicos
Título:	Lei para a expansão das energias renováveis
Título curto:	Lei de Energia Renovável
Título anterior:	Lei para a prioridade das energias renováveis
Abreviação:	EEG 2021
Modelo:	Lei federal , lei de objeção
Alcance:	República Federal da Alemanha
Assunto legal:	Direito administrativo comercial , lei de energia
Referências :	754-27
Versão original de:	29 de março de 2000 ( Diário da Lei Federal I, p. 305 )
Efetivo em:	1 de abril de 2000
Última revisão de:	Art. 1 G de 21 de julho de 2014 ( Diário da Lei Federal I p. 1066 )
Entrada em vigor da nova versão em:	1 de agosto de 2014 (Art. 23 G de 21 de julho de 2014)
Última alteração por:	G de 21 de dezembro de 2020 ( Diário da Lei Federal I p. 3138 )
Data de vigência da última mudança:	1 ° de outubro de 2021
GESTA :	E035
Link da web:	Texto do EEG
Observe a nota sobre a versão legal aplicável .

A Lei Alemã de Fontes de Energia Renovável (EEG 2021) regula a alimentação preferencial de eletricidade de fontes renováveis na rede elétrica e garante a seus produtores tarifas de alimentação fixas . Desde 2000, expandiu gradualmente a anterior Lei de Alimentação de Eletricidade . Enquanto o EEG foi classificado como um sucesso pelo governo federal no que diz respeito à expansão das energias renováveis, sua eficiência econômica e ecológica, bem como aspectos como isenções para a indústria são discutidos de forma controversa.

Objetivos, princípio e estrutura

De acordo com a definição legal ( Seção 1, parágrafo 1 EEG), deve atender aos interesses da proteção do clima e do meio ambiente

• um desenvolvimento sustentável permite o fornecimento de energia,
• reduzir os custos econômicos do fornecimento de energia, incluindo efeitos externos de longo prazo ( internalização de custos externos ),
• conservar recursos de energia fóssil e
• Promover o desenvolvimento de tecnologias para geração de eletricidade a partir de fontes renováveis .

De acordo com a EEG 2021, a parcela da eletricidade gerada a partir de energias renováveis ​​deve aumentar para 65% até 2030 (Seção 1 (2) EEG 2021). Antes do ano 2050, toda a eletricidade consumida na República Federal da Alemanha deve ser gerada de forma neutra em termos de gases com efeito de estufa (secção 1 (3) EEG 2021). Durante a primeira vez, um corredor fixo para o desenvolvimento de energias renováveis ​​com fronteiras fixas EEG 2017 foram estabelecidas e estabelecidas, existiam em todas as versões anteriores as metas mínimas de EEG, portanto não há limite superior ( § 1 parágrafo 2 EEG) . Depois que o EEG foi introduzido em 2000, a lei foi revisada em 2004 e 2009. Emendas abrangentes foram aprovadas em 2011, a maioria das quais entrou em vigor em 2012. Outras alterações ocorreram em 2014, 2017 e 2020, de modo que a versão atual da lei é brevemente referida como "EEG 2021".

Dois princípios básicos estão ancorados na lei para atingir os objetivos:

• a ligação e obrigação de compra do operador de rede para o consumo de eletricidade proveniente de energias renováveis
• Taxas de pagamento da eletricidade fornecida à rede na forma de prêmios de mercado deslizantes, cujo valor depende do preço atual da eletricidade na bolsa

O operador da rede elétrica mais próximo de um sistema EEG é obrigado a ligá-lo e a dar prioridade à introdução da eletricidade gerada ( Artigo 8 (1) EEG). O pagamento do prêmio do mercado fixo flutuante está fundamentalmente ancorado no mesmo parágrafo como uma obrigação legal e não deve ser feito dependente da celebração de um contrato separado entre o operador do sistema e o operador da rede ( proibição de acoplamento de acordo com a Seção 4 (1 ) EEG). As disposições do EEG não podem ser alteradas, a menos que expressamente previsto lá (também Seção 4 EEG).

As taxas de remuneração são diferenciadas com prazos de 20 anos de acordo com as tecnologias e localizações e visam permitir a operação econômica dos sistemas (princípio § 21 , taxas de remuneração das respectivas tecnologias §§ 26 a 31 EEG 2014). A taxa fixa cai anualmente (mensal no caso da energia fotovoltaica, trimestral no caso da energia eólica onshore) em uma determinada porcentagem, de forma que a redução de custo esperada já é levada em conta na lei por meio desta degressão constante e uma pressão de custo é surgiu como um incentivo para a melhoria de sistemas construídos posteriormente: Os sistemas devem ser fabricados de forma mais eficiente e econômica para poder sobreviver no mercado a longo prazo sem qualquer ajuda (valor e desenvolvimento ver taxas de remuneração ).

De acordo com a EEG, é promovida a geração de eletricidade a partir das seguintes energias renováveis ​​( § 3 nº 3 EEG):

• Energia hidrelétrica, incluindo ondas , marés , gradiente de sal e energia de fluxo
• Energia eólica
• energia de radiação solar ( por exemplo, fotovoltaica )
• Energia geotérmica
• Energia de biomassa, incluindo biogás , biometano, gás de aterro e gás de esgoto , bem como da fração biodegradável de resíduos domésticos e industriais

Além disso , é promovida a geração de eletricidade a partir do gás de mina , que é uma fonte de energia fóssil.

Os regulamentos do EEG resultam na necessidade de compensação em dois níveis:

• Compensação da geração de eletricidade regional e sazonalmente diferente
• Compensar pelo custo

A geração de eletricidade a partir de energias renováveis ​​é regional e sazonalmente diferente, de modo que uma regulamentação de compensação em todo o país é necessária entre os operadores de rede (Seções 34 a 36 EEG). Este assim chamado "Rolling nacional" foi operado até 2010 como uma transmissão física da eletricidade EEG através do operador de rede de distribuição ao montante operador de rede de transmissão e de lá para os consumidores finais, resultando em um sistema de rolamento de cinco estágios.

Com a Portaria do Mecanismo de Compensação (AusglMechV) de maio de 2009, o procedimento foi alterado fundamentalmente: a eletricidade EEG é repassada aos operadores das redes de transporte, remunerada por estes segundo especificações e comercializada na bolsa de eletricidade no mercado spot . As opções de marketing direto de eletricidade EEG foram ampliadas na EEG 2012 com o modelo premium de mercado .

O requisito de compensação adicional surge para os custos que surgem como a diferença entre a receita da eletricidade EEG e as tarifas fixas ( Seção 21 EEG). Esse valor é conhecido como sobretaxa de EEG e é pago pelos consumidores finais. Desde 2010, após a introdução da Portaria do Mecanismo de Equalização (AusglMechV), os quatro operadores do sistema de transmissão de âmbito nacional são responsáveis pela determinação da sobretaxa de EEG . O valor dos valores individuais é apurado anualmente em 15 de outubro em projeção para o ano seguinte e equilibrado durante a operação comercial em andamento por meio de conciliação de contas no final de setembro.

O EEG prevê isenções da sobretaxa EEG para empresas do setor de manufatura com alto consumo de energia elétrica e ferroviários, a fim de reduzir os custos de eletricidade dessas empresas e, assim, manter a sua internacional e intermodal competitividade ", desde que tal não comprometa a objetivos da lei e a limitação é compatível com os interesses de todos os consumidores de eletricidade ”( Seção 40 EEG com regulamentos individuais Seções 41 a 44). Com o EEG 2012, o limite para isenções de consumo anual de eletricidade de 1 GWh / a (anteriormente 10 GWh / a) foi reduzido significativamente (para detalhes consulte regulamentos especiais para empresas intensivas em eletricidade ).

O EEG também regula as obrigações de notificação e publicação ( Seção 45 EEG com regulamentos individuais, Seções 45 a 52), bem como a prova de origem , proibição de marketing duplo, proteção legal e procedimentos oficiais (Seções 55 a 63). A lei termina com ampla autorização para emitir decretos na Seção 64 com 8 parágrafos associados (carta), a exigência de relato de experiência (Seção 65) e extensas disposições transitórias (Seção 66 EEG).

desenvolvimento

Lei de alimentação de eletricidade (1991)

O precursor da Lei de Fontes de Energia Renovável foi a Lei sobre a Alimentação de Eletricidade de Energias Renováveis ​​na Rede Pública , que está em vigor desde 1991 - abreviadamente a Lei de Alimentação de Eletricidade - de 7 de dezembro de 1990, que é a primeira do mundo lei de aquisição de eletricidade verde. A alimentação na rede pública foi regulamentada de forma vinculativa, porque a eletricidade proveniente de energias renováveis ​​- com exceção da eletricidade de hidroelétricas - era gerada apenas por pequenas empresas, para as quais os grandes produtores de eletricidade muitas vezes recusavam ou dificultavam muito acessar sua rede de distribuição. A lei obrigava as operadoras de rede a adquirirem energia elétrica e garantiam aos produtores uma remuneração mínima , calculada em proporção à receita média de energia elétrica, conforme havia sido alcançada dois anos antes. A eletricidade gerada a partir de energia hidrelétrica, gás de aterro ou gás de esgoto com um gerador de mais de cinco megawatts não era remunerada de acordo com esta lei.

Depois que a lei foi introduzida em 1991, essa remuneração para energia hidrelétrica, bem como esgoto, aterro sanitário e biogás era de 75% (a partir de 1994 80%) e para eletricidade de energia solar e eólica 90% da receita média alcançada dois anos antes. Esses regulamentos e remunerações levaram a uma melhoria em relação à situação anterior, foram vantajosos para os sistemas existentes, principalmente sistemas hidrelétricos, e trouxeram turbinas eólicas em locais particularmente favoráveis ​​perto da costa perto da viabilidade econômica, o que levou a uma pequena "energia eólica inicial boom "nessas regiões levou. A remuneração dos sistemas de energia solar ainda estava longe de cobrir os custos. O modelo de Aachen representou um passo em direção à remuneração que cobre os custos .

Para o ano de 2000 - pouco antes da introdução do EEG - a remuneração da eletricidade eólica e fotovoltaica foi o equivalente a 8,23 ct / kWh, para eletricidade a partir de energia hidrelétrica, esgoto, aterro e biogás o equivalente a 7,23 ct / kWh e para eletricidade de outras energias renováveis ​​no equivalente a 5,95 ct / kWh. O valor de referência era o pagamento médio pela eletricidade em 1998 - o equivalente a 9,15 ct / kWh.

Lei de Fontes de Energia Renovável (2000)

A Lei de Alimentação de Eletricidade foi substituída pela Lei de Fontes de Energia Renovável de 29 de março de 2000. As inovações centrais em comparação com a Lei de Alimentação de Eletricidade foram a introdução do princípio de prioridade e um mecanismo de rolagem em todo o país , bem como o aumento do limite para energia hidrelétrica, aterro e gás de esgoto de 5 MW para 20 MW. Em linha com o princípio da remuneração de cobertura de custos, as taxas de remuneração foram diferenciadas de forma mais forte, as taxas de remuneração da energia fotovoltaica aumentaram acentuadamente e tecnologias como a energia gerada geotermicamente foram incluídas para fornecer financiamento inicial.

No EEG 2000, foi especificada uma redução anual de 5% para as taxas de remuneração da eletricidade proveniente da radiação solar. Adicionalmente, _foi introduzido um limite de potência de 350 MW _p , após o qual o pagamento dos novos sistemas fotovoltaicos não deverá ser aplicado no ano seguinte. Este valor resultou do estoque inicial de 50 MW _p e dos 300 MW _p que foram financiados pelo programa de 100.000 telhados para energia solar. O limite de 350 MW _p foi ultrapassado em 2003, de modo que a partir de 2004 nenhuma remuneração seria paga por novos sistemas e existia o risco de uma queda acentuada do mercado fotovoltaico . Uma emenda EEG foi, portanto, aprovada em 22 de dezembro de 2003.

As taxas de remuneração do EEG 2000 em resumo:

• Eletricidade da energia eólica entre 6,19 e 9,10 centavos / kWh
• Eletricidade de sistemas fotovoltaicos
  • para sistemas que entraram em operação em 2001 (incluindo sistemas antigos): pelo menos 50,6 centavos / kWh
  • para sistemas que entrarem em operação em 2002: pelo menos 48,1 centavos / kWh
• Eletricidade de energia hidrelétrica de pelo menos 7,67 centavos / kWh
• Eletricidade da biomassa entre 8,70 e 10,23 centavos / kWh
• Eletricidade de energia geotérmica entre 7,16 e 8,95 centavos / kWh

Taxas de degressão : Desde 1º de janeiro de 2002, as taxas de remuneração das novas usinas em operação foram reduzidas:

• para eletricidade de energia eólica em 1,5%
• para eletricidade de energia solar em 5,0%
• para eletricidade de biomassa em 1,0%

Lei de Fontes de Energia Renovável (2004)

Outra versão corrigida do EEG de 21 de julho de 2004 entrou em vigor em 1º de agosto de 2004. Isso foi precedido por um acordo no comitê de mediação do Bundestag alemão, no qual a CDU / CSU conseguiu uma redução no financiamento para turbinas eólicas. Para além do necessário ajustamento à Directiva 2001/77 / CE emitida pela UE para a promoção da produção de eletricidade a partir de fontes renováveis ​​de energia no mercado interno da eletricidade, registaram-se alterações significativas no nível das taxas de subsídio e na melhor situação jurídica da os operadores de usinas de geração de energia renovável em comparação com os operadores de rede local (por exemplo, nenhuma obrigação de celebrar contratos de alimentação separados).

Lei de Fontes de Energia Renovável (2009)

A alteração de 2008 visava aumentar a participação das energias renováveis ​​no fornecimento de eletricidade para pelo menos 30% até 2020 ( Seção 1 (2) EEG). Para além do EEG, que se refere apenas à produção de eletricidade, a utilização de energias renováveis ​​na área do aquecimento e refrigeração foi regulamentada pela primeira vez a nível nacional numa nova lei sobre a promoção das energias renováveis ​​no setor do aquecimento (EEWärmeG 2008), com a qual o aumento da proporção de energias renováveis ​​para geração de calor é de 14% até 2020.

O EEG 2009 manteve as estruturas básicas do EEG 2004, mas conduziu a uma renumeração completa dos parágrafos, cujo número aumentou de 22 para 66. A nova versão da lei aplica-se aos sistemas novos e existentes à data da sua entrada em vigor, para os quais as disposições transitórias abrangentes do Artigo 66 garantem protecção do estatuto existente e mantêm as condições anteriores de aceitação e remuneração. A nova versão contém um grande número de regulamentos detalhados. Com o objetivo de melhorar a transparência, os requisitos de relatórios foram ampliados. Os operadores de sistemas solares devem relatar a localização e o desempenho do sistema à Federal Network Agency ( Seção 16 (2) frase 2 EEG). O termo sistema foi redefinido e claramente definido - também para os sistemas antigos - a fim de evitar a divisão em vários pequenos sistemas com os quais deveriam ser alcançadas tarifas mais altas. Com a nova versão de § 19 e § 66 EEG, as plantas que foram comissionadas em ordem cronológica próxima de doze meses consecutivos e nas proximidades locais na mesma propriedade ou nas proximidades imediatas são avaliadas como uma única planta para a remuneração.

Um novo tipo de esquema de compensação foi introduzido para gargalos na introdução de eletricidade nas redes elétricas de nível superior. Estas medidas de gestão da rede devem permitir uma maior expansão das energias renováveis ​​sem ter de esperar pela expansão da rede nos pontos de estrangulamento. O núcleo é a acessibilidade direta do operador de rede ao controle das plantas de geração de alimentação, com o qual eles podem diminuir o desempenho pretendido . ( § 11 , § 12 EEG) Os operadores de rede são obrigados a informar o operador e detectar a extensão e duração da ação. Essas intervenções exigem um gargalo real na rede elétrica após a redução da produção das usinas convencionais. O operador do sistema tem direito a uma indemnização, mas deve provar e fazer valer esta reclamação contra o operador da rede. Todos os sistemas existentes com uma potência igual ou superior a 100 kW tiveram que ser reequipados às custas do operador até ao final de 2010 com equipamento técnico de telecomando ( receptor de radiocomando) e de registo contínuo da quantidade de energia introduzida.

Além disso, uma degressão deslizante foi introduzida para a remuneração fotovoltaica. No caso de uma grande extensão e, portanto, custos de pagamento mais elevados, o pagamento garantido por kWh é reduzido mais rapidamente no ano seguinte, a fim de manter os custos totais para todos os clientes de eletricidade dentro dos limites. Se a meta de expansão especificada não for atingida, a redução será desacelerada (por exemplo, da expansão de 1,5 GW em 2009, haverá uma redução adicional na remuneração para 2010 em um por cento). A taxa de degressão aplicável para a tarifa feed-in a partir de 1º de janeiro do ano seguinte é publicada pela Federal Network Agency em 31 de outubro do ano em curso.

A versão nova e expandida aprovada pelo Bundestag alemão em 6 de junho de 2008 entrou em vigor em 1º de janeiro de 2009.

Lei de Energias Renováveis ​​(2012)

Em 30 de junho de 2011, o Bundestag alemão aprovou uma emenda abrangente ao EEG, incluindo uma nova regulamentação dos sistemas de bônus para bioenergia e mudanças nas tarifas de aquisição. Um corte extraordinariamente forte foi decidido para fotovoltaicos. As alterações entraram em vigor em 1º de janeiro de 2012:

• Promoção do marketing direto através do modelo de prêmio de mercado : a diferença entre a remuneração EEG específica do sistema e o preço de troca médio mensal subsequentemente determinado pela eletricidade é reembolsada como um prêmio de mercado ; as despesas de marketing direto também são compensadas por um prêmio de gestão (novo parte da sobretaxa EEG).
• “Bônus de flexibilidade” para promover a construção de instalações de armazenamento de gás em usinas de biogás
• Isenção das instalações de armazenamento de taxas de rede, a fim de evitar a dupla tributação
• O “ privilégio da eletricidade verde ” (isenção da empresa de fornecimento de eletricidade da sobretaxa EEG) permanece, mas é limitado a 2 ct / kWh (anteriormente a sobretaxa EEG). Além disso, será introduzida uma parcela mínima de energias renováveis ​​flutuantes de 20% (vento, sol).
• Ajustes nos regulamentos de remuneração devido a especificações diferentes - para as principais fontes de energia:
  • Eólica onshore: em princípio, continuação da estrutura de remuneração de acordo com a EEG 2009, mas aumento na degressão de 1% para 1,5%, continuou a atribuição do bónus de serviço do sistema para novos sistemas até final de 2014, para sistemas existentes até ao final de 2015, concessão de bônus de repotenciação em substituição a sistemas antigos (construção anterior a 2002)
  • Vento no mar: Aumento da remuneração integrando o bônus velocista (2 ct / kWh) na remuneração inicial, de modo que passe de 13 para 15 ct / kWh, adiamento do início da degressão de 2015 para 2018, introdução de um so modelo de compressão chamado: a remuneração inicial aumenta 19 ct / kWh, mas só é concedida por oito em vez de doze anos
  • Fotovoltaica (PV): Retenção do regulamento de degressão existente ("tampa de respiração") e ajuste semestral como em 2011
  • Biomassa: Sistema de remuneração simplificado com quatro categorias de plantas relacionadas ao desempenho (remuneração básica entre 6 e 14,3 ct / kWh)

Emenda fotovoltaica (junho de 2012)

Com o "Photovoltaik-Novelle (PV-Novelle)", foram resolvidas alterações extensas na remuneração da eletricidade fotovoltaica no final de junho de 2012, na sequência de um acordo no comitê de mediação do Bundestag e Bundesrat. Isso foi precedido por meses de discussões sobre o projeto futuro do financiamento de sistemas fotovoltaicos no âmbito da Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG). O resultado foi anunciado em 23 de agosto de 2012 como a “Lei que altera o regime jurídico da eletricidade proveniente da radiação solar e outras alterações na lei das energias renováveis” (a chamada alteração fotovoltaica). Inclui essencialmente:

• Redesenho das classes de remuneração (até 10 kW, até 40 kW, até 1000 kW e até 10.000 kW) e limitação de tamanho para 10.000 kW
• Redução única das taxas de remuneração em 15%, seguida de "degressão base" em 1% ao mês (corresponde a 11,4% ao ano)
• Taxas de pagamento de 1 de abril de 2012 entre 19,5 e 13,5 ct / kWh
• Limitação da meta geral de expansão para energia fotovoltaica subsidiada na Alemanha para 52 GW (estoque 27 GW (meados de 2012)), um "corredor de expansão" anual é definido em 2,5 a 3,5 GW
• Controle da degressão dependente da expansão ("teto de respiração"), dependendo da expansão, se o corredor de expansão for ultrapassado, a degressão é aumentada em etapas de 1,0% a 2,8%, e se cair abaixo disso, é graduada ou suspenso
• Com os instrumentos “Modelo de Integração de Mercado” (MIM) e “Bônus de Autoconsumo”, a partir de 2014 apenas 90% do valor total de energia elétrica gerada no ano calendário será remunerado de acordo com a EEG para sistemas entre 10 kW e 1000 kW.

Discussão de reforma 2013

Na primavera de 2013, o Ministro Federal do Meio Ambiente, Peter Altmaier, apresentou suas propostas de reforma como o “freio no preço da eletricidade” para limitar a sobretaxa de EEG. Na análise, o documento afirma: “O paradoxo da sobretaxa EEG reside no facto de, apesar do ritmo lento de expansão, poder haver um aumento considerável das despesas, mas possivelmente também uma redução das despesas apesar do elevado ritmo de expansão. "

Altmaier então fez as seguintes propostas de reforma:

1. Pagamento da remuneração EEG por horas de operadores do sistema se for previsível que a conta EEG será negativa. Se a remuneração só for paga quando a conta EEG for positiva, significaria para este ano, por exemplo, que inicialmente nenhum sistema recebe qualquer remuneração. O refinanciamento para grandes sistemas, como sistemas de biogás e grandes parques eólicos, no entanto, torna-se incerto.
2. Contribuição dos sistemas existentes. Os operadores de sistemas antigos devem ser cobrados com um a um centavo e meio por quilowatt-hora. Esta proposta é polêmica porque, na opinião dos críticos, constitui uma interferência ilegal na proteção de expectativas legítimas.
3. Carga de autoconsumo em sistemas fotovoltaicos com parte da sobretaxa EEG
4. Redução das isenções das empresas da sobretaxa EEG e aumento da contribuição das empresas parcialmente isentas.

Em um trabalho conjunto do Ministério Federal do Meio Ambiente e do Ministério Federal da Economia de fevereiro de 2013, foram propostas medidas de curto prazo para amortecer os preços da eletricidade (“freio do preço da eletricidade”), que são baseadas no conceito Altmaier.

A Associação Alemã de Energia Renovável (BEE) rejeitou a maioria das propostas. Ele alertou sobre “atrasar a transição energética” e fez várias propostas alternativas para contenção de custos. Acima de tudo, o congelamento da sobretaxa EEG para o valor de 2013 de 5,28 centavos por kWh de eletricidade está diminuindo o ritmo de expansão. A sobretaxa EEG deixou de ser uma referência para os custos das energias renováveis, mas depende em grande medida da evolução dos preços da eletricidade na bolsa e dos preços dos certificados de CO ₂ . A associação da indústria também criticou o plano de não pagar a futuros investidores quaisquer tarifas feed-in. Isso privaria os investidores de toda a segurança de planejamento, que afeta principalmente projetos de energia da comunidade e empresas de pequeno e médio porte. O Greenpeace pediu um "freio de fraude" em vez de um "freio no preço da eletricidade".

O político verde Jürgen Trittin criticou as reformas planejadas. Ele enfatizou que os aumentos de preços não poderiam ser cobrados nem mesmo pela metade da sobretaxa EEG. Ao mesmo tempo que Rösler e Altmaier, os Verdes apresentaram um conceito alternativo, que continua a fornecer a alimentação prioritária de eletricidade verde nas redes alemãs.

A maioria das medidas propostas não chegou aos governos federal e estadual na cúpula de energia em 21 de março de 2013, com muitas perguntas sem resposta. Os sistemas de energia renovável que já foram construídos não devem, no entanto, ser colocados em uma posição pior retrospectivamente. O adiamento de decisões importantes foi criticado por representantes do setor por falta de planejamento e segurança de investimentos.

Um relatório da dena publicado em junho de 2013 em nome da Federação das Indústrias Alemãs (BDI) concluiu que as metas de expansão para as energias renováveis ​​não seriam mais questionadas e que a maioria das previsões assumiam que as metas de expansão do conceito de energia seriam superado. O estudo recomendou uma alteração fundamental para o EEG. Um primeiro passo é ajustar as tarifas de aquisição aos desenvolvimentos do mercado, levando em consideração os custos do sistema.

Lei de Fontes de Energia Renovável (2014)

O acordo de coalizão da 18ª legislatura de 27 de novembro de 2013 continha uma série de abordagens de reforma para o EEG. A premissa da futura expansão das energias renováveis ​​era "atribuir maior importância à eficiência de custos e rentabilidade do sistema global, incluindo a expansão da rede e as capacidades de reserva necessárias". A expansão futura das energias renováveis ​​deve ocorrer no futuro dentro de um corredor de expansão legalmente definido, a fim de alcançar 40 a 45 por cento de energias renováveis ​​na geração de eletricidade em 2025 e 55 a 60 por cento em 2035.

• O seguinte se aplica às tecnologias individuais:
  • Fotovoltaica : Os regulamentos atuais (por exemplo, "tampa de respiração") seriam mantidos
  • Biomassa : A expansão será limitada principalmente a resíduos e materiais residuais
  • Vento em terra : As taxas de subsídio, especialmente em locais com ventos fortes, seriam reduzidas. Uma cláusula de abertura de país planejada permite regras específicas do país sobre distâncias mínimas para o desenvolvimento residencial
  • Vento no mar : o caminho de expansão será definido em 6,5 GW em 2020. Além disso, presume-se uma expansão anual de 400 MW por ano, de modo que 15 GW seriam alcançados em 2030
  • Energia hidrelétrica : os regulamentos seriam mantidos
• A prioridade de alimentação para energias renováveis ​​será mantida
• O marketing direto obrigatório para novos sistemas deve aplicar-se a partir de 2017, o mais tardar. Até então, isso só se aplica a novos sistemas com uma potência de 5 MW ou mais
• A partir de 2018, o valor do financiamento será definido por meio de licitações. O pré-requisito é que um projeto piloto mostre “que os objetivos da transição energética podem ser alcançados de forma mais econômica desta forma”. Um modelo piloto com capacidade fotovoltaica de 400 MW começará em 2016, o mais tardar
• O privilégio da eletricidade verde será abolido; outros regulamentos de bônus devem ser verificados e, se necessário, cancelados
• Para garantir a estabilidade do sistema, é estipulado que os novos sistemas devem ser controlados pela operadora da rede e pelos comerciantes diretos. O pico de carga pode ser limitado gratuitamente até certo ponto para novos sistemas, desde que reduza os custos de expansão da rede e evite preços de eletricidade negativos na bolsa. As regras de compensação na gestão de feed- in também seriam alteradas de forma que a situação da rede fosse mais bem levada em consideração na escolha de um local para novos sistemas
• Será verificado se os grandes produtores de eletricidade a partir de energias renováveis ​​têm que garantir uma parte da carga de base de sua alimentação máxima. Esta "capacidade de carga de base virtual" será concretizada em um projeto piloto
• As energias renováveis ​​devem ser integradas de forma mais estreita no mercado interno europeu da energia. Para o efeito, o EEG será concebido de acordo com a legislação europeia
• O regulamento especial de equalização será mantido e desenvolvido de acordo com a legislação europeia, a fim de garantir a competitividade internacional da indústria alemã.
• Novos produtores de eletricidade autogerados devem participar da sobretaxa de EEG, em que um limite de minimis se aplica a pequenos sistemas

Em janeiro de 2014, as medidas planejadas foram especificadas em um documento de questões-chave do Ministério Federal da Economia. Os principais objetivos agora eram controlar melhor a expansão dos sistemas de energia renovável, manter a sobretaxa EEG estável e, assim, garantir a acessibilidade da eletricidade e a segurança do abastecimento.

Em 27 de junho de 2014, o Bundestag aprovou o EEG 2014, com base na proposta do gabinete federal do ministro da Economia e Energia Sigmar Gabriel e nos acordos do acordo de coalizão. As medidas visam reduzir as tarifas de aquisição de novos sistemas para uma média de 12 ct / kWh. Em detalhe:

Caminhos de expansão foram definidos para as fontes de energia individuais. Para a energia eólica, o corredor alvo é uma expansão líquida anual de 2.400 MW a 2.600 MW. Se mais turbinas eólicas forem erguidas, as tarifas diminuem de forma mais acentuada (“tampa respiratória”). A repotenciação está excluída disso. No caso da energia eólica offshore, deve haver um pagamento inicial de cerca de 18 centavos por kWh, mas as metas de expansão serão reduzidas de 10.000 MW para 6.500 MW até 2020 e de 15.000 MW até 2030. Além disso, foi introduzida uma cláusula de abertura por país, com a qual as distâncias específicas de cada país entre turbinas eólicas e empreendimentos residenciais foram possibilitadas; estados federais individuais podem, portanto, impedir a expansão da energia eólica.

As usinas de biogás devem ser limitadas a 100 MW por ano, sendo que v. uma. Os materiais residuais devem ser reciclados. As tarifas feed-in foram bastante reduzidas. Os críticos apontam que, sem a expansão da bioenergia, haveria falta de usinas de backup para compensar a crescente produção de eletricidade a partir da energia eólica e solar.

No que diz respeito à energia fotovoltaica, a eletricidade produzida e autossustentada estará, no futuro, sujeita a um imposto (“imposto solar”), embora relatórios internos do governo desaconselhem. Excluem-se os pequenos sistemas solares de até 10 kW. No final de janeiro de 2015, o governo federal aprovou a portaria que introduz licitações para o apoio financeiro a sistemas fotovoltaicos montados em solo. O concurso começou em fevereiro de 2015, com fortes críticas das associações do setor.

O Esquema de Compensação Especial (BesAR), d. H. As isenções para indústrias de uso intensivo de energia foram reformadas. Até agora, as empresas cujos custos de eletricidade totalizaram 14% do valor agregado bruto foram parcialmente isentas da sobretaxa de EEG. Esse limite agora deve aumentar para 15% para 68 setores principais.

Com o marketing direto planejado como padrão no futuro, a eletricidade só será comercializada como "eletricidade cinza" na bolsa. No entanto, uma autorização para emitir decretos foi incluída na Seção 95 No. 6 EEG, que permite ao legislador emitir um regulamento separado sobre a comercialização de eletricidade verde.

A Associação Federal de Energia Renovável criticou o projeto e viu as metas climáticas nacionais em risco. Os corredores de expansão são muito pequenos para substituir a energia nuclear que não está mais disponível. A consequência é o aumento da geração de energia a carvão, o que é indesejável em termos de política climática. Além disso, a obrigatoriedade de marketing direto e a introdução de licitações até 2017 devem ser rejeitadas porque geraram custos de financiamento mais elevados e geraram incerteza entre os investidores. A "reviravolta da energia das mãos dos cidadãos" está em perigo. A Cooperativa Alemã e Associação Raiffeisen criticou o fato de que a emenda restringe significativamente a atividade das cooperativas de energia , embora o acordo de coalizão prometesse mais participação dos cidadãos. A Associação Federal da Indústria Solar alertou para o declínio do mercado. A expansão da energia solar será estrangulada sem diminuir visivelmente os custos da transição energética. O “imposto solar” em particular foi criticado pela ciência e pela indústria solar. A redução da sobretaxa EEG esperada para 2015 não é atribuível à reforma, mas sim a fatores de enquadramento favoráveis. A Federal Wind Energy Association criticou a cláusula estadual em particular, uma vez que impede a expansão da energia eólica para o interior. Além disso, a anunciada introdução de licitações é uma grande incerteza para o mercado. A associação profissional do biogás viu a existência de centenas de usinas de biogás em perigo e teme mais de um bilhão de maus investimentos, que prejudicam a área rural. O centro do consumidor criticou que o autoconsumo de energia solar deveria ser onerado. Ela também pediu uma limitação mais ampla dos benefícios para a indústria. Especialistas veem a meta climática do governo federal em risco. O ex-político de energia verde Hans-Josef Fell , um dos autores do esboço do EEG de 2000, viu os “pilares básicos” do EEG ameaçados pela reforma.

Em 24 de julho de 2014, a nova versão foi anunciada como EEG 2014 no Diário Oficial da União, de modo que entrou em vigor em 1º de agosto de 2014. A Comissão da UE já havia determinado que a lei estava em conformidade com a legislação da UE em matéria de auxílios estatais e a aprovou .

Lei de Energias Renováveis ​​(2016/2017)

Em abril de 2016, foi apresentado o projeto ministerial da próxima alteração EEG 2016, que passou pelo Conselho de Ministros em 8 de junho de 2016 e pelo Bundestag em 8 de julho de 2016 - renomeado brevemente como EEG 2017. A EEG 2016/2017 visa fundamentalmente a mudança do sistema do modelo de tarifa feed-in para o processo de concurso, que já tinha sido testado como projeto-piloto na EEG 2014 na área dos sistemas fotovoltaicos montados no solo. Além disso, a expansão das energias renováveis ​​será limitada pela primeira vez.

Associações da indústria como a Federal Association for Renewable Energy criticaram: as medidas planejadas impediriam severamente a expansão das energias renováveis, colocariam em risco dezenas de milhares de empregos, deixariam de cumprir as metas de proteção climática e colocariam os projetos de energia comunitários em desvantagem. Organizações de proteção ambiental como o WWF Alemanha e a Agência Ambiental Federal também criticaram a emenda e exigiram que a expansão dinâmica das energias renováveis ​​fosse garantida além da emenda. Um estudo chega à conclusão de que as metas de proteção climática de Paris não puderam ser alcançadas com a expansão do EEG 2016/2017 . A coordenação central do volume de licitações também significa perda de opções de ação nos níveis políticos subordinados e restringe as possibilidades dos estados federais perseguirem seus próprios objetivos de expansão. Para estados federais com ventos fortes, os volumes de licitação definidos em todo o país reduzem os incentivos para expandir as energias renováveis ​​em comparação com o sistema anterior de tarifas feed-in. Além disso, os cortes nas remunerações e a exigência de licitação retroativa foram, em alguns casos, considerados inconstitucionais. Um relatório da Fundação Friedrich Ebert, afiliada ao SPD , apoiou as associações ambientais e industriais.

Os defensores da reviravolta no setor de energia saudaram o fato de que as empresas de energia dos cidadãos receberam alívio em licitações e que os modelos de eletricidade do locatário não estão mais em desvantagem em termos de sobretaxa de EEG. A alteração também prevê “certificados regionais para eletricidade comercializada diretamente a partir de energias renováveis” no recém-introduzido § 79a e, portanto, cria a possibilidade de rotulagem regional de eletricidade verde .

Em 2016, um total de 2.137 empresas com 2.835 pontos de entrega foram beneficiadas com isenções no EEG. De acordo com a Secretaria Federal de Economia e Controle de Exportações, a quantidade privilegiada de energia elétrica é de 107 bilhões de kWh, rendendo às empresas cerca de 4,7 bilhões de euros. A pedido dos Verdes, o Bundestag alemão publicou informações sobre os regulamentos de isenção do EEG para empresas com altos custos de eletricidade em 7 de julho de 2016. De acordo com isso, em 2016, um total de 717 dessas empresas tiveram que pagar apenas uma pequena proporção ou nenhuma sobretaxa de EEG. Portanto, apenas 58 pedidos de empresas com uso intensivo de energia foram rejeitados. O valor privilegiado de eletricidade foi atribuído a 70,12 milhões de megawatts-hora de eletricidade para o ano de aplicação de 2015, o que proporcionou às empresas um alívio financeiro de 3,4 mil milhões de euros.

Outras alterações no EEG a partir de 1º de janeiro de 2017, bem como alterações na Lei Combinada de Calor e Energia , a Lei da Indústria de Energia e a Lei de Energia Eólica Offshore estão contidas na Lei que altera as disposições para geração de eletricidade a partir de calor e energia combinados e auto-suficiência .

Resultados do concurso

Com o EEG 2017, o sistema de subsídio foi alterado de tarifas feed-in para um sistema de licitação, no qual o governo fornece uma quantidade fixa de energia e, em seguida, as ofertas mais baratas são aceitas. Em maio de 2017, são conhecidos os resultados de uma licitação de energia eólica offshore e de uma licitação de energia eólica onshore:

No primeiro concurso para energia eólica offshore no valor de quase 1,5 gigawatts, foram anunciados três prêmios de 0 centavos / kWh e um prêmio de 6 centavos / kWh. Os três parques eólicos apenas recebem financiamento para o fornecimento da ligação à rede. Esses parques eólicos serão construídos a partir de 2021.

Na primeira licitação onshore, 256 licitantes com uma produção total de 2,1 GW competiram por uma produção licitada de 800 MW. No final das contas, 70 projetos receberam financiamento entre 5,25 e 5,78 ct / kWh, a maioria dos quais eram sociedades civis. Geograficamente, foram selecionados projetos no norte da Alemanha, enquanto no sul da Alemanha apenas 7 projetos foram premiados.

Lei de Energias Renováveis ​​(2021)

Em meados de dezembro de 2020, a coalizão preto-vermelho concordou com uma reforma da Lei de Fontes de Energia Renovável.

I a. as condições para as fábricas que teriam caído fora do financiamento EEG no final de 2020 melhoram. Além disso, o imposto EEG não deve mais ser devido para energia solar autoconsumida e autoproduzida, pelo menos para sistemas com uma produção nominal de 30 quilowatts e um volume anual de eletricidade de 30 megawatts-hora. O limite era de dez quilowatts e dez megawatts hora, mas isso não se aplicava após o 20º ano de operação. Além disso, um medidor inteligente é obrigatório para sistemas fotovoltaicos de 7 kW.

Detalhes dos regulamentos da lei

Obrigação de conexão e aceitação

Independentemente de suas necessidades, os operadores de redes públicas devem comprar toda a eletricidade gerada por usinas operadas na Alemanha, incluindo a zona econômica exclusiva alemã , de acordo com o EEG ( Seção 2 nº 1 EEG), com prioridade sobre a eletricidade gerada a partir de outras energias fontes, principalmente de combustíveis fósseis e energia nuclear. No entanto, a eletricidade gerada com usinas combinadas de calor e energia ( Seção 3 (1) KWKG ) deve ser alimentada, bem como eletricidade proveniente de energias renováveis . Os operadores de rede são obrigados a expandir suas redes o suficiente para que possam receber a eletricidade preferida, a menos que as medidas sejam economicamente exageradas ( Seção 9 EEG). A violação desta obrigação torna você responsável por danos ( Seção 19 (1) EEG). Inversamente, o operador da rede, na medida em que reivindica uma remuneração ao abrigo da EEG, é obrigado a oferecer a sua eletricidade ao operador da rede, a menos que ele ou terceiros diretamente ligados utilizem a eletricidade eles próprios ( secção 16 (4) EEG) ou os mercados do operador da rede em conformidade com a Seção 17 do próprio EEG (que, no entanto, exige a notificação prévia).

Para a eletricidade fornecida à rede, o operador da rede tem de pagar ao operador do sistema as taxas de remuneração estipuladas por lei. As tarifas variam consideravelmente dependendo do tipo de energia utilizada para gerar eletricidade; As formas presumivelmente mais caras de geração de eletricidade são mais bem remuneradas do que as mais baratas. As taxas devem ser pagas neste valor por um período de 20 anos civis mais o ano de comissionamento; no caso de grandes hidrelétricas (de 5 MW) o prazo é reduzido para 15 anos. As taxas de remuneração estatutárias são reduzidas a cada ano civil para os novos sistemas que entram em funcionamento com base em uma degressão já definida na lei no valor de uma percentagem aí prevista ( Artigo 20 EEG).

Consumo de eletricidade EEG pelos consumidores finais

Enquanto a compra de eletricidade EEG pelos operadores da rede e o encaminhamento desta eletricidade, incluindo o repasse dos custos adicionais aos operadores de rede de nível superior e às empresas distribuidoras de eletricidade, seja regulamentada por lei, as empresas distribuidoras de eletricidade que abastecem o fim os usuários são livres para usar a eletricidade EEG: ela faz parte de seus portfólios gerais de eletricidade . De acordo com seus termos e condições gerais, as concessionárias estão autorizadas a incluir em seus custos os custos adicionais causados ​​pela EEG. Você também tem o direito de compartilhar os custos adicionais de EEG com o usuário final (custos diferenciais de acordo com § 53 EEG). No entanto, o Escritório Federal de Economia e Controle de Exportações (BAFA) pode conceder uma redução na sobretaxa EEG aos consumidores finais que são empresas de manufatura intensivas em eletricidade com alto consumo de eletricidade ou ferrovias ( Seção 40 (1) EEG).

Os descontos excepcionais para as 2300 empresas beneficiárias ascenderam a cerca de 5 mil milhões de euros em 2013. Em 2013, as famílias pagaram mais de 20 bilhões de euros para promover as energias renováveis. Em 2016, a parcela da sobretaxa EEG do preço da eletricidade para consumidores finais não privilegiados era de 6,354 ct / kWh.

Levy EEG

Os operadores de rede incorrem em custos em resultado da obrigação de remuneração. Eles geram receita com a venda da eletricidade financiada por EEG na bolsa. A diferença entre a remuneração e o rendimento constitui a base para determinar a sobretaxa EEG a ser paga pelos consumidores de eletricidade. É frequentemente referido como o custo de promoção da geração de eletricidade a partir de fontes de energia renováveis. No entanto, isso é controverso. Isso porque a remuneração financia os custos totais da geração de eletricidade a partir de energias renováveis, enquanto os preços da eletricidade na bolsa são determinados com base nos custos marginais . Atualmente, esses custos são significativamente mais baixos do que os custos totais de novas usinas de carvão, gás ou nuclear. Uma vez que o parque de usinas de energia alemão está para ser modernizado de qualquer maneira devido à eliminação do nuclear em 2022, o parque de usinas convencionais geralmente desatualizado e os requisitos de proteção climática, para determinar os custos adicionais reais devido à expansão das energias renováveis ​​por meio o EEG, não são os preços de troca da eletricidade, mas os custos de produção de eletricidade mais convencionais Usam-se as usinas. De acordo com o Ministério Federal da Economia, custam entre 7 e 11 centavos por quilowatt-hora, enquanto os preços de câmbio estão atualmente em torno de 4 centavos por quilowatt-hora.

Os quatro operadores de redes de transporte alemães (ORT) foram encarregados da comercialização de eletricidade EEG desde 2010 com base no Regulamento do Mecanismo de Equalização ( Seção 3 AusglMechV). Em 15 de outubro, eles determinam o valor da sobretaxa EEG para o ano seguinte em uma previsão que é elaborada em conjunto com os institutos de pesquisa com base nas despesas esperadas para a remuneração EEG e na receita esperada da venda de eletricidade EEG no EPEX mercado à vista .

As despesas são incorridas principalmente pela remuneração fixa da eletricidade fornecida à rede e pelo prêmio de mercado introduzido com a EEG 2012. (Soma de ambos os montantes parciais em 2012: 17,97 bilhões de euros, 2013: 18,5 bilhões de euros). Adicionalmente, existem custos para despesas relacionadas, incluindo um ajustamento de liquidez de 3% das despesas (2013: 1,61 mil milhões de euros), a maior rubrica individual em “Outros custos”. No final de setembro de um ano em curso, ocorre uma liquidação de conta, que cria o equilíbrio entre a previsão e os resultados reais. Está contabilizado para 2013 em 2,59 bilhões de euros e representa cerca de 11% das despesas.

As despesas com a promoção da geração de eletricidade de acordo com a EEG ascenderam a 19,4 mil milhões de euros em 2013 (face a 2012: 19,43 mil milhões de euros; ver quadro). Em fevereiro de 2017, o superávit da conta EEG cresceu para um superávit em um valor recorde de cerca de um bilhão de euros para 4,57 bilhões de euros. Já em janeiro de 2017, o excedente era muito elevado, situando-se em 674 milhões de euros. A razão para isso é o aumento da receita devido a um aumento na arrecadação de EEG na bolsa de eletricidade. Ao mesmo tempo, houve redução das despesas devido ao aumento do preço da energia elétrica na bolsa. As receitas em fevereiro de 2017 foram de 2,42 bilhões de euros e as despesas de 1,4 bilhões de euros.

Compartilhamento de custos da sobretaxa EEG 2013

Publicar	Custos totais em milhões de euros	Custos em ct / kWh	Compartilhamento de custos
Fotovoltaico	8.528	2,2	41,8%
Biomassa	4.191	1,1	20,6%
Vento onshore	2.708	0,7	13,3%
Vento do mar	343	0,19	1,7%
agua	171	0,04	0,8%
Gases, energia geotérmica	41	0,01	0,2%
Compensando saldo negativo da conta (1)	2.589	0,67	12,7%
Reserva de liquidez 10% (2)	1.614	0,42	7,9%
Retrofitting fotovoltaico (3)	105	0,03	0,51%
Efeito do privilégio da eletricidade verde	52	0,01	0,25%
EEG marketing direto	50	0,01	0,25%
total	20.393	5,277	100%
(1)A diferença entre o preço de troca e a tarifa feed-in garantida trouxe a conta do imposto para o vermelho. Em 30 de setembro Em 2012, o status incluindo juros foi equilibrado e incluído na sobretaxa EEG de 2013. (2)Para evitar maiores diferenças, foi introduzida uma reserva de liquidez de 10%. (3)Custos de adaptação para sistemas fotovoltaicos para neutralizar o problema de 50,2 Hertz de acordo com o Regulamento de Estabilidade do Sistema (SysStabV)

Cálculo da sobretaxa EEG

	2012 (previsão de outubro de 2011)	2013 (previsão de outubro de 2012)
Custos projetados	Bilhões de euros	Bilhões de euros
Remuneração EEG de acordo com § 23-33 EEG	16,61	12,67
Prêmio de mercado (1)	1,36	5,83
Outros custos (2)	0,75	1,85
Saldo em setembro	0,71	2,59
Custos totais previstos	19,43	22,94
Renda de marketing	-4,95	-2,54
Taxas de rede evitadas (3)	-0,44	-0,50
Receitas totais previstas	-5,39	-3,04
Quantidade de contribuição prevista	14,10	19,90
Venda de eletricidade	TWh / a	TWh / a
Consumidores finais com obrigação de sobretaxa de EEG (4)	392,8	384,7
Valor de contribuição por kWh	ct / kWh	ct / kWh
Contribuição central	3,31	4,19
Alocação para reserva de liquidez	0,10	0,42
Liquidação da conta de alocação em setembro	0,18	0,67
Taxa de EEG por kWh	3,59	5,28
(1) para sistemas que comercializam eletricidade diretamente (Seção 33b EEG) (2) para despesas de serviço de perfil e reserva de liquidez (3) suportado pelos operadores do sistema de transmissão (4)2012: Total 477,5 TWh / a, dos quais 88,7 TWh / a de privilégio. Consumo (cerca de 19%) 2013: total 480,9 TWh / a, dos quais 96,2 TWh / a privilégio. Consumo (20%) (sem taxa de EEG)

A principal receita é obtida com a comercialização da eletricidade fornecida à rede, cuja comercialização está regulamentada desde 2010 pela Portaria do Mecanismo de Compensação (AusglMechV). Os quatro operadores de rede de transmissão em todo o país comercializam a eletricidade EEG na bolsa de energia EPEX Spotmarkt , que é operada pela EPEX SPOT SE (com sede em Paris). A eletricidade EEG é comercializada no mercado spot com o dia seguinte (dia seguinte) ou durante o dia (intradiário) como " eletricidade cinza ". O marketing rotulado como “eletricidade verde” (eletricidade de fontes renováveis) com receitas possivelmente mais altas é discutido, mas não praticado. Os preços de troca são publicados pela EPEX SPOT SE na Internet. Essa receita de marketing no mercado à vista flui diretamente para a sobretaxa EEG. O preço de troca também é usado na avaliação da eletricidade que é comercializada diretamente no modelo de prêmio de mercado. A diferença restante para a remuneração EEG é compensada como um prêmio de mercado no curso da sobretaxa EEG (ver despesas), assim como as despesas organizacionais (custos do serviço de perfil, prêmio de gestão).

Regulamentos especiais afetam o valor da sobretaxa de EEG, como os regulamentos especiais para empresas com uso intensivo de eletricidade , visto que estão parcialmente isentos da sobretaxa de EEG.

A diferença entre o valor previsto e o resultado real será compensada no ano seguinte com o “catch-up” através da liquidação de contas com data de referência no final de setembro. O consumidor paga a taxa por intermédio dos fornecedores de eletricidade (operadores da rede de distribuição) aos quatro operadores alemães das redes de transporte (ORT).

A diferença remanescente, os “custos diferenciais EEG” (previsão de 19,9 mil milhões de euros para 2013), é distribuída pelo consumo de eletricidade esperado para os consumidores finais sujeitos à EEG. Os consumidores isentos da sobretaxa de EEG, chamados de “consumidores privilegiados”, não estão, portanto, envolvidos na sobretaxa (em meados de 2012 eram 18% das vendas de eletricidade em todo o país, 88,7 TWh / a de um total de 477,5 TWh / a ou a metade das vendas de eletricidade para a indústria e o comércio). Os clientes parcialmente isentos são considerados proporcionalmente no cálculo da sobretaxa (ver "Consumidores finais com sobretaxa EEG reduzida" na tabela).

Como as tarifas feed-in são garantidas por 20 anos mais o ano de comissionamento, o EEG cria obrigações de pagamento de longo prazo. O montante destas obrigações de pagamento - também conhecidas como dívida implícita da EEG - está estimado em 290 mil milhões de euros nominais no final de 2014, o que corresponde a um valor presente de 228 mil milhões de euros.

A aliança “Freiburg Appeal” pede um novo desenho de mercado de eletricidade com o qual a sobretaxa de EEG poderia ser reduzida em um terço imediatamente. A atual comercialização obrigatória de eletricidade EEG aos preços mais baixos no mercado à vista da bolsa de eletricidade deve ser abolida. Em vez disso, a eletricidade EEG deve ser atribuída aos comerciantes de eletricidade ao mesmo tempo. A eletricidade deve ser avaliada ao preço mais alto do mercado de futuros. Isso aumentaria drasticamente as receitas de eletricidade EEG e a sobretaxa EEG, em contrapartida, diminuiria em cerca de um terço.

O Solarenergie-Förderverein Deutschland e. V. (SFV) e chama a atenção para o fato de que, em determinadas situações, é possível que os operadores de usinas a carvão possam economizar custos de combustível atendendo seus contratos de fornecimento de longo prazo revendendo eletricidade barata de energias renováveis ​​no mercado spot. É por isso que o SFV Strom basicamente exige negociação no mercado à vista.

O preço da eletricidade na bolsa de eletricidade subiu continuamente até 2008 e em 2008 atingiu o máximo de 8,279 cêntimos / kWh. O aumento do uso de energias renováveis ​​tem pressionado o preço da eletricidade. No primeiro semestre de 2013, o preço médio da eletricidade na bolsa de eletricidade era de apenas 3,75 centavos / kWh e para o mercado futuro de 2014 era de 3,661 centavos / kWh em julho de 2013. Assim, o preço da eletricidade na bolsa de eletricidade já caiu mais de 4 cêntimos / kWh. Como resultado, as energias renováveis ​​não só têm um preço crescente, mas também um efeito mais barato, que teria que pesar umas contra as outras.

O Greenpeace Energy argumenta que os produtores convencionais de eletricidade têm os chamados custos externos , como danos ambientais, que não são cobertos pelo preço da eletricidade, mas devem ser pagos pelo contribuinte. Trata-se de um subsídio aos produtores de eletricidade convencionais e representa uma distorção do mercado, sendo a sobretaxa EEG apenas uma compensação por essa distorção. Um sistema de comércio de emissões em funcionamento poderia eliminar essas distorções de mercado e a sobretaxa EEG diminuiria automaticamente para zero.

Sobretaxa de EEG de acordo com fontes de energia em centavos por kWh

Fonte de energia	vento	Biomassa	Fotovoltaico (solar)	Gases geotérmicos da água	Diversos	Reserva de recuperação e liquidez	total
Última atualização em 2012	0,482	0,839	1.860	0,040	0,091	0,280	3.592
Aumento em 2013	0,30	0,25	0,35	0,00	0,00	0,785	+ 1.685
Stand 2013	0,782	1.089	2.210	0,040	0,091	1.065	5,277

Regulamentos especiais para empresas intensivas em eletricidade

As empresas de manufatura intensiva em eletricidade e as ferrovias estão parcialmente isentas da sobretaxa EEG devido à regulamentação especial de equalização no EEG para proteger sua competitividade internacional e intermodal ( Seção 40 EEG e regulamentos relacionados, Seções 41-44 EEG). Podem candidatar-se empresas do setor da indústria transformadora com consumo de eletricidade superior a 1 GWh / a (até 31 de dezembro de 2011: 10 GWh / a) e um rácio entre os custos de eletricidade e o valor acrescentado bruto da empresa de pelo menos 14%. Se esses requisitos forem atendidos, a sobretaxa de EEG para a empresa é limitada da seguinte forma: A sobretaxa de EEG não é limitada para a parcela de eletricidade de até 1 GWh / a. Para a parcela de eletricidade entre 1 e 10 GWh / a, é necessário pagar 10% da sobretaxa EEG. Para a proporção de eletricidade entre 10 e 100 GWh / a, deve ser pago 1% da sobretaxa EEG. Para a parcela de eletricidade acima de 100 GWh / a, a sobretaxa EEG é de 0,05 centavos / kWh. Para empresas com um consumo de eletricidade superior a 100 GWh / ae uma relação entre os custos da eletricidade e o valor acrescentado bruto de pelo menos 20%, a sobretaxa EEG é limitada a 0,05 cêntimos / kWh. O consumo de eletricidade de 10 GWh / a é um pré-requisito para ferrovias. Se este requisito for atendido, a sobretaxa de EEG é limitada da seguinte forma: A sobretaxa de EEG não é limitada a 10% do consumo de eletricidade. Para o restante do consumo, a sobretaxa EEG é de 0,05 centavos / kWh.

Regulamentos especiais para
empresas intensivas em eletricidade de 2013
reduziram a sobretaxa de EEG ( § 41 EEG) ^{(1) (2)}

Redução da taxa de consumo	Levy EEG
até 1 GWh / a	100%
mais de 1 GWh / a a 10 GWh / a	10%
mais de 10 GWh / a a 100 GWh / a	1%
mais de 100 GWh / a	0,05 ct / kWh
Regulamento especial para consumo acima de 100 GWh / ae custos de eletricidade no mínimo 20% do valor adicionado bruto	0,05 ct / kWh
(1) Requisitos: consumo mínimo de eletricidade de 1 GWh / a, A eletricidade custa pelo menos 14% do valor adicionado bruto (2) A geração própria está isenta da sobretaxa de EEG

De acordo com o Ministério Federal do Meio Ambiente de março de 2012, cerca de metade do consumo de eletricidade industrial estava total ou parcialmente isento da sobretaxa EEG neste momento, o que aumentou a sobretaxa EEG para consumidores finais em cerca de 0,9 ct / kWh em 2011. O número de empresas isentas aumentou significativamente após a emenda EEG de 2012. O governo federal esperava que em 2013 cerca de duas vezes e meia mais empresas do que antes pudessem se beneficiar do regulamento especial. Em 2013, 1.691 empresas intensivas em eletricidade foram beneficiadas pelo regulamento especial. Isso correspondeu a uma parcela de 1,29 centavos / kWh ou aproximadamente 25% do valor total (5,28 centavos / kWh) da sobretaxa EEG. Se tivessem sido avaliados na íntegra, teriam de pagar quatro bilhões de euros. Em 2014, 2.098 empresas ou partes de empresas beneficiaram do regulamento especial de compensação da EEG. O volume de energia elétrica privilegiado dessas empresas foi de 107.101 GWh. A lista das empresas afetadas mostra que muitas dessas empresas não comercializam com o exterior. Para 2015, foram apresentados pedidos de tutela no valor de 4,8 mil milhões de euros.

Este alívio foi amplamente criticado devido às distorções da concorrência, encargos adicionais para os consumidores privados e efeitos de incentivo ecologicamente questionáveis. A Comissão da UE deu início a um processo de auxílio estatal contra a Alemanha, a fim de examinar a subvenção de empresas através da isenção parcial da sobretaxa EEG ao abrigo do direito da concorrência.

Em maio de 2012, a Federal Network Agency publicou um relatório de avaliação em que as isenções para a grande indústria eram criticadas. Por exemplo, a agência da rede preocupa-se com a “redução do consumo final sujeito à sobretaxa de EEG devido à ampliação dos regulamentos de privilégio”, visto que com os regulamentos em vigor, as empresas privilegiadas consumiam cerca de 18% da energia eléctrica, mas apenas representaram 0,3% da sobretaxa de EEG. No futuro, é importante encontrar um melhor equilíbrio entre grandes consumidores e pequenas e médias empresas, bem como clientes domésticos. Ao privilegiar a indústria intensiva em eletricidade, isso seria aliviado em cerca de 2,5 bilhões de euros anuais, e os custos seriam repassados ​​para empresas não privilegiadas e famílias privadas. De acordo com pesquisas jornalísticas, cerca de 450 milhões de euros em reduções no preço da eletricidade foram concedidos em 2014 para a produção de uma única fundição de alumínio. No entanto, dado que a empresa em questão tem apenas mil trabalhadores, resultou num subsídio de 440 mil euros por ano e por posto de trabalho.

Também há críticas de que muitas empresas se beneficiam da regra de isenção terceirizando o trabalho por meio de contratos de trabalho e serviços. Por um lado, isso reduz seus próprios custos de pessoal. Além disso, de acordo com a lei, os contratos de obras e serviços não agregam valor à empresa. Em determinadas circunstâncias, o critério de isenção é alcançado mediante a terceirização do trabalho para empresas estrangeiras (dumping salarial), o que contradiz totalmente o objetivo da lei.

O Ministério Federal do Meio Ambiente e o Ministério Federal da Economia planejaram reduzir os regulamentos de isenção para conter o aumento dos custos. As empresas que não estão em “intensa competição internacional” devem voltar a participar mais na expansão das energias renováveis. De acordo com a avaliação do KfW , a indústria alemã se beneficiou da transição energética ; uma desvantagem competitiva não é imediatamente reconhecível devido ao desenvolvimento abaixo da média. Esta avaliação foi apoiada por outros laudos de especialistas. Devido aos vários privilégios fiscais e tributários, bem como à queda dos preços no atacado como resultado do efeito de ordem de mérito das energias renováveis, a indústria intensiva em energia na Alemanha obtém eletricidade de forma relativamente barata em comparação com anos anteriores e em comparação com outros países industrializados. Em 2013, o quilowatt-hora no mercado spot custava em média 3,78 centavos. Na França, o mesmo produto custava 4,3 centavos no mesmo ano, na Itália e na Grã-Bretanha 6,2 centavos. Nos EUA, os preços da eletricidade aumentaram novamente a partir de 2012 e em algumas regiões também estão acima do nível alemão. Os preços da eletricidade no mercado de balcão também estão se tornando mais baratos na Alemanha. De acordo com a Associação da Indústria de Energia e Indústrias Elétricas (VIK), a eletricidade custa entre 2,68 e 4,28 centavos de dólar por quilowatt-hora para contratos de fornecimento direto para os anos de 2015 a 2017. Outros relatórios de 2013 apoiam esta conclusão. Em janeiro de 2014, uma fundição de alumínio holandesa anunciou seu fechamento porque não era mais competitiva devido à eletricidade industrial barata na Alemanha.

Os custos de energia, bem como a sobretaxa de EEG, têm apenas uma pequena parcela do valor bruto da produção na indústria de manufatura na Alemanha, em comparação com fatores como custos de material e pessoal . No entanto, o ônus para as empresas por meio da sobretaxa estatutária de EEG é definitivamente mensurável: em engenharia mecânica, isso representou um máximo de 0,05% do valor da produção bruta em 2007 (dados mais recentes disponíveis do Federal Statistical Office). Nas indústrias mais intensivas em energia, como a produção de vidro, cerâmica ou papel, a parcela da sobretaxa EEG era de no máximo 0,3%. Extrapolado para a sobretaxa de EEG para consumidores finais não privilegiados em 2013 (5,23 centavos / kWh), isso resultaria em uma participação máxima de 1,5% nesses setores.

De acordo com uma proposta de reforma apresentada pelo Instituto Alemão de Pesquisa Econômica, no futuro, as empresas só deveriam ter privilégios se também se enquadrarem na regra de compensação do preço da eletricidade do comércio de emissões da UE devido a critérios da legislação europeia. 15 setores centrais se beneficiam disso, incluindo as indústrias de ferro, aço, alumínio, cobre, química e papel. O anterior acoplamento de privilégios à quantidade de consumo anual de eletricidade, no entanto, deve ser abandonado sem substituição.

De acordo com as suas próprias informações, a Deutsche Bahn pagou uma taxa EEG de 55 milhões de EUR em 2013. Devido a alterações na base de avaliação, este valor deverá aumentar para 108 milhões de euros em 2014. De acordo com informações próprias, a sua quota de EEG aumentará ainda 52 milhões de euros, para 160 milhões de euros, em 2015.

Regulamentação especial para autoconsumo de centrais elétricas autônomas

A energia elétrica gerada em nossos próprios sistemas de geração de energia para consumo pessoal está isenta da sobretaxa de EEG.

Em 2013, este regulamento especial resultou em custos adicionais de aproximadamente 2,6 bilhões de euros ou 12% da sobretaxa de EEG.

Em 2019, a Federal Network Agency avaliou os custos de financiamento para este financiamento do autoconsumo em 5.426 milhões de euros por ano. Destes, 5.040 milhões de euros foram utilizados para a autossuficiência em combustíveis fósseis e 386 milhões de euros para eletricidade proveniente de energias renováveis.

Portaria de mecanismo de compensação

A portaria para o desenvolvimento do mecanismo de compensação de âmbito nacional (AusglMechV) , emitida em 2009 e aplicável à eletricidade EEG gerada a partir de 2010, altera fundamentalmente o mecanismo de compensação estatutário da EEG. O AusglMechV foi emitido com base na Seção 64 (3) EEG, que autoriza o governo federal a fazer mudanças extensas no mecanismo de compensação nacional com relação aos custos incorridos com eletricidade EEG. O AusglMechV dispensa os operadores do sistema de transporte de encaminharem a eletricidade EEG para as empresas de fornecimento de energia, que por sua vez ficam dispensadas de sua obrigação de compra ( § 1 nº 1 e 2 AusglMechV). Em vez disso, os operadores da rede de transporte são obrigados a utilizar a eletricidade EEG no mercado à vista de uma bolsa de eletricidade de forma transparente e não discriminatória ( secção 1 n.º 3 e secção 2 AusglMechV). Além disso, os operadores da rede de transporte podem exigir o reembolso parcial das despesas necessárias relacionadas com a sobretaxa EEG às empresas de fornecimento de energia que fornecem eletricidade aos consumidores finais ( Artigo 3 (1) AuslgMechV). De acordo com a AusglMechV, a sobretaxa é calculada com base na diferença entre a receita da comercialização de eletricidade EEG de acordo com o § 2 EEG (mais receita relacionada) e as despesas relacionadas com a compra de eletricidade EEG, em particular aquela de acordo com o Remuneração EEG a pagar ( § 3 AusglMechV).

A concessão para empresas intensivas em eletricidade e ferrovias de acordo com § 40 EEG, de acordo com a qual sua obrigação de comprar eletricidade EEG pode ser limitada, é alterada para que elas tenham que pagar apenas uma compensação de 0,05 centavos / kWh como uma sobretaxa de EEG. Além disso, o AusglMechV contém princípios para a determinação da sobretaxa EEG e obriga os operadores do sistema de transmissão a publicar as receitas e despesas determinadas para a determinação da sobretaxa mensal e anualmente em seus sites, bem como uma previsão da sobretaxa esperada para o próximo ano. A Federal Network Agency está, por sua vez, autorizada a emitir regulamentos adicionais. Com o AusglMechV, parte significativa da EEG está sendo alterada por portaria, razão pela qual se questiona a admissibilidade constitucional de uma portaria estatutária - objeção que o Conselho Federal já havia levantado no processo legislativo.

Pagamentos de compensação por eletricidade não alimentada na rede

Se a eletricidade puder ser produzida, mas não fornecida, por exemplo porque o operador da rede está desligando o operador do sistema remotamente devido à capacidade insuficiente da rede ou sobrecarga da rede, o operador do sistema tem direito a uma compensação desde o EEG de 2009, que geralmente é baseado em a remuneração EEG que de outra forma seria paga.

A energia eólica regulada representou quase 1% da energia eólica gerada anualmente nos anos de 2011 a 2013 e subiu para 2,4% em 2014 e 5,2% em 2015. Para a energia fotovoltaica, a energia regulada era de cerca de 0,6% em 2015, e para a biomassa de 0,9%. Em 2015, o total de energias renováveis ​​reduzidas ascendeu a 4722 GWh. Destes, 87% vieram da energia eólica, 5% da energia solar e 8% da biomassa. Em 2015, 89% dos gargalos estavam na rede de transmissão supra-regional, geograficamente 97% no norte da Alemanha. Os pedidos de indemnização resultantes em 2015 ascenderam a 394 milhões de euros (valor provisório). Em 2016, o volume regulado de eletricidade desceu para 3.743 GWh, tendo as compensações efetuadas caído para 373 milhões de euros.

Concurso desde EEG 2014

Com o EEG 2014, foram lançados pela primeira vez concursos, os quais foram inicialmente testados e avaliados em modelos piloto com sistemas fotovoltaicos montados no solo. Isso foi acompanhado da introdução de trajetórias de crescimento para as fontes individuais de energia, que até então só existiam para a fotovoltaica. Não existe obrigatoriedade de concurso para sistemas fotovoltaicos em edifícios até 1 MW. O documento de questões-chave de 2015 convocou a licitação para uma expansão da energia eólica em 2,4 GW, desde que seja comissionada entre 2021 e 2023. No entanto, isso deve ficar dependente do cumprimento da meta de expansão.

As associações da indústria viram a licitação com ceticismo. Eles esperam que os riscos de mercado mais elevados que surgem como resultado do afastamento do sistema de remuneração sejam considerados e, portanto, levem a custos mais elevados. Os projetos de energia dos cidadãos, em particular, estão em risco porque não podem suportar os riscos de financiamento .

Concurso no EEG 2017

Para os anos de 2017 a 2019, o volume do concurso para energia eólica foi definido em 2,8 GW por ano e, portanto, aumentou em comparação com o documento de questões principais. A partir de 2020, deve ser 2,9 GW anuais. No entanto, a partir de 2018, o volume dos concursos passa a ser reduzido em relação à capacidade instalada total que foi adjudicada no âmbito dos concursos.

Os detalhes (tecnologia, datas de licitação, volume de licitações, valores de premiação) podem ser encontrados no site da Federal Network Agency .

Com o EEG 2017, há uma mudança de paradigma fundamental no instrumento de financiamento. O anterior sistema de taxas de remuneração fixas está sendo substituído por licitações para expansão anual de capacidades específicas de tecnologia. As capacidades de expansão são alocadas no processo de leilão e os licitantes vencedores recebem um prêmio de mercado por 20 anos, que resulta do valor do lance menos o preço na troca de eletricidade. Ao passar de um instrumento de preço para um instrumento de volume para financiamento nacional, os incentivos para os estados federais promoverem a expansão das energias renováveis ​​são revertidos. Em particular, as ambições de expansão dos ventosos estados federais do norte estão sendo atenuadas pela mudança para licitações em todo o país.

Condições e influências da estrutura

Classificação na Lei da Indústria de Energia

As centrais geradoras de eletricidade de menor porte como projetos para fins de fornecimento de energia podem fazer uso da possibilidade de desapropriação prevista na Lei da Indústria de Energia (EnWG) de acordo com a Seção 45 (1) nº 3 EnWG, que é particularmente importante se o as usinas privadas são propriedade de terceiros para encaminhar os cabos para a próxima rede pública aberta. É disputado entre os tribunais se isso inclui o direito de posse antecipada ( Seção 44b EnWG).

Os poderes das empresas de fornecimento de energia e de rede para tomar medidas (como restrições de produção ) para manter a segurança e a confiabilidade do sistema de fornecimento de eletricidade de acordo com a Seção 13 (1) e a Seção 14 (1) EnWG existem vis-à-vis os operadores de usinas geradoras de eletricidade EEG - e até agora sem obrigação de compensação ( Seção 11 (2) EEG).

Persistência do esquema de remuneração de vinte anos

A EEG garante que os operadores das usinas recebam a tarifa aplicável no ano em que a usina de geração foi comissionada para este ano e vinte anos seguintes. Com esta definição, os operadores da planta devem ter segurança de investimento suficiente. A redução anual das taxas de remuneração previstas na lei aplica-se apenas aos sistemas que estavam ligados à rede no respectivo ano à data do comissionamento oficial ( artigo 20.º EEG). Não foi esclarecido se e em que condições o legislador pode reduzir retroativamente as condições de remuneração, incluindo as taxas para as usinas operadas. O Tribunal Constitucional Federal, que tratou em decisão de 18 de fevereiro de 2009, com a aplicação retrospectiva do novo termo do sistema na EEG de 2009, o que levou a uma queda na remuneração de quase 50% para alguns operadores de sistemas de biomassa desde a lei entrou em vigor, deixou esta questão sem tratamento porque já havia considerado uma alteração retrospectiva admissível devido a uma situação jurídica incerta. O perito contratado pelo BMU, Stefan Klinski, considerou que uma alteração posterior das taxas de remuneração aplicáveis ​​para o futuro seria um "falso efeito retroativo ", o que era fundamentalmente permitido, mas no qual a confiança criada pelo legislador tinha a ser levado em consideração. O seu relatório publicado pelo BMU chegou à conclusão de que a remuneração atual e as suas condições poderiam sofrer interferências se a legislação da UE o exigisse ou se fosse posteriormente determinado que a remuneração paga era economicamente demasiado elevada.

Admissibilidade do direito constitucional e europeu

O modelo de alimentação de eletricidade da EEG intervém em vários níveis na liberdade de contrato e exploração, de modo que a permissibilidade constitucional no que diz respeito à liberdade de ocupação ( Art. 12 GG ) e o direito à propriedade ( Art. 14 GG) parecia questionável. Além disso, a lei conduz, sob a forma de sobretaxa EEG, a uma espécie de imposição, cuja admissibilidade foi questionada como imposto especial em direito fiscal. No entanto, o imposto é principalmente classificado como um componente de preço de direito privado, uma vez que os custos adicionais decorrentes da EEG não afetam os orçamentos públicos de direito fiscal. Além disso, as disposições da EEG são classificadas como regulamentação admissível do exercício da profissão ou restrição do conteúdo da propriedade.

Em termos de direito europeu, o modelo foi posto à prova do ponto de vista da violação da livre circulação de mercadorias e da proibição de concessão de subsídios . Durante anos, a Comissão Europeia apoiou um modelo diferente da economia de mercado, segundo o qual são atribuídas quotas para a utilização de energias renováveis ​​na produção de eletricidade, o que pode ser cumprido através da aquisição de certificados verdes (via eletricidade renovável ). No entanto, o Tribunal de Justiça Europeu já havia confirmado em sua decisão PreussenElektra de 13 de março de 2001 com relação à Lei de Alimentação de Eletricidade que a sobretaxa de EEG não era um pagamento de serviço público, de modo que uma violação da proibição de subsídios foi descartada; O tribunal considerou a presente usurpação da livre circulação de mercadorias como ainda aceitável para a época, devido às preocupações imperativas de proteção do clima e do meio ambiente. Com a Diretiva CE 2009/28 / CE de 23 de abril de 2009 expressamente confirmando o modelo EEG (além do modelo de cotas), as últimas dúvidas no direito europeu foram dissipadas.

De acordo com a opinião de um especialista da Faculdade de Direito da Universidade de Regensburg em 2012, partes do EEG podem ter sido inconstitucionais desde a emenda de 2009. O problema é que, com a entrada em vigor da portaria do mecanismo de compensação , que foi alterada em 2010, algumas das cobranças representam uma “cobrança especial” que ignora o orçamento federal ou é “volátil” no alemão legal. A situação é comparável à anterior “ pfennig de carvão ” para subsidiar a construção de carvão duro na Alemanha, que foi proibida em 1994. As ações judiciais de várias empresas do setor têxtil e da moda com base neste relatório foram julgadas improcedentes pelo Tribunal Federal de Justiça; uma ação constitucional apresentada posteriormente não foi aceita para decisão do Tribunal Constitucional Federal em outubro de 2014.

Em fevereiro de 2013, o Comissário da Concorrência da UE, Joaquín Almunia, anunciou a abertura de um processo de auxílio estatal . As empresas que se beneficiaram com a regulamentação podem enfrentar o reembolso de isenções já concedidas. Em julho de 2013, soube-se que o Comissário da Concorrência pretendia dar início a investigações sobre auxílios estatais à isenção de empresas com utilização intensiva de energia nesse mesmo mês. Após intervenção do governo federal, foi adiado para o final de setembro, após as eleições federais de 2013 . Em 18 de dezembro de 2013, um exame aprofundado (procedimento de investigação) foi iniciado para determinar se a isenção parcial da sobretaxa EEG concedida a empresas intensivas em eletricidade na Alemanha estava em conformidade com os regulamentos de auxílios estatais da UE. No entanto, pelo menos um reembolso de descontos já concedidos poderia ser evitado nas negociações com a Comissão da UE. No entanto, regulamentos mais restritivos para descontos industriais devem entrar em vigor até 2018.

Em 9 de abril de 2014, a Comissão da UE apresentou novas diretrizes para ajuda nos setores ambiental e de energia. Eles também contêm critérios de como as empresas com uso intensivo de energia, particularmente expostas à concorrência internacional, podem ser isentas de impostos para promover as energias renováveis. Enquanto a Associação Federal de Gestão de Energia e Água saudou as novas diretrizes, visto que se destinam a exigir licitações no setor de energia e, assim, proibir as tarifas de aquisição do EEG, a Associação Federal de Energia Renovável recomendou que os estados membros violassem as diretrizes da Comissão da UE perante o Tribunal de Justiça Europeu (TJE) para processar, porque representam uma interferência na competência dos Estados-Membros, estão em contradição aberta com a diretiva da UE para as energias renováveis ​​e ignoraram as experiências negativas e aumento de custos efeitos dos modelos de licitação ali favorecidos. Um parecer jurídico especializado da Environmental Energy Law Foundation de Würzburg avalia o EEG sob certas condições como estando em conformidade com a legislação europeia. A transição para propostas não é absolutamente necessária.

De acordo com a mais recente jurisprudência do Tribunal de Justiça Europeu, os Estados-Membros têm muita liberdade para promover as energias renováveis ​​com instrumentos nacionais e, portanto, não violam a proibição de discriminação contra investidores estrangeiros. É do interesse geral promover as energias renováveis ​​e proteger o ambiente e o clima.

Taxas de remuneração

Principais características

As principais características da remuneração dos sistemas de geração de eletricidade a partir de energias renováveis ​​e gás de mina também foram mantidas na EEG 2012:

• diferentes níveis de remuneração dependendo do tipo de energia
• maior remuneração para sistemas menores, pois exigem maiores custos de investimento por unidade de energia (kW)
• Taxas de remuneração decrescentes, quanto mais tarde no ano de comissionamento, a chamada "degressão"

O EEG 2012 regula a remuneração dos sistemas que entrarem em operação a partir de 1º de janeiro de 2012 (Seções 23–33 EEG 2012). Em princípio, a situação jurídica anterior continua a aplicar-se às centrais que já estão em operação - sujeito a algumas disposições transitórias ( Artigo 66 EEG). Para a eletricidade proveniente de energia de radiação solar, foi introduzida uma exceção com o aditivo fotovoltaico, segundo a qual, além da redução regular no início do ano com forte expansão em relação ao ano anterior, pode ocorrer uma nova redução também em 1º de julho ("tampa de respiração") ( § 20b EEG 2012).

Para os tipos individuais de energia, o EEG prevê uma remuneração ajustada em função da capacidade de expansão. As diferenças repentinas nas transições entre esses grupos de remuneração são equilibradas dividindo-se a capacidade de expansão de um sistema em grupos de serviços individuais e a remuneração sendo calculada em uma base pro-rata (veja o seguinte exemplo de energia hidrelétrica ).

Energia hidrelétrica

Remuneração EEG para eletricidade de energia hidrelétrica (ct / kWh)

Desempenho do sistema	EEG 2012 (1)	EEG 2009		EEG 2004
		até 5 MW	mais de 5 MW
até 500 kW	12,7	12,67 (2) / 11,67 (3)	7,29	9,67
até 2 MW	8,3	8,65	7,29	6,65
até 5 MW	6,3	7,65 (2) / 8,65 (3)	7,29	6,65
até 10 MW	5,5		6,32	6,32
até 20 MW	5,3		5,80	5,80
até 50 MW	4,2		4,34	4,34
mais de 50 MW	3,4		3,50	3,50
(1) Nova construção e modernização (2) Nova construção (3) modernização

Com o EEG 2012, o período de remuneração para usinas hidrelétricas também foi aumentado para 20 anos mais o ano de comissionamento (anteriormente 15 anos para usinas com mais de 5 MW) ( Seção 23 EEG). A distinção entre pequenas e grandes hidrelétricas a 5 MW - com diferentes regulamentos de remuneração (ver tabela) - também foi removida. A degressão é de um por cento para cada ano subsequente de comissionamento. Para a ampliação ou nova construção, uma série de requisitos da legislação ambiental e hídrica - especialmente para passagem de peixes - devem ser atendidos, os quais devem ser comprovados pelas autoridades ou por um perito (Seções 33 a 35 e 6, Parágrafo 1, Cláusula 1ª , Números 1 e 2 da Lei de Gestão da Água).

A remuneração prevista na lei subdivide-se em grupos de desempenho, os quais são incluídos no cálculo da remuneração de caso específico de acordo com a classificação de desempenho. A EEG ( Seção 3 , Parágrafo 2a) define a potência nominal de um sistema como o quociente entre o total de quilowatts-hora gerados no respectivo ano civil e o total das horas completas do respectivo ano civil . Exemplo: Uma usina hidrelétrica com uma potência do sistema de 2 MW gera 9.600.000 kWh por ano a 4.800 horas de plena carga. A potência nominal é 1.096 kW (horas anuais de plena carga * potência nominal / 8.760 h). Destes, 500 kW, ou seja, 45,6%, são atribuídos ao grupo de remuneração até 500 kW e a potência adicional ao grupo de remuneração até 2 MW. A remuneração média é calculada como 0,456 × 12,7 ct / kWh + 0,544 × 8,3 ct / kWh = 10,31 ct / kWh. No comissionamento após 2012, deve-se levar em consideração a degressão de 1% ao ano. Um sistema que entrou em operação em 2013 recebe 12,57 ct / kWh em vez de 12,7 ct / kWh no grupo de até 500 kW.

• Usinas hidrelétricas - exemplos de tamanhos
• 

  Parafuso de energia hidrelétrica no açude do Castelo de Laer (próximo à passagem para peixes),
  saída de aproximadamente 15 kW

• 

  Usina hidrelétrica Hämelschenburg / Nds.
  140 kW de potência

• 

  Usina hidrelétrica de Beuerberg / Baviera com uma
  potência de 388 kW

• 

  Usina hidrelétrica Aufkirchen / Bavária com
  potência de 27 MW

Aterro sanitário, esgoto e gás de mina

A remuneração encontra-se nas tabelas a seguir. De acordo com o Anexo 1 do EEG, sistemas de até 5 MW _el recebem um bônus de 2,0 centavos / kWh (2004: 2,0) por tecnologia de sistema inovadora. Há bônus adicionais para aterro e gás de esgoto para processamento de gás.

A redução da remuneração básica e bônus é de 1,5% por ano subsequente de comissionamento ( Seção 20b EEG 2012).

Remuneração EEG para eletricidade de aterro sanitário e usinas de gás de esgoto (ct / kWh) Compartilhamento de desempenho EEG 2012 EEG 2009 EEG 2004 até 500 kW el 6,79 9,00 / 6,16 (1) 7,11 (2) 500 kW el a 5 MW el 5,89 6,16 6,16 (1) Gás de aterro sanitário (2) Gás de esgoto

Remuneração EEG para eletricidade de usinas de gás de mina (ct / kWh) Compartilhamento de desempenho EEG 2012 EEG 2009 EEG 2004 até 500 kW el 6,84 7,16 7,11 500 kW el a 1 MW el 6,84 7,16 6,16 1 MW el a 5 MW el 4,93 5,16 6,16 de 5 MW el 3,98 4,16 6,16

O gás de mina não é renovável, mas uma fonte fóssil de energia. A combustão do gás de mina (por exemplo, em uma usina de geração de energia) é, no entanto, uma medida de proteção climática, pois o gás de mina não queimado que escapa para a atmosfera tem um maior aquecimento global potencial do que o dióxido de carbono produzido durante a combustão. A promoção da geração de eletricidade a partir do gás de mina foi introduzida porque a coleta e o aproveitamento energético do gás de mina não vale a pena sem apoio financeiro.

Biomassa

A remuneração básica pode ser encontrada na tabela a seguir.

Remuneração de biomassa básica (ct / kWh)

Compartilhamento de desempenho	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
até 150 kW el	14,3	11,67 também para sistemas antigos	11,50
150 kW el a 500 kW el	12,3	9,18	9,90
500 kW el a 5 MW el	11	8,25	8,90
5 MW el a 20 MW el	6 apenas com CHP	7,79 apenas para CHP	8,40 apenas com CHP

Para se beneficiar dos bônus extensivos de até 18 centavos / kWh para geração de eletricidade a partir de biomassa, as seguintes condições devem ser atendidas:

• Uso de tecnologias inovadoras ( bônus de tecnologia )
• Uso de matérias-primas renováveis ​​ou estrume líquido ( bônus Nawaro , incluindo: bônus de estrume líquido )
• Uso de calor e energia combinados (CHP, bônus CHP )
• O cumprimento dos valores limite para formaldeído emissões ( bónus formaldeído )

Se as matérias-primas utilizadas para a produção de biomassa líquida não atenderem aos requisitos da Seção 3 da Portaria de Sustentabilidade da Eletricidade da Biomassa ou se as matérias-primas vierem de cultivo não sustentável, como floresta tropical ou pântanos, a remuneração no âmbito do EEG não é mais aplicável.

A redução anual da remuneração base e dos bônus foi reduzida na EEG 2009 em meio ponto percentual para 1% (EEG 2004: 1,5%).

Na alteração EEG 2012, que foi aprovada em 30 de junho de 2011, os seguintes prêmios foram introduzidos para usinas de biogás:

• " Prêmio de mercado "
• " Bônus de flexibilidade "

A partir de 1º de janeiro de 2012, pequenas usinas de biogás de até 75 kW também foram remuneradas a 25 ct / kWh.

Energia geotérmica

Remuneração básica geotérmica

Compartilhamento de desempenho	EEG 2012	EEG 2009	EEG 2004
até 5 MW el	Dia 25	20o	Dia 15
até 10 MW el	Dia 25	20o	14º
até 20 MW el	Dia 25	14,50	8,95
de 20 MW el	Dia 25	14,50	7,16

No EEG de 2009, a remuneração básica para a parcela de produção de até 10 MW _{el foi aumentada} para 16 ct / kWh e para a parcela de saída acima de 10 MW _el para 10,5 ct / kWh. Além disso, um bônus de utilização de calor de 3 ct / kWh e um bônus de tecnologia de 4 ct / kWh para sistemas não hidrotérmicos (por exemplo, rocha quente-seca) foram introduzidos. Os bônus de cogeração e antecipação, que eram válidos até 2011, deixaram de ser aplicáveis ​​devido ao aumento das tarifas no EEG 2012. O bônus de tecnologia para projetos petrotérmicos foi retido e passou de 4 para 5 ct / kWh.

A redução anual da remuneração base e do bônus de tecnologia é postergada na EEG 2012 para 2018 e é de 5% ao ano (EEG 2004/2009: 1% a partir de 2010).

Energia eólica continental (onshore)

Remuneração por energia eólica onshore

Estágio	Tarifa inicial	Remuneração Básica
	ct / kWh	ct / kWh
EEG 2000	9,10	6,19
EEG 2004	8,70	5,50
EEG 2009	9,20	5.02
EEG 2012	8,93	4,87
EEG 2014 a partir de 1 de agosto de 2014	8,90	4,95
EEG 2017 a partir de 1º de janeiro de 2017	8,38	4,66
EEG 2017 a partir de 1º de março de 2017	8,29	4,61
EEG 2017 a partir de 1º de abril de 2017	8,20	4,56
EEG 2017 a partir de 1 de maio de 2017	8,12	4,51
EEG 2017 a partir de 1 ° de junho de 2017	8,03	4,47
EEG 2017 a partir de 1 de julho de 2017	7,95	4,42
EEG 2017 a partir de 1 de agosto de 2017	7,87	4,37
EEG 2017 a partir de 1 de outubro de 2017	7,68	4,27
EEG 2017 a partir de 1º de janeiro de 2018	7,49	4,17

A estrutura de remuneração da eletricidade gerada pela energia eólica no continente depende do rendimento do local ( Seção 49 EEG 2014). Após uma remuneração inicial inicial de cinco anos, o rendimento inicialmente alcançado é definido em relação a um sistema de referência (teórico) e a partir deste é calculado para a localidade individual por quanto tempo a remuneração inicial adicional será concedida. Quanto mais ventoso e, portanto, mais lucrativo for um local, mais curta se torna a fase de pagamento. O regulamento associado estava no EEG 2012: "Este período é estendido por dois meses para cada 0,75 por cento do rendimento de referência pelo qual o rendimento do sistema cai abaixo de 150 por cento do rendimento de referência" ( Seção 64 (2) EEG 2012) . Com a EEG 2014, o regulamento da tarifa inicial foi ajustado da seguinte forma: “Este período é prorrogado em um mês por cada 0,36 por cento do rendimento de referência, pelo que o rendimento do sistema cai abaixo de 130 por cento do rendimento de referência. Além disso, o período é estendido por um mês para cada 0,48 por cento do rendimento de referência pelo qual o rendimento do sistema cai abaixo de 100 por cento do rendimento de referência ”( Seção 49 (2) EEG 2014).

Para locais próximos da costa, que por exemplo atingem 120% do rendimento de referência, leva a uma prorrogação de 27 meses, de forma que o pagamento inicial de 8,79 centavos / kWh (comissionamento em janeiro de 2016) é concedido por um total de 7,25 anos . O rendimento de referência pode cair abaixo do rendimento de referência para locais do interior, de modo que um local com 90% do rendimento de referência, por exemplo, é estendido por quase 11 anos para um total de 16 anos. Após este período ter expirado, apenas a chamada remuneração básica de 4,89 centavos / kWh é concedida ( Seção 49 (1) EEG 2014 com degressão no comissionamento em janeiro de 2016). Esta estrutura de remuneração dependente da localização para a energia eólica no continente leva a uma remuneração média significativamente diferente ao longo do período de remuneração EEG de 20 anos.

De acordo com a EEG 2012, a tarifa inicial está sujeita a uma redução de 1,5% ao ano, quanto mais tarde ocorrer o comissionamento ( Seção 20 (2) EEG 2012). De acordo com a EEG 2014, um reajuste trimestral das tarifas ocorrerá a partir de 1º de janeiro de 2016 ( Seção 29 EEG 2014). O valor do reajuste depende da expansão ocorrida nos últimos 12 meses. Se for verificado um nível de expansão particularmente elevado, a redução aumenta para até 1,2% ao trimestre, enquanto no caso de expansão particularmente fraca, a remuneração também pode ser aumentada em até 0,4%. Um corredor-alvo de 2,4 GW a 2,6 GW por ano é planejado para a expansão.

O cálculo do rendimento para o sistema de referência relevante é regulamentado no Apêndice 3 do EEG 2012 e inclui essencialmente a curva de desempenho medida do tipo de sistema e um local de referência, cujas condições de rendimento são determinadas com base na velocidade média anual , a altura do ponto de medição, o perfil de altura e o comprimento de rugosidade.

O EEG 2012 regulamenta dois pagamentos de bônus para turbinas eólicas no continente: o bônus de serviço do sistema (bônus AS) e o bônus de repotenciação . O bônus de serviço do sistema de 0,48 centavos / kWh é concedido para sistemas que atendam aos requisitos técnicos da Portaria de Serviço do Sistema (SDLWindV) ( Seção 64 EEG 2012) e que sejam colocados em operação antes de 1º de janeiro de 2015. Os sistemas existentes que atendam aos requisitos da referida portaria e tenham entrado em operação entre 1º de janeiro de 2002 e 31 de dezembro de 2008 também podem receber esse bônus ( Artigo 66 (1) nº 6 EEG 2012) (então 0,7 centavos / kWh). Os requisitos técnicos da portaria contribuem para a estabilidade da rede e melhor gerenciamento de carga e geração. A Portaria de Serviço do Sistema (SDLWindV) foi emitida em 3 de julho de 2009.

O bônus de repotenciação é concedido para novos sistemas que substituem sistemas com pelo menos dez anos ( Seção 30 da EEG 2012). Para se beneficiar do aumento, o novo sistema deve fornecer pelo menos o dobro da produção e estar no mesmo distrito ou em um distrito adjacente. Outra condição é que o número de sistemas não aumente. Nessas condições, é pago um bônus de repotenciação de 0,5 centavos / kWh.

Energia eólica offshore

Os sistemas offshore são sistemas de energia eólica que são configurados a uma distância de pelo menos três milhas náuticas - medidas a partir da costa do mar ( Seção 3 No. 9 EEG 2012). No outono de 2009, o campo de teste “ Alpha Ventus ” com doze turbinas da classe 5 MW foi colocado em operação. Em março de 2010, foi iniciada a construção de mais dois parques eólicos offshore . Licenças foram emitidas para 32 plantas adicionais nos mares do Norte e Báltico . Como nenhum projeto foi implementado até 2009, apesar das licenças existentes, as tarifas no EEG 2009 foram aumentadas significativamente. Nos primeiros doze anos, o pagamento inicial pela eletricidade de turbinas eólicas offshore (energia eólica offshore: Seção 50 EEG) é de 15,4 centavos / kWh. Desde a EEG 2012, uma tarifa inicial mais elevada de 19,4 cêntimos / kWh também foi possível de acordo com o modelo de compressão , embora o período tarifário tenha sido encurtado de 12 para 8 anos. Após o período tarifário inicial (12 ou 8 anos), 3,9 centavos / kWh (EEG 2004: 5,95 centavos / kWh) são pagos por kWh. O período do pagamento inicial é estendido em função da distância do sistema ao continente (de uma distância de 12 milhas náuticas uma extensão de 0,5 mês para cada milha náutica adicional completada) e da profundidade da água (de uma lâmina de água de 20 metros uma extensão de 1,7 meses por metro adicional concluído). As restrições à aprovação de instalações offshore existem principalmente em favor da conservação da natureza e da segurança do transporte marítimo. Uma degressão, que deveria ter reduzido a taxa de remuneração anual das usinas offshore em 5% a partir de 2015, foi adiada para 1º de janeiro de 2018, com um percentual de acréscimo de 7% então aplicável. Em 27 de março de 2010, o primeiro parque eólico offshore alemão, alpha ventus, com uma potência de 60 MW, foi inaugurado a 45 quilômetros da costa de Borkum . Até 2030, cerca de 30 gigawatts (apenas 15 GW em 2014) deverão ser instalados nas águas alemãs (Mar do Norte e Mar Báltico), também com a ajuda de cooperações .

O governo de Merkel aprovou a polêmica regra de responsabilidade offshore em 2012. A compensação pela falta de ligações aos parques eólicos ou em caso de perturbações com duração superior a dez dias será, portanto, parcialmente imputada ao preço da eletricidade. Os atrasos são os operadores da rede, consoante o seu grau de culpabilidade, no valor máximo de 110 milhões de euros, sendo o restante repassado para os consumidores de energia eléctrica. Essa sobretaxa deve ser de no máximo 0,25 centavos / kWh. A Federal Network Agency também confirma que existe um risco de biliões no encargo, que assume custos para atrasos já existentes ou previsíveis em torno de 1,6 mil milhões de euros. Grandes consumidores com mais de 100.000 kWh estão amplamente isentos do pagamento da taxa. Os partidos de oposição criticaram fortemente a regra. Em vez disso, exigiram que o governo federal, por meio do grupo bancário KfW, assumisse a responsabilidade por pedidos de indenização por parte da operadora. Para o efeito, estes últimos podem adquirir participações nos operadores das redes de transporte (ORT) ou numa empresa de rede offshore. O governo federal não apenas assumiria os riscos, mas também poderia se beneficiar a médio e longo prazo por meio das participações dos ORT da receita de tarifas de rede. A taxa de responsabilidade offshore é regulamentada por lei na Seção 17f EnWG (Lei da Indústria de Energia ) e, portanto, fora do EEG.

Fotovoltaico

Em 2011, a eletricidade produzida a partir de energia fotovoltaica representou 21% do volume total de eletricidade EEG e 46% do total do subsídio EEG. Em 2011, a remuneração EEG para energia fotovoltaica foi de 7,77 bilhões de euros ou uma média de 40,16 centavos / kWh.

A capacidade instalada recentemente aumentou drasticamente de ano para ano de 2001 a 2010 devido a montantes de financiamento muito elevados; de 2010 a 2012 manteve-se em um nível recorde de cerca de 7,5 GWp. Como resultado de cortes acentuados nas tarifas de aquisição, a capacidade instalada recentemente caiu 57% em 2013 em comparação com 2012 e 43% em 2014 em comparação com o ano anterior. A meta de expansão política foi atingida em 2013 (pela primeira vez desde 2008) e não foi ultrapassada, mas a meta de expansão de 2014 com 1,95 GW de capacidade nas usinas recém-construídas não foi atingida.

Os empréstimos do KfW são oferecidos especialmente para sistemas fotovoltaicos . Com o próprio sistema e a tarifa feed-in como garantia, pouco ou nenhum capital próprio pode ter que ser usado para comprar o sistema. Os empréstimos KfW para sistemas fotovoltaicos têm condições um pouco menos favoráveis ​​do que os empréstimos KfW correspondentes para investimentos em outras energias renováveis.

As tarifas feed-in válidas até janeiro de 2012 podem ser encontradas na tabela abaixo (valores em preços líquidos ). O período de remuneração dos sistemas fotovoltaicos é de 20 anos e mantém-se inalterado desde o ano do comissionamento até ao final do período de suporte. Dependendo da classe de potência (sistemas em edifícios, exteriores ...), as taxas de remuneração são aplicadas escalonadas e a compensação é uma porcentagem: Com um sistema de telhado construído em agosto de 2012 com um pico de produção de 30 kW _p é para 10 kW _p compensação de 18,73 centavos / kWh, pelos 20 kW restantes _p 17,77 centavos / kWh serão pagos até o final de 2032.

Abolição do privilégio privado de eletricidade e permissão para sistemas de fachada (2009)

Com a EEG de 2009, uma tarifa de autoconsumo foi introduzida para eletricidade autoconsumida de sistemas prediais de até 30 kW _p ( Seção 33 EEG), que era 18 centavos / kWh menos do que a tarifa de alimentação (a partir de 1º de julho, 2010, ajustado para 16,38 centavos / kWh menos até 30% e 12 centavos / kWh menos acima de 30% do autoconsumo). Em comparação com o “alimentador” puro, o autoconsumidor se beneficiou da diferença para a compra de eletricidade de outra forma necessária de mais de 16,38 ou 12 centavos / kWh de uma empresa de fornecimento de energia. Desta forma, o legislador queria criar um incentivo para uso pessoal.

Para sistemas de fachada (mais precisamente: sistemas que não são fixados no telhado ou como telhado de um edifício e constituem uma parte essencial de um edifício) existia uma sobretaxa de 5 cêntimos / kWh até ao final de 2008, uma vez que um rendimento menor é esperado do que com sistemas de telhado; o EEG 2009 não assumiu essa sobretaxa.

Cortes de 2010 de 13% e 3%

O Ministro Federal do Meio Ambiente, Norbert Röttgen, queria reduzir o imposto sobre a energia solar entre 15% e 25% já em abril de 2010. A razão para isso foi que as taxas de remuneração eram muito altas, com custos decrescentes para os sistemas solares. Por causa da lei relevante aprovada pelo Bundestag em 6 de maio de 2010, o Bundesrat , que considerou uma redução de 10% sensata, chamou o comitê de mediação . Em 8 de julho de 2010, o Bundestag alemão adotou a lei que altera a Lei das Fontes de Energia Renovável, que foi alterada por uma recomendação de resolução do Comitê de Mediação . Com a lei, a remuneração dos sistemas de telhados e espaços abertos foi reduzida em duas etapas de 13% e 3% em 2010 e a remuneração dos sistemas em antigas terras aráveis ​​foi totalmente cancelada (ver quadro).

Cortes de 13% em 2011

O corte de compensação em 2011 foi de 13%. A capacidade instalada no período de junho a setembro de 2010 inclusive (mais de 2.000 MWp somente em junho), multiplicada por três, foi superior a 6.500 MWp; isso aumentou a degressão de 9% para 13%. Para 1º de julho / 1º de abril Em setembro de 2011, o Bundestag decidiu por uma redução potencial adicional no caso de construção adicional de mais de 3.500 MWp por ano, extrapolado da construção adicional nos meses de março a maio de 2011 (em 3% e para cada 1.000 MWp acima de 3.500 MWp em mais 3%, até um máximo de 15%). No entanto, como foram instalados menos de 3.500 MWp de sistemas fotovoltaicos ao longo do ano, não houve redução.

Quando a lei foi alterada em 2011, o regulamento de degressão existente foi mantido e medidas para integração de rede foram fornecidas. Ao mesmo tempo, o "encurtamento" tornou-se mais flexível: no caso de uma alta carga de rede, o operador de rede pode solicitar que o operador reduza temporariamente a saída do sistema (isso é feito automaticamente por meio de um switch embutido ou adaptado ) - por isso, o operador do sistema recebe uma compensação no valor de 95% da receita perdida. O corte é limitado a um máximo de 1% da produção anual do sistema.

Reduções a partir de 1º de janeiro de 2012 em 15%

A seguinte regulamentação aplicada no início de 2012: Na virada do ano, a remuneração será reduzida entre 1,5% (para menos de 1.500 MWp) e 24% (para mais de 7.500 MWp) dependendo da capacidade instalada no mesmo período do ano anterior (1º de outubro a 30 de setembro). Dependendo da expansão entre 1º de outubro e 30 de abril, até 15% dessa redução de taxa será antecipada para 1º de julho. Entre 1º de outubro de 2010 e 30 de setembro de 2011, foram instalados 5.200 MWp, o que significou uma redução de 15% em relação a 2012. No período de 1º de outubro de 2011 a 30 de abril de 2012, a expansão foi da ordem de 6.273 MWp; isso reduziria a remuneração a partir de 1º de julho de 2012 em 15%.

Taxas de pagamento 2000–2003

As taxas de remuneração para energia fotovoltaica foram de 1 de abril de 2000 para 2000 e 2001 DM 0,99 / kWh, de 1 de janeiro de 2002 48,1 ct / kWh, de 1 de janeiro de 2003 45,7 ct / kWh.

Taxas de subsídio com base no desempenho em ct / kWh até janeiro de 2012

Tipo de planta		2004	2005	2006	2007	2008	2009	Janeiro de 2010	Julho de 2010	Outubro de 2010	2011	Janeiro de 2012
em um prédio ou barreira de ruído	até 30 kW p	57,4	54,53	51,80	49,21	46,75	43.01	39,14	34,05	33,03	28,74	24,43
	de 30 kW p	54,6	51,87	49,28	46,82	44,48	40,91	37,23	32,39	31,42	27,33	23,23
	de 100 kW p	54,0	51,30	48,74	46,30	43,99	39,58	35,23	30,65	29,73	25,86	21,98
	de 1 MW p						33,00	29,37	25,55	24,79	21,56	18,33
Sistemas de espaço aberto (independente de desempenho)	superfícies pré-carregadas	45,7	43,4	40,6	37,96	35,49	31,94	28,43	26,16	25,37	22,07	18,76
	Outros espaços abertos								25,02	24,26	21,11	17,94
	Terra arável								-	-	-	-
Auto- remuneração consumo para os sistemas em edifícios	até 30 kW p até 30% autoconsumo						25,01	22,76	17,67	16,65	12,36	8,05
	até 30 kW p de 30% de autoconsumo						25,01	22,76	22,05	21,03	16,74	12,43
	30 a 100 kW p até 30% autoconsumo						-	-	16,01	15.04	10,95	6,85
	30 a 100 kW p de 30% de autoconsumo						-	-	20,39	19,42	15,33	11,23
	100 a 500 kW p até 30% autoconsumo						-	-	14,27	13,35	9,48	5,60
	100 a 500 kW p de 30% de autoconsumo						-	-	18,65	17,73	13,86	9,98

Reduções a partir de 1º de abril de 2012

Em março, o Bundestag aprovou uma emenda ao EEG, segundo a qual a remuneração do PV seria reduzida novamente. Em 11 de maio de 2012, o Conselho Federal decidiu convocar a comissão de mediação com o objetivo de revisar fundamentalmente a lei, após a indústria solar e os estados federais terem protestado contra o projeto.

No final de junho de 2012, uma emenda EEG um pouco mais fraca foi então adotada pelo Bundestag e pelo Bundesrat (ver também a tabela a seguir). Dependendo do tipo de sistema, a remuneração dos sistemas que foram comissionados em ou após 1º de abril de 2012 (definição: ver Seção 3 nº 5 EEG 2012) foi reduzida em cerca de 30%. Para sistemas de cobertura para os quais um pedido de conexão de rede foi submetido ao operador de rede antes de 24 de fevereiro de 2012, os subsídios de acordo com as regras antigas se aplicam, desde que o sistema tenha entrado em operação antes de 30 de junho. De acordo com o regulamento de transição, a antiga remuneração é devida aos sistemas de espaço aberto cujo processo de planejamento foi iniciado antes de 1º de março e que serão conectados à rede até 30 de junho, o mais tardar. Para os sistemas open-space em áreas de conversão , que estão associados a processos de planejamento complexos, o financiamento de acordo com as regras antigas ainda era válido até 30 de setembro.

Em 1º de abril de 2012, a remuneração pelo autoconsumo foi abolida, uma vez que a tarifa de energia solar fornecida à rede havia caído abaixo do preço de compra cobrado dos consumidores finais privados pela empresa fornecedora de energia, e assim o autoconsumo de energia solar é mais barato do que feed-in com posterior compra da rede, mesmo sem subsídios.

Arranjo de transição

Validade das taxas de remuneração do EEG 2012 na versão anterior para sistemas que foram comissionados depois de 31 de março e antes de 1 de julho de 2012 de acordo com a nova definição de comissionamento, se uma solicitação de conexão à rede por escrito ou eletrônica informando a localização e a potência do sistema para ser instalado (Seção 66, parágrafo 18, frase 2, versão nova EEG 2012) Para sistemas de telhado recém-construídos entre 10 e 1000 kW _{p, o} seguinte se aplica no futuro: Apenas 90% da eletricidade produzida será remunerada. O proprietário deve consumir ou comercializar o resto por conta própria. A meta do governo federal é limitar a expansão anual de 2.500 a 3.500 megawatts, se possível. A redução da remuneração passa a valer mensalmente: dependendo da expansão dos meses anteriores, é de −0,5 a 2,8% ao mês, escalonada de acordo com esquema especificado em EEG.

Taxas de subsídio com base no desempenho em ct / kWh até julho de 2014

ano	mês	degressão mensal	Sistemas de telhado				pré-carregados e outros espaços abertos de até 10 MW p
			até 10 kW p	até 40 kW p	até 1 MW p	até 10 MW p
2012	abril	-	19,50	18,50	16,50	13,50	13,50
	Poderia	1,0%	19,31	18,32	16,34	13,37	13,37
	Junho		19,11	18,13	16,17	13,23	13,23
	Julho		18,92	17,95	16,01	13,10	13,10
	agosto		18,73	17,77	15,85	12,97	12,97
	setembro		18,54	17,59	15,69	12,84	12,84
	Outubro		18,36	17,42	15,53	12,71	12,71
	novembro	2,5%	17,90	16,98	15,15	12,39	12,39
	dezembro		17,45	16,56	14,77	12,08	12,08
2013	Janeiro		17.02	16,14	14,40	11,78	11,78
	fevereiro	2,2%	16,64	15,79	14.08	11,52	11,52
	marchar		16,28	15,44	13,77	11,27	11,27
	abril		15,92	15,10	13,47	11,02	11,02
	Poderia	1,8%	15,63	14,83	13,23	10,82	10,82
	Junho		15,35	14,56	12,99	10,63	10,63
	Julho		15.07	14.30	12,75	10,44	10,44
	agosto		14,80	14.04	12,52	10,25	10,25
	setembro		14,54	13,79	12,30	10,06	10,06
	Outubro		14,27	13,54	12,08	9,88	9,88
	novembro	1,4%	14,07	13,35	11,91	9,74	9,74
	dezembro		13,88	13,17	11,74	9,61	9,61
2014	Janeiro		13,68	12,98	11,58	9,47	9,47
	fevereiro	1,0%	13,55	12,85	11,46	9,38	9,38
	marchar		13,41	12,72	11,35	9,28	9,28
	abril		13,28	12,60	11,23	9,19	9,19
	Poderia		13,14	12,47	11,12	9,10	9,10
	Junho		13,01	12,34	11,01	9,01	9,01
	Julho		12,88	12,22	10,90	8,92	8,92
Parte elegível			100%	90%	90%	100%	100%

Mudanças pelo EEG 2014

O EEG 2014 resulta, por um lado, em um limite superior de receita com base no modelo premium de mercado, que é obrigatório para sistemas a partir de 500 kW _p (a partir de 1º de janeiro de 2016 a partir de 100 kW _p ), e por outro lado, um tarifa feed-in fixa para pequenos sistemas de até e incluindo 500 kW _p (de 1º de janeiro de 2016 até e incluindo 100 kW _p ) de saída sem participação no modelo premium de mercado. A limitação da remuneração a 90% da eletricidade produzida para sistemas de cobertura entre 10 e 1000 kW _p introduzida com a EEG 2012 não foi incluída na EEG 2014. Isso significa que 100% da eletricidade produzida pode ser remunerada por todas as usinas comissionadas de acordo com a EEG 2014.

Taxas de subsídio com base no desempenho em ct / kWh de agosto de 2014 a dezembro de 2015

ano	mês	degressão mensal	Modelo de prêmio de mercado de teto de receita				Tarifa fixa de feed-in
			Sistemas de telhado			Edifícios não residenciais ao ar livre, bem como sistemas de telhado e espaços abertos de até 10 MW p	Sistemas de telhado			Edifícios não residenciais ao ar livre e espaços abertos de até 500 kW p
			até 10 kW p	até 40 kW p	até 1 MW p		até 10 kW p	até 40 kW p	até 500 kW p
2014	agosto	-	13,15	12,80	11,49	9,23	12,75	12,40	11,09	8,83
	setembro	0,5%	13,08	12,74	11,43	9,18	12,69	12,34	11,03	8,79
	Outubro	0,25%	13,05	12,70	11,40	9,16	12,65	12,31	11,01	8,76
	novembro		13,02	12,67	11,38	9,14	12,62	12,28	10,98	8,74
	dezembro		12,99	12,64	11,35	9,12	12,59	12,25	10,95	8,72
2015	Janeiro		12,95	12,61	11,32	9,09	12,56	12,22	10,92	8,70
	fevereiro		12,92	12,58	11,29	9,07	12,53	12,18	10,90	8,68
	marchar		12,89	12,55	11,26	9,05	12,50	12,15	10,87	8,65
	abril		12,86	12,51	11,23	9,02	12,47	12,12	10,84	8,63
	Poderia		12,82	12,48	11,21	9,00	12,43	12,09	10,82	8,61
	Junho		12,79	12,45	11,18	8,98	12,40	12,06	10,79	8,59
	Julho		12,76	12,42	11,15	8,96	12,37	12,03	10,76	8,57
	agosto		12,73	12,39	11,12	8,93	12,34	12,00	10,73	8,55
	setembro		12,70	12,36	11,09	8,91	12,31	11,97	10,71	8,53
	Out. - Dez.	-

O EEG 2014 também prevê um modelo piloto para testar concursos para sistemas fotovoltaicos montados no solo. A primeira rodada de licitações terminou em 15 de abril de 2015. Um total de 170 licitações foram recebidas, de modo que o volume licitado de 150 MW está várias vezes acima da oferta. A Associação Federal de Energia Renovável teme que as cooperativas e instalações dos cidadãos sejam eliminadas do mercado, pois sua força de capital mais baixa significa que eles podem assumir menos pagamentos adiantados e correr menos riscos.

Mudanças a partir de 1º de janeiro de 2016

A partir de 1º de janeiro de 2016, o marketing direto de acordo com o modelo premium de mercado é sempre exigido acima de 100 kW _p .

Taxas de financiamento dependentes de desempenho em ct / kWh de janeiro de 2016

ano	mês	degressão mensal	Limite de receita --- modelo premium de mercado				Tarifa fixa de feed-in
			Sistemas de telhado			Edifícios não residenciais ao ar livre, bem como sistemas de telhado e espaços abertos de até 10 MW p	Sistemas de telhado			Edifícios não residenciais ao ar livre e espaços abertos de até 100 kW p
			até 10 kW p	até 40 kW p	até 1 MW p		até 10 kW p	até 40 kW p	até 100 kW p
2016	Jan. - Dez.	-	12,70	12,36	11,09	8,91	12,31	11,97	10,71	8,53
2017	Jan. - Abr.						12,30	11,96	10,69	8,51
	Poderia	0,25%	12,67	12,33	11,06	8,89	12,27	11,93	10,66	8,49
	Junho		12,64	12,30	11,03	8,87	12,24	11,90	10,63	8,47
	Julho		12,61	12,27	11,00	8,85	12,21	11,87	10,60	8,45
	Ago-Dez	-
2018	Jan. - Jul.
	agosto	1%	12,48	12,14	10,90	8,75	12,08	11,74	10,50	8,35
	setembro		12,35	12,02	10,79	8,67	11,95	11,62	10,39	8,27
	Outubro		12,23	11,90	10,68	8,58	11,83	11,50	10,28	8,18
	novembro		12,11	11,78	10,57	8,41	11,71	11,38	10,17	8,09
	dezembro		11,99	11,67	10,47	8,33	11,59	11,27	10,07	8.01
2019	Janeiro		11,87	11,55	10,36	8,33	11,47	11,15	9,96	7,93
	fevereiro		11,75	11,43	9,87	8,24	11,35	11,03	9,47	7,84
	marchar		11,63	11,32	9,39	8,16	11,23	10,92	8,99	7,76
	abril		11,51	11,21	8,90	8,08	11,11	10,81	8,50	7,68
	Poderia	1,4%	11,35	11,05	8,78	7,97	10,95	10,65	8,38	7,57
	Junho		11,19	10,90	8,65	7,85	10,79	10,50	8,25	7,45
	Julho		11,04	10,74	8,53	7,74	10,64	10,34	8,13	7,34
	agosto		10,88	10,59	8,41	7,64	10,48	10,19	8.01	7,24
	setembro		10,73	10,44	8,29	7,53	10,33	10,04	7,89	7,13
	Outubro		10,58	10,30	8,18	7,42	10,18	9,90	7,78	7,02
	novembro	1%	10,48	10,19	8,10	7,35	10,08	9,79	7,70	6,95
	dezembro		10,37	10,09	8.02	7,28	9,97	9,69	7,62	6,88
2020	Janeiro		10,27	9,99	7,94	7,20	9,87	9,59	7,54	6,80
	fevereiro	1,4%	10,12	9,85	7,82	7,10	9,72	9,45	7,42	6,70
	marchar		9,98	9,71	7,71	7,00	9,58	9,31	7,31	6,60
	abril		9,84	9,58	7,61	6,90	9,44	9,18	7,21	6,50
	Poderia		9,70	9,44	7,50	6,81	9,30	9,04	7,10	6,41
	Junho		9,57	9,31	7,40	6,71	9,17	8,91	7,00	6,31
	Julho		9,43	9,18	7,29	6,62	9,03	8,78	6,89	6,22
	agosto		9,30	9,05	7,19	6,53	8,90	8,65	6,79	6,13
	setembro		9,17	8,93	7,09	6,43	8,77	8,53	6,69	6,03
	Outubro		9,04	8,80	6,99	6,34	8,64	8,40	6,59	5,94
	novembro	1,8%	8,88	8,64	6,86	6,23	8,48	8,24	6,46	5,83
	dezembro		8,72	8,49	6,74	6,12	8,32	8,09	6,34	5,72
2021	Janeiro		8,56	8,33	6,62	6.01	8,16	7,93	6,22	5,61
	fevereiro	1,4%	8,44	8,21	6,53	5,93	8,04	7,81	6,13	5,53
	marchar		8,32	8,10	6,44	5,84	7,92	7,70	6,04	5,44
	abril		8,21	7,99	6,35	5,76	7,81	7,59	5,95	5,36
	Poderia		8,09	7,87	6,26	5,68	7,69	7,47	5,86	5,28
	Junho		7,98	7,76	6,17	5,60	7,58	7,36	5,77	5,20
	Julho		7,87	7,65	6,08	5,52	7,47	7,25	5,68	5,12

Custos e benefícios

Sobretaxa EEG (custos diferenciais)

A sobretaxa de EEG de 2016 aumentará 3% em comparação com o ano anterior e chegará a 6,354 centavos de dólar por quilowatt-hora. A sobretaxa de EEG de 2015 caiu para 6,17 centavos por quilowatt-hora em comparação com o ano anterior (2014: 6,24 centavos; 2013: 5,28 centavos; 2012: 3,59 centavos; 2011: 3,53 centavos). Os custos adicionais são em grande parte alimentados pela diferença crescente entre os preços decrescentes de troca de eletricidade e a tarifa de aquisição fixa, bem como pelo aumento das isenções para a indústria. Enquanto isso, a expansão das energias renováveis ​​contribuiu com 15% para o último aumento em 2014. As tarifas de aquisição, especialmente para energia solar, têm sido continuamente reduzidas nos últimos anos. Estudos do Ministério Federal do Meio Ambiente e das operadoras de rede prevêem que a sobretaxa se estabilize nos próximos anos, apesar da expansão progressiva, e depois caia devido à queda das taxas de remuneração. As análises mostram que mesmo uma desaceleração na transição energética não reduziria os custos de renovação da frota das usinas, desde que respeitadas as metas climáticas.

Existem isenções para empresas intensivas em energia, resultando na redistribuição dos custos dos subsídios às custas das pequenas e médias empresas e famílias privadas. Este regulamento suscita cada vez mais críticas. A Federal Network Agency afirmou em 2012 que estava a ver este desenvolvimento “com preocupação”. Outros críticos apontam para um privilégio também para as empresas que não estão sob pressão competitiva, em detrimento de todos os consumidores não privilegiados. De acordo com o Instituto Alemão de Pesquisa Econômica , os custos totais com eletricidade representam uma média de cerca de 3% do volume de negócios de uma empresa, para o qual a sobretaxa EEG dá apenas uma pequena contribuição. Os custos são mais elevados para as empresas intensivas em eletricidade, mas estas estão amplamente isentas da sobretaxa EEG e do imposto ecológico, a fim de evitar desvantagens competitivas. As indústrias intensivas em energia também estão atualmente se beneficiando de preços historicamente baixos na bolsa de eletricidade.

O aumento mais recente na sobretaxa EEG não se deve aos custos crescentes dos subsídios, mas sim aos efeitos de distorção. No decorrer da crise econômica e do efeito de ordem de mérito, os preços da eletricidade na bolsa caíram, de modo que a diferença para as tarifas fixas de alimentação aumentou e os custos de subsídio aparentemente aumentaram como resultado. Além disso, o aumento da sobretaxa EEG deve-se a uma mudança na base de cálculo (introdução da reserva de liquidez, introdução do prêmio de mercado, expansão das exceções para a indústria, inclusão de encargos de rede previamente reportados separadamente). Sem essa modificação, a sobretaxa de EEG teria diminuído em vez de aumentado em 2011, por exemplo. Esta descoberta foi consistentemente confirmada por vários estudos que analisam a composição da sobretaxa EEG. Em 2014, o preço mais baixo na bolsa de valores causou custos adicionais de 1,45 centavos por quilowatt-hora e a indústria privilegiou outros 1,25 centavos. Os valores provisórios para os custos externos em 2015 (preço de bolsa: 1,83 cêntimos, privilégios industriais: 1,34 cêntimos) levam a promoção real das energias renováveis ​​e o aumento da sobretaxa EEG a uma desproporção cada vez maior.

Devido aos inúmeros efeitos de distorção, a sobretaxa EEG não é um indicador válido para os custos das energias renováveis. O Öko-Institut publicou, portanto, o Índice de Custo de Transição de Energia (EKX), que se destina a ajustar a sobretaxa de EEG para os efeitos de distorção e, em troca, incluir outros fatores de custo (como a promoção de calor e energia combinados). De acordo com isso, mais de 50% do aumento dos custos de eletricidade entre 2003 e 2012 deve-se ao aumento dos preços dos combustíveis e aos efeitos redistributivos da política industrial.

A energia fotovoltaica responde pela maior parcela da sobretaxa EEG, pois foi inicialmente financiada com altas taxas de remuneração e a expansão ocorreu mais rápido do que o planejado. No entanto, uma vez que a remuneração foi legalmente garantida por 20 anos, isso acarreta obrigações de pagamento consideráveis. Nesse ínterim, a remuneração foi ajustada drasticamente para baixo em várias etapas, de modo que os sistemas recém-construídos hoje causam encargos de custo muito mais baixos. Além disso, uma "tampa respiratória" permite que a remuneração seja reduzida automaticamente quanto mais capacidades adicionais forem adicionadas. De acordo com a regulamentação de preços em vigor no início de 2012, a Prognos já previa um aumento dos preços da eletricidade de pouco menos de dois por cento, como resultado do crescimento solar de 70% nos quatro anos até 2016. A redução gradual da eletricidade solar as tarifas geraram debates polêmicos em todos os campos políticos, economia e ciência.

Em uma pesquisa representativa da TNS Infratest em nome da Agência de Energia Renovável em outubro de 2012, 51% dos cidadãos consideraram uma sobretaxa de EEG de 5 ct / kWh "muito alta", enquanto 46% a consideraram "apropriada" ou "muito baixa "considerado. Em 2011, mais de 75% consideraram a sobretaxa de energias renováveis ​​de 3,5 ct / kWh à época “adequada” ou mesmo “muito baixa”. Em outra pesquisa, 20% dos questionados eram a favor da manutenção do EEG em sua forma atual e 60% a favor da reforma do EEG.

A Agência Internacional de Energia (AIE) observa, tendo em vista os custos do EEG no seu Relatório de País 2013 Alemanha: “O impacto do custo do EEG deve ser avaliado no contexto da evolução geral no setor de energia. O aumento mais recente dos preços da eletricidade está a causar problemas, especialmente para as famílias com baixos rendimentos, enquanto os grandes consumidores são menos afetados pela sobretaxa e, ao mesmo tempo, beneficiam da redução das tarifas grossistas proporcionada pelas energias renováveis. Além disso, a pobreza energética também está aumentando devido ao forte aumento no custo dos combustíveis fósseis. Os custos e benefícios das energias renováveis ​​devem ser distribuídos de forma justa e transparente. "

No passado, havia várias previsões sobre o desenvolvimento da sobretaxa EEG, que, em retrospecto, muitas vezes se revelaram incorretas. No entanto, deve ser levado em consideração aqui que a sobretaxa EEG por si só não é uma referência válida para o desenvolvimento dos custos das energias renováveis, uma vez que a sobretaxa também inclui efeitos de distorção, como a diferença entre as tarifas de alimentação e o preço da eletricidade no câmbio, bem como os efeitos da distribuição de circunstâncias excepcionais, como a compensação para as empresas. Além disso, outros fatores de custo também foram introduzidos ao longo dos anos, como o prêmio de mercado controversamente discutido . Os custos de expansão da rede, usinas de reserva e armazenamento de energia não estão incluídos na sobretaxa de EEG. Uma comparação direta é, portanto, problemática. Outra razão importante foi que a maioria das previsões subestimou a extensão da expansão dos sistemas de energia renovável, em particular os fotovoltaicos inicialmente relativamente altos subsidiados.

Efeito de amortecimento de preços na troca de energia elétrica ("ordem de mérito")

De acordo com os regulamentos do EEG, as energias renováveis ​​têm prioridade na alimentação da rede elétrica. Isso muda a curva de demanda: as energias renováveis ​​reduzem a demanda por eletricidade convencional com custos marginais mais elevados. Os preços da eletricidade na bolsa caem ou permanecem constantes, apesar da alta nos preços das matérias-primas. Este complexo mecanismo de precificação na bolsa de energia elétrica, o chamado efeito de ordem de mérito , economizou cerca de 2,8 bilhões de euros em 2010. A indústria intensiva em energia, em particular, se beneficiou disso. De acordo com o parecer de um especialista de abril de 2012, o preço da eletricidade teria de ser 2 cêntimos / kWh inferior se os fornecedores tivessem repassado os custos de aquisição mais baixos. Como o parque da usina se adaptará à expansão das energias renováveis ​​no longo prazo e, assim, as sobrecapacidades diminuirão, esse efeito é polêmico segundo outros cientistas. Ao mesmo tempo, as demandas sobre a frota da usina estão mudando. Devido ao feed-in volátil das fontes de energia renováveis, mais usinas de pico e de carga média são implementadas para novos investimentos a fim de compensar as flutuações nas fontes de energia renováveis. Em comparação com as usinas de carga básica, esses tipos de usinas têm custos variáveis ​​mais elevados, que aumentam o preço da eletricidade na bolsa. Devido aos fatores de incerteza, não pode ser determinado se haverá um efeito positivo ou negativo a longo prazo.

Como resultado deste efeito, a indústria intensiva em energia se beneficia de preços de eletricidade baratos na bolsa em comparação com os concorrentes europeus. Um produtor de alumínio holandês anunciou o fechamento de uma fundição porque ela não podia mais competir com a eletricidade industrial barata da Alemanha. Em contraste, a Hydro Aluminium decidiu expandir significativamente sua produção em Grevenbroich. Em março de 2014, a associação da indústria francesa Uniden exigiu um limite de preço para a energia nuclear do governo francês, já que os custos de eletricidade para grandes clientes industriais na Alemanha seriam em breve 35% mais baixos do que na França. De acordo com a Associação Alemã de Energia Industrial e Indústrias de Energia (VIK), os custos de eletricidade para clientes industriais no início de 2014 estavam no nível de dez anos antes.

Em um estudo encomendado pela Siemens, cientistas da Universidade de Erlangen descobriram que os custos da eletricidade na Alemanha seriam significativamente maiores sem as energias renováveis. De acordo com o estudo, os consumidores de eletricidade alemães economizaram um total de 11,2 bilhões de euros em 2013. É verdade que a sobretaxa EEG aumenta o preço da eletricidade. As energias renováveis, no entanto, também reduziriam significativamente o preço da eletricidade na bolsa de eletricidade devido à maior concorrência, de modo que os consumidores alemães de eletricidade acabariam por se safar mais barato do que sem as energias renováveis.

Influência na balança comercial

Em 2010, a geração de eletricidade renovável evitou importações de energia fóssil no valor de cerca de 2,5 bilhões de euros; 80% disso é atribuível ao EEG. Em contrapartida, no mesmo ano, houve importações líquidas no valor de 6,1 bilhões de euros de células e módulos solares. Em 2011, à semelhança do ano anterior, o setor da energia eólica apresentou um excedente exportador de cerca de 66%, o que corresponde a exportações líquidas de 4 mil milhões de euros. No entanto, deve-se levar em consideração aqui que a vida útil dos sistemas fotovoltaicos é de 25 anos e a vida útil dos sistemas de energia eólica assumida pelos fabricantes é de 20 anos.

Renda municipal de aluguel e valor agregado rural

Como resultado do EEG, sistemas solares públicos foram construídos em muitos lugares , nos quais indivíduos privados investem capital nesses sistemas por até 20 anos. Os sistemas solares do cidadão (ou usinas de energia do cidadão) são freqüentemente construídos em prédios municipais, por meio dos quais os municípios geram receita de aluguel para áreas (construção de telhados) que de outra forma não poderiam ser usados ​​economicamente.

A transição energética está ocorrendo principalmente em áreas rurais, como aponta a Agência de Energia Renovável. Cerca de 16 bilhões de euros têm os agricultores da estimativa para a Associação de Agricultores Alemães de 2009 a 2012 está investindo em energia renovável. De acordo com o Landwirtschaftliche Rentenbank, as áreas rurais já desempenham um papel fundamental no fornecimento descentralizado de energia ecologicamente correta para a Alemanha . A geração de eletricidade, combustível e calor está se tornando um segundo pilar para cada vez mais agricultores, proporcionando uma segunda fonte de renda em face dos mercados agrícolas voláteis. Projetos conjuntos para expandir as energias renováveis ​​também criaram parcerias entre os agricultores e seus vizinhos em áreas rurais.

Proteção climática

A eficácia da política climática do EEG é contestada por muitos, uma vez que um mecanismo de interação com o comércio de emissões da UE anula o efeito de proteção climática do EEG. Na UE, as emissões _de CO ₂ são limitadas pelo comércio de emissões da UE . Portanto, segundo a crítica, as emissões _de CO ₂ reduzidas pelo EEG só seriam deslocadas para outros locais; porque o que uns emitem menos, outros podem emitir mais, porque o limite superior absoluto das emissões permanece o mesmo. Portanto, nenhuma emissão seria evitada em toda a Europa. Esta crítica é expressa em particular pelo Conselho Consultivo sobre a Avaliação do Desenvolvimento Macroeconômico , o Conselho Consultivo Científico do Ministério Federal de Economia e Tecnologia , a Comissão de Monopólio , o Instituto Ifo de Pesquisa Econômica , a Academia Alemã de Ciências Técnicas e André Schmidt da Universidade de Witten / Herdecke em um estudo encomendado pelo Ministério Federal de Educação e Pesquisa , segundo o qual o EEG não prevê mais proteção climática, mas apenas o torna significativamente mais caro, já que o EEG colide com o comércio de emissões da UE . O Painel Intergovernamental das Nações Unidas sobre Mudanças Climáticas (IPCC) confirma em seu Quinto Relatório de Avaliação que em um sistema de comércio de emissões com um limite suficientemente rígido, outras medidas, como o subsídio às energias renováveis, não teriam mais influência nas emissões totais de CO ₂ . Por outro lado, o comércio de emissões não é eficaz se o limite for muito fraco. Representantes da Associação Alemã de Energia Renovável também confirmam que há “uma certa contradição” entre o EEG e o comércio de emissões.

Na opinião do Instituto Alemão de Pesquisa Econômica (DIW) , a crítica aos efeitos da interação entre o EEG e o comércio de emissões se aplica apenas a uma “visão puramente estática”. O EEG é um instrumento extremamente eficaz para promover a geração de eletricidade a partir de energias renováveis ​​e promove a proteção do clima se o comércio de emissões e o EEG forem “bem coordenados”. O Ministério Federal do Meio Ambiente, Conservação da Natureza e Segurança Nuclear também rejeita as críticas ao EEG. Os cientistas propõem ajustar os volumes de comércio de emissões de CO _{2 de} acordo com as metas do EEG, a fim de evitar efeitos de interação indesejáveis.

Taxas de rede evitadas e custos adicionais de expansão de rede

O feed-in descentralizado reduz os custos variáveis ​​para o operador de rede. Em 2007, a associação de consumidores reclamou que essas economias de custo não foram creditadas ao cliente final. Por outro lado, a quantidade de energia eólica e fotovoltaica é distribuída de forma diferente de região para região, o que leva à necessidade de investimentos adicionais na expansão da rede elétrica. A Associação Federal de Gestão de Energia e Água (BDEW) estima os custos anuais para expandir a rede elétrica para acomodar as energias renováveis ​​em 3,4 - 4,5 bilhões de euros. Isso ainda não inclui os custos de conexão à rede para parques eólicos offshore.

Crescimento econômico e direitos de propriedade

De acordo com DIW , as energias renováveis ​​têm um efeito líquido positivo sobre o crescimento na Alemanha, também levando em consideração os custos de financiamento das energias renováveis ​​e os efeitos do deslocamento no setor de energia convencional. Porque a expansão desencadeia investimentos que afetam positivamente a receita. Além disso, há economia por meio da redução das importações de energias fósseis e aumento da receita com a exportação de sistemas e componentes de energia renovável. Esses efeitos claramente mais do que compensam os efeitos da queda dos investimentos em energias convencionais. O resultado final é que os efeitos líquidos sobre o emprego também são positivos.

Uma vez que as energias renováveis ​​são alimentadas na rede elétrica com prioridade, enquanto as usinas convencionais devem continuar a operar com os mesmos custos fixos, os operadores das usinas existentes veem seus direitos de propriedade sendo restringidos. Por exemplo, o presidente do fornecedor de energia EWE descreveu este fato como “nada mais do que uma expropriação progressiva de usinas convencionais”.

Efeitos do mercado de trabalho

Além de seus objetivos ecológicos, o EEG também é explicitamente entendido como uma política industrial estratégica para criar empregos e abrir novos mercados e áreas de exportação. O número de funcionários na indústria de energia renovável quase dobrou entre 2006 e 2008. O emprego bruto de energias renováveis ​​foi de 278.000 empregos em 2008 e 340.000 empregos em 2009. De acordo com as previsões do BMU, mais de 400.000 pessoas na Alemanha serão empregadas na área de energias renováveis ​​em 2020. As energias renováveis ​​são distribuídas descentralizadamente e, portanto, são mais intensivas em mão-de-obra e, portanto, mais caras do que as grandes centrais elétricas centrais, razão pela qual criam muito mais empregos e preços mais elevados do que a produção de energia convencional com o mesmo volume de produção. Na opinião do setor das energias renováveis, a EEG é um instrumento eficaz de promoção das pequenas e médias empresas.

No entanto, isso deve ser contrastado com a possível perda de empregos no setor de energias convencionais devido à concorrência da eletricidade verde alimentada principalmente, bem como em partes do resto da economia devido ao aumento dos custos da eletricidade. No entanto, sob certas condições, as empresas do setor manufatureiro podem solicitar isenções da sobretaxa EEG, razão pela qual incorrem apenas em custos adicionais relativamente baixos. Em 2013, cerca de 2.000 empresas com um total de 300.000 a 400.000 funcionários o fizeram. Essas empresas juntas representam 0,1% de todas as empresas na Alemanha e empregam cerca de 1% de todos os funcionários. As empresas maiores que compram eletricidade diretamente na bolsa também se beneficiam de preços de eletricidade significativamente mais baixos na bolsa.

Quantidades feed-in e pagamentos de remuneração

O desenvolvimento da EEG pode ser rastreado desde o início com as contas anuais apresentadas pelos quatro operadores de redes de transporte alemães (ORT) encarregados da comercialização da eletricidade EEG. Este documenta os volumes anuais de eletricidade EEG gerados, a remuneração paga ao operador e a respetiva sobretaxa EEG (ver tabelas seguintes). O pagamento médio pela eletricidade EEG proveniente de várias fontes de energia renováveis ​​deriva do volume de eletricidade EEG e dos pagamentos efetuados por ela.

Quantidades de alimentação de eletricidade EEG (em GWh) de acordo com as contas anuais

Fonte de energia	2000 (1)	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	Distribuição 2019 (%)
agua	-	6.088	6.579	5.908	4.616	4.953	4.924	5.547	4.982	4.877	5.665	4.843	5.417	6,265	5.646	5.347	5.949	5.777	4.857	5.548	2,6
gás	-	-	-	-	2.589	3.136	2.789	2.751	2.208	2.020	1.963	1.815	1.769	1.776	1.648	1.438	1.434	1.319	1.170	1.063	0,5
Biomassa	-	1.471	2.442	3.484	5.241	7.367	10.902	15.924	18.947	22.980	25.155	27.977	34.321	36.258	38.313	40.628	41.016	41.056	40.480	40.152	19,0
Energia geotérmica	-	-	-	-	-	-	-	-	18º	19º	28	19º	Dia 25	80	98	133	175	163	165	187	0,1
Vento onshore	-	10.509	15.786	18.713	25.509	27.229	30.710	39.713	40.574	38.542	37.619	48.315	49.949	50.803	55,908	70.922	66.324	86.293	88.710	99,166	46,8
Vento do mar	-	-	-	-	-	-	-	-	-	38	174	568	722	905	1.449	8.162	12.092	17.414	19.179	24.379	11,5
Solar (2)	-	76	162	313	557	1.282	2.220	3.075	4.420	6.578	11.683	19.340	25.394	28.785	33,001	35.212	34.490	35.428	40.806	41.379	19,5
total	10.391	18.145	24.970	28.417	38.511	43.966	51.545	67.010	71.148	75.053	82,286	102.877	117.597	124.872	136,063	161.842	161.480	187.450	195.367	211.875	100
(1) Curto ano de 1º de abril a 31 de dezembro de 2000 (2) incluindo uso pessoal

Desde a introdução do EEG em 2000, a quantidade de eletricidade proveniente de fontes renováveis ​​de energia aumentou mais de 13 vezes, de cerca de 10.000 GWh / a para 136.000 GWh / a em 2014 (em julho de 2015). Até 2010, era especificada a chamada cota EEG, que caracteriza a parcela do valor da energia financiada pela EEG no consumo final não privilegiado de energia elétrica. Em 2010 era de 20%.

Pagamentos de remunerações a operadores e sobretaxa EEG (em milhões de euros) de acordo com as contas anuais

Remuneração por energia de:	2000 (1)	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012 (2)	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019	Distribuição 2019 (%)
agua	-	-	477	427	338	364	367	418	379	382	421	231	347	420	401	407	467	440	348	400	1,5
gás	-	-	-	-	182	219	196	193	156	143	83	36	46	48	83	73	72	60	45	45	0,2
Biomassa	-	-	232	327	508	795	1.337	2,162	2.699	3.700	4.240	4.476	5.841	6.190	6.382	6,712	6.846	6.691	6.278	6.445	23,5
Energia geotérmica	-	-	-	-	-	-	-	-	3	4º	6º	4º	6º	18º	23	29	39	35	35	40	0,1
Vento onshore	-	-	1.435	1.696	2.300	2.441	2.734	3.508	3.561	3.389	3.316	4.165	3.625	3.522	4.046	5.083	4.693	5.720	4.859	5.817	21,2
Vento do mar	-	-	-	-	-	-	-	-	-	6º	Dia 26	85	95	123	212	1.262	1.948	2.770	2.850	3.731	13,6
Solar	-	-	82	154	283	679	1.177	1.597	2.219	3.157	5.090	7.766	9.156	9.346	10.230	10.640	10.226	10.236	11.176	10.996	40,0
total	883	1.577	2.225	2.604	3.611	4.498	5.810	7.879	9.016	10.780	13.182	16.763	19.118	19.636	21.394	24.206	24,291	25.952	25.591	27.474	100
Levy EEG	989	1.138	1.664	1.765	2.464	2.863	3.300	4.350	4.500	5.300	8.200	13.195
(1) Curto ano de 1º de abril a 31 de dezembro de 2000 (2) A partir de 2012 incluindo bônus de mercado e flexibilidade

Pagamentos médios de remuneração aos operadores por eletricidade EEG (em centavos por kWh) de acordo com as contas anuais

Remuneração por energia de:	2000	2001	2002	2003	2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018	2019
agua	-	-	7,2	7,2	7,3	7,4	7,4	7,5	7,6	7,8	7,4	4,8	6,4	6,7	7,1	7,6	7,9	7,6	7,2	7,2
gás	-	-	-	-	7,0	7,0	7,0	7,0	7,1	7,1	4,2	2.0	2,6	2,7	5.0	5,1	5.0	4,5	3,8	4,3
Biomassa	-	-	9,5	9,4	9,7	10,8	12,3	13,6	14,2	16,1	16,9	16,0	17,0	17,0	16,7	16,5	16,7	16,3	15,5	16,1
Energia geotérmica	-	-	-	-	-	-	-	-	15.0	19,8	20,6	20,7	24,0	23,4	23,2	21,8	22,3	21,7	21,1	21,3
Vento onshore	-	-	9,1	9,1	9,0	9,0	8,9	8,8	8,8	8,8	8,8	8,6	7,3	6,9	7,2	7,2	7,1	6,6	5,5	5,9
Vento do mar	-	-	-	-	-	-	-	-	-	15.0	15.0	15.0	13,2	13,5	14,7	15,5	16,1	15,9	14,9	15,3
Solar	-	-	50,3	49,0	50,8	53,0	53,0	52,0	50,2	48,0	43,6	40,2	36,1	32,5	31,0	30,2	29,6	28,9	27,4	26,6
média anual	8,5	8,7	8,9	9,2	9,4	10,0	10,9	11,4	12,3	13,9	15,8	17,9	16,3	15,7	15,7	15.0	15.0	13,8	13,1	13,0

A remuneração média da eletricidade EEG aumentou de 8,5 ct / kWh em 2000 para 17,9 ct / kWh em 2011. Nos primeiros anos até 2004, aumentou em média apenas cerca de 2,5% ao ano, nos quatro anos seguintes até 2008 em cerca de 7% ao ano, de 2009 a 2011, no entanto, uns bons 13% de cada vez , de forma que ao longo de todo o Período resulta em uma média em torno de 7% ao ano. A remuneração média para as fontes de energia individuais em 2011 variou de 2 ct / kWh para "gás", 4,8 ct / kWh para "água" e 8,6 ct / kWh para "vento onshore" a 15 ct / kWh para "vento offshore" " , 16 ct / kWh para "biomassa" e 20,7 ct / kWh para "geotérmico" a 40,2 ct / kWh para "solar". A remuneração média da eletricidade solar EEG diminuiu significativamente nos últimos anos, após a alta em 2005 de 53 ct / kWh.

Com o EEG, os quatro operadores alemães de redes de transporte (ORT) também foram obrigados a produzir previsões. Além da previsão anual para a sobretaxa EEG, as previsões de médio prazo são feitas para um período de cinco anos.

A tarifa de alimentação média para sistemas recém-conectados à rede em 2013 foi de 12,5 centavos (em comparação com 25 centavos em 2010).

Avaliação e perspectivas

positivo

O EEG é considerado o instrumento de maior sucesso mundial na promoção de energias renováveis , principalmente entre associações ambientais como BUND e Greenpeace , representantes da indústria como a Federal Association for Renewable Energy e o Federal Environment Ministry . Um estudo da Agência Alemã de Energia (dena) em nome da Federação das Indústrias Alemãs (BDI) , publicado em 2013, recomenda a manutenção do EEG, mas propõe uma reforma sistemática.

O Instituto Alemão de Pesquisa Econômica (DIW) , a Comissão da UE , a Agência Internacional de Energia (IEA) e a empresa de energia EnBW elogiaram o EEG como sendo altamente eficaz e economicamente eficiente.

Os incentivos econômicos estabelecidos pelo EEG levaram à constituição de um grande número de cooperativas comunitárias de energia (no final de 2013 eram 888).

Em seu relatório nacional de 2013 sobre a política energética alemã, a Agência Internacional de Energia (AIE) considerou que o EEG “provou ser um instrumento muito eficaz para a disseminação de energias renováveis ​​e, em particular, a geração de eletricidade por meio de biomassa, energia eólica e fotovoltaica. Além disso, tem demonstrado ser bem-sucedido na redução de custos, como demonstrado, em particular, pela redução das tarifas de aquisição de energia solar, que surgiu em resposta à rápida expansão desta tecnologia nos últimos quatro anos. ”

Os princípios do EEG foram adotados por pelo menos 65 países ao redor do mundo no início de 2012. Por exemplo, o sucesso das energias renováveis ​​na Espanha baseia-se em um sistema de preço mínimo semelhante ao da Alemanha. Após o acidente da usina nuclear em Fukushima em 2011 , o Japão e a China também introduziram tarifas fixas de alimentação e regulamentações de prioridade que são baseadas no EEG alemão. O EEG também goza de grande apoio entre a população alemã. Em 2012, em uma pesquisa encomendada pela Agência de Energia Renovável, quatro em cada cinco cidadãos eram a favor da manutenção do EEG; 20% querem mantê-lo como está agora, 60% acham que é necessária uma revisão do EEG. Seguindo o exemplo da Alemanha, uma lei correspondente também foi aprovada na França em julho de 2015.

negativo

Muitos críticos negam que o EEG seja benéfico para a proteção do clima. Em vez disso, só torna a proteção climática desnecessariamente cara (consulte as explicações na seção sobre proteção climática ).

Também foi criticado que o princípio da remuneração básica gerava eletricidade independentemente da demanda e do preço de mercado resultante. Somente a partir de 2012, a componente de base necessidades passou a ser agregada à remuneração básica por meio do bônus de flexibilidade.

Em dois relatórios de 2004 e 2012, o conselho consultivo científico do Ministério Federal da Economia e Energia avaliou criticamente a motivação da política industrial da EEG, uma vez que o privilégio de certas tecnologias restringe a liberdade de escolha dos parceiros de mercado e, portanto, conduz à ineficiência e efeitos de alocação antieconômicos. A energia fotovoltaica é responsável por 55% dos custos de subsídio, mas fornece apenas 20% da eletricidade gerada por energias renováveis. O objetivo da proteção do clima não convence, pois isso pode ser alcançado de forma mais eficiente por meio da modernização do parque convencional de usinas e por meio do chamado mecanismo de desenvolvimento ambientalmente compatível .

A comissão de especialistas para pesquisa e inovação criada pelo Bundestag alemão aconselhou em seu relatório anual de 2014 a abolição total do EEG, uma vez que o EEG não é um instrumento de baixo custo para a proteção do clima nem tem um efeito de inovação mensurável. Esta avaliação foi então parcialmente rejeitada como incorreta pelo Instituto Fraunhofer de Pesquisa de Sistemas e Inovação , embora a necessidade de alterações no EEG tenha sido reconhecida.

A New Social Market Economy Initiative , uma agência de relações públicas apoiada pela indústria de metal e elétrica, alertou para uma explosão de custos, especialmente para residências privadas e pequenas e médias empresas. Como contra-modelo, ela propôs um modelo de cotas que reduziria os custos da transição energética em 52 bilhões de euros nos próximos oito anos. O presidente do conselho de especialistas para avaliação do desenvolvimento macroeconômico , Christoph M. Schmidt , também defendeu um modelo de cotas. No entanto, seu colega de conselho Peter Bofinger chegou a uma avaliação diferente em um estudo de 2013.

Na opinião dos juristas, “o conjunto de normas tornou-se tão diferenciado” e complexo que os comentários até então costumeiros não são mais suficientes. Um grande número de ordenações EEG são, portanto, agora agrupadas sob o título "EEG II".

Modelos concorrentes

O modelo de cotas e o modelo de licitação foram discutidos como sistemas concorrentes do sistema de preços mínimos do EEG . No modelo de cotas, o estado estabelece uma cota de energias renováveis ​​que devem ser produzidas pelos fornecedores de energia. Para verificar o cumprimento da obrigação, são emitidos certificados para eletricidade renovável que pode ser comercializada entre os fornecedores de energia. Por outro lado, no modelo de concurso é licitada uma determinada quantidade de eletricidade renovável, sendo o vencedor do concurso uma garantia de compra limitada. Ambas as abordagens são consideradas mecanismos de controle de quantidade, uma vez que o subsídio é direcionado a um determinado montante de construção adicional e a quantidade não é indiretamente controlada pelo preço, como é o caso dos sistemas de preços mínimos. A conversão da Lei das Fontes de Energia Renovável em controle de volume é defendida por vários especialistas e cientistas. Em primeiro lugar, isso incluía a Comissão de Monopólio e as práticas econômicas . Os proponentes dos modelos alternativos geralmente referem-se à maior eficiência de custos devido ao controle mais direcionado e, em grande parte, tecnologicamente neutro do volume de instalação. Desta forma, os efeitos do peso morto seriam evitados se, por exemplo, os custos de uma tecnologia caíssem e a margem de lucro crescente (diferença entre os custos unitários e a tarifa de alimentação fixa EEG) para produtores de eletricidade renovável resultasse em uma expansão muito cara em à custa dos consumidores de energia.

Na verdade, as vantagens dos modelos de cotas e licitações em relação ao sistema de preços mínimos EEG (tarifa feed-in) são politicamente controversas. Outros especialistas e fabricantes de sistemas de produção subsidiados ou suas associações criticam os modelos de cotas e licitações e enfatizam regularmente as vantagens dos subsídios EEG por meio de preços mínimos. Eles argumentam que, de acordo com um estudo do Massachusetts Institute of Technology (MIT), ambas as abordagens provaram ser menos eficazes e menos competitivas do que os sistemas de preço mínimo. Em países com tais sistemas, geralmente não há indústria de manufatura própria devido à falta de segurança de investimento, e os custos para expandir as energias renováveis ​​são altos porque o risco de investimento aumentado é fatorado nos preços (por exemplo, Grã-Bretanha, Itália). Países individuais, como Irlanda ou Grã-Bretanha, agora mudaram para sistemas de preço mínimo ou estão usando-os em adição. No que se refere ao exemplo britânico, entretanto, a Monopolies Commission mostra em seu relatório especial sobre energia que o novo sistema de subsídios britânico difere consideravelmente do sistema de preço mínimo alemão e também inclui elementos de controle de quantidade.

A Federal Association for Renewable Energy , que representa os interesses da indústria, entretanto, avaliou os modelos de cotas como "voltados para o passado", "hostis às PMEs", "caros" e "inutilizáveis". Uma opinião de um especialista da Universidade de Würzburg sob a liderança do especialista em economia Peter Bofinger de setembro de 2013 também concluiu que os modelos de cotas na Alemanha envolvem um risco muito grande para os investidores. Ele defende um EEG estendido por um mecanismo de leilão (modelo de licitação). Enquanto isso, as licitações também são criticadas, cuja eficiência de custos teoricamente mais alta poderia ser prejudicada por custos de transação e financiamento significativamente mais elevados. Como resultado, isso poderia resultar em custos mais elevados para atingir as metas de expansão.

Os críticos dos sistemas alternativos argumentam que uma comparação empírica dos sistemas de subsídios na UE também indica que em países com tarifas feed-in, a geração de eletricidade renovável é mais barata e mais eficaz do que usar cotas ou licitações. Em países com tarifas feed-in como Alemanha, Espanha, França ou Portugal, por exemplo, os custos da energia eólica onshore são muito mais baixos do que em países com regulamentações de cotas, como Grã-Bretanha, Polônia, Bélgica ou Itália. No entanto, isso é sempre comparado com a tecnologia que recebe a tarifa feed-in mais baixa no EEG. Os críticos dos modelos de licitação também apontam que a experiência estrangeira mostrou que eles não precisam levar a volumes de construção adicionais confiáveis. Os problemas com os sistemas de licitação realmente existentes já levaram à abolição dos sistemas de licitação em alguns países. De acordo com uma pesquisa da EuPD Research entre os beneficiários do financiamento EEG, quase três quartos das empresas de energia renovável pesquisadas veem as tarifas feed-in como um instrumento adequado para proteção climática, lançamento de mercado e desenvolvimento de tecnologia para geração de eletricidade a partir de energias renováveis. Os sistemas de cotas, por outro lado, só faziam sentido para 2% das empresas. Cálculos da empresa de consultoria Ernst & Young e da Universidade de Cambridge determinaram por unanimidade que as tarifas fixas são superiores aos modelos de cotas e aos sistemas de bônus em termos de eficiência de custos, aplicabilidade e diversidade de atores.

Depois de se afastar das tarifas feed-in em 2004, a Dinamarca estabeleceu com sucesso um modelo premium para energia eólica onshore. O operador da usina recebe um prêmio não coberto pelos custos de 3,66 ct e tem que comercializar a eletricidade ele mesmo. Apesar destas condições, que são muito piores do que a Alemanha, a Dinamarca atingiu uma quota de eletricidade renovável de 30% em 2012, os custos para o consumidor final ascendem a 2,07 ct (PSO-Public Service Obligation, na elevada proporção de cogeração na Dinamarca é também coberto).

Em um artigo especializado na revista de política ambiental e legislação ambiental , diz sobre a reforma EEG na Alemanha 2017: "Mesmo quando comissionado a partir de 1º de maio de 2017, as taxas médias de remuneração específicas do local dentro das licitações são mais altas do que a remuneração média para turbinas eólicas que não estão sujeitas a licitações durante o período de transição. ”E continua dizendo:“ No geral, há muitos a sugerir que a precisão ecológica do novo EEG 2017 é realmente maior. ”

Perspectivas

O Ministério Federal da Economia sob Sigmar Gabriel anunciou novas medidas logo após a reforma do EEG em 2014. A próxima alteração EEG já deve estar em vigor em 2016 ^[obsoleto] , a fim de permitir licitações de tecnologias específicas para sistemas de ER. Em 2014, será aprovado o regulamento de um projeto político para a licitação de sistemas fotovoltaicos montados no solo. De acordo com os planos do Ministério Federal da Economia, mercados de capacidade, i. H. O financiamento estatal para as capacidades das usinas, conforme exigido pelo setor de energia, não será estabelecido em um futuro previsível. Devido às grandes sobrecapacidades, não são necessárias para a segurança do abastecimento. Em vez disso, eles levariam a custos adicionais consideráveis. A Federal Association for Renewable Energy também rejeita a introdução de mercados de capacidade. Os especialistas temem que as licitações não sejam adequadas para alcançar eficiência de custos, metas de expansão e uma ampla gama de partes interessadas, e recomendam que os procedimentos de licitação prestem atenção especial aos participantes do mercado de pequeno e médio porte e que os efeitos sejam avaliados antes de serem expandidos para outras fontes renováveis energias.

O Ministério Federal da Economia publicou diversos relatórios sobre a segurança do abastecimento e a funcionalidade do mercado de energia elétrica. Concluem que ainda existe algum potencial de otimização na atual conceção do mercado, de forma a desenvolver o potencial de flexibilidade existente e a reduzir os falsos incentivos no que diz respeito à integração das energias renováveis ​​e à proteção do clima. Só então deve ser tomada uma decisão sobre os mercados de capacidade exigidos por partes da indústria de energia . Do ponto de vista atual, os mecanismos de capacidade não são necessários para uma fonte de alimentação segura. Em vez disso, eles geram custos adicionais consideráveis ​​para os consumidores de eletricidade e estão associados a altos riscos regulatórios.

Vários governos estaduais, empresas, associações e grupos de reflexão apresentaram propostas para reformar o EEG e todo o desenho do mercado de eletricidade. O “Renewable Energies Research Radar” publicou uma meta-análise na qual as numerosas propostas de reforma são comparadas entre si. Por exemplo, o governo estadual verde-vermelho de Baden-Württemberg teve oito possíveis sistemas de financiamento para energias renováveis ​​examinados e comparados em um relatório de especialista. O vermelho-verde da Baixa Saxônia também apresentou opções específicas para o desenvolvimento do EEG. O think tank Agora Energiewende apresentou sua própria proposta ao debate. O Conselho Consultivo para Questões Ambientais (SRU) também lançou impulsos para o desenvolvimento do EEG em sua recomendação ao novo governo federal “Moldando o mercado de eletricidade do futuro”. Além disso, a Associação Federal de Gestão de Energia e Águas , com sua proposta “O caminho para novas estruturas de mercado para o sucesso da transição energética” para um novo desenho do mercado de eletricidade, pensou na melhor interação entre usinas renováveis ​​e convencionais. O Conselho de Sustentabilidade do Governo Federal defende que o EEG seja convertido em um fundo de energia.

literatura

Comentários, monografias

• Markus Weck: A tarifa feed-in garantida para a eletricidade de acordo com a lei sobre a prioridade das energias renováveis ​​- problemas de aplicação, questões europeias e constitucionais . Peter Lang, Frankfurt am Main 2004, ISBN 3-631-52182-0
• Wolfgang Danner, Christian Theobald (Ed.): Lei da Energia - Comentário . Comentário de CH Beck folha solta, desde 2005
• Steffen Dagger: Política Energética e Lobby: A Emenda da Lei de Fontes de Energia Renovável (EEG) de 2009 . Volume 12, série: Ecological Energy Policy, Ibidem-Verlag, Stuttgart 2009, ISBN 978-3-8382-0057-6
• Jan Reshöft (Ed.): Lei das Energias Renováveis, comentário manual . 4ª edição, Nomos, Baden-Baden 2009, ISBN 978-3-8329-7611-8
• Martin Altrock, Volker Oschmann, Christian Theobald (eds.): EEG. Lei de Energia Renovável. Comentário . 4ª edição, Beck, Munich 2013, ISBN 978-3-406-64642-3
• Martin Altrock: »Subsidiar« a regulamentação dos preços - a promoção das fontes de energia renováveis ​​através do EEG . Volume 1, série de publicações sobre legislação de energia e infraestrutura, Beck, Munich 2002, ISBN 978-3-406-49624-0
• Peter Salje : Lei das Fontes de Energia Renovável, comentário . 6ª edição, Heymanns , Cologne / Munich 2011, ISBN 978-3-452-26935-5
• Thorsten Müller (Ed.): 20 Anos de Lei de Energia Renovável . Baden-Baden 2012, ISBN 978-3-8329-6910-3
• Walter Frenz , Hans-Jürgen Müggenborg (Ed.): Comentário sobre o EEG , 3ª edição, Schmidt, Berlin 2013, ISBN 978-3-503-13853-1
• Martin Altrock, Andrea Huber, Helmut Loibl, René Walter: Disposições transitórias no EEG 2014 - comentários e materiais , Berlin 2015, ISBN 978-3-503-15796-9
• Christian Held, Cornelius Wiesner: Energy Law and Energy Reality - Um manual para treinamento e prática não apenas para advogados , Herrsching 2015, ISBN 978-3-933283-55-9
• Christian Theobald , Christiane Nill-Theobald: Energierecht, coleção de leis dtv -tex , 12ª edição, Munique 2015, ISBN 978-3-406-67179-1 (publicado anualmente)

Textos legais

• Texto da Lei de Fontes de Energia Renovável de 2014
• Bundesrat (Alemanha): Emenda EEG 2011 - Projeto de lei para revisar o quadro jurídico para a promoção da geração de eletricidade a partir de energias renováveis (PDF; 1,5 MB)
• Ministério Federal do Meio Ambiente (Alemanha): Relatório de experiência EEG 2011 (PDF; 1,1 MB)
• Bundestag Alemão: audiência pública sobre a emenda à Lei de Fontes de Energia Renovável em 21 de abril de 2010, Bundestag Alemão, Comitê do Meio Ambiente, Conservação da Natureza e Segurança Nuclear, 11ª reunião , acessada em 28 de abril de 2010.
• Texto completo da Lei de Fontes de Energia Renovável de 25 de outubro de 2008 na versão atual com sinopse de todas as alterações
• Texto completo da revogada Lei de Fontes de Energia Renovável de 21 de julho de 2004 na versão mais recente com sinopse de todas as alterações

Links da web

• Agência de Energia Renovável , com uma riqueza de informações básicas e análises sobre a Lei de Fontes de Energia Renovável
• EEG no portal de energia renovável do Ministério Federal para Assuntos Econômicos e Energia
• Presença da câmara de compensação na Internet EEG | KWKG de acordo com § 19 EEG
• Plataforma de informação dos quatro operadores do sistema de transmissão (TSOs, incluindo o EEG)
• Visão geral dos programas de financiamento para energias renováveis
• Förderverein Ökologische Steuerreform , com numerosas análises da sobretaxa EEG, por exemplo, os preços da eletricidade na Europa e a competitividade da indústria intensiva em eletricidade, FÖS, 2012 (PDF; 310 kB)
• Environmental Energy Law Foundation com numerosos pareceres jurídicos sobre o EEG e suas referências no direito europeu, por exemplo links de planejamento e licenciamento como recursos de pré-qualificação de um concurso para energia eólica onshore em "EEG 3.0", 2015 (PDF; 1,8 MB)

Evidência individual