SOLAR MILLENNIUM AG Namens-Aktien

Richtig, Marche, hattest ja häufig betont, dass Du im Zusammenhang mit S2M in froher Erwartung der
Staatsanwaltschaft bist.  

mirnixdirnix Du musst #6752 auch noch melden.  

Meldung eines Regelverstoßes:
Melder:  mirnixdirnix
Zeitpunkt: 18.12.10 19:27
Grund: Was interessiert in diesem Thread der Verteidigungshaushalt
der USA mit derartiger Gewichtung?
OFF-Topic
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bei der größten Solaranlage der Welt in einem der sonnenreichsten Gegenden der Welt
sind keine Investoren in Sicht, weil lieber in die Rüstung investiert wird und dann soll
hier kein Bezug zum Thema da sein, während der Spam der letzten Wochen hier stehen gelassen wird.
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völlig richtig die meldung von mirnix...hätte auch von mir kommen können...

deine blödsinnige ableitung, dass nur kohle ins militär gebuttert wird...dagegen kein cent in solar...und keine investoren in sicht sind...ist schlicht und einfach eine unterstellung deinerseits...nicht mehr, nicht weniger...

 

Wenn die hohen Militärausgaben deine einzige Begründung ist, dass S2M keine Investoren finden wird, können ja alle die die gute Sache vorantreiben wollen, beruhigt sein.

Zur Frage warum RWE sich nicht an Desertec beteiligt: Das sind träge Säcke, die zunächst noch die Kuh melken wollen, die sie schon haben. Dem Trend der Zukunft wird in Deutschland erst dann hinterhergehechelt, wenn es sich nicht mehr vermeiden läßt. Bestes Beispiel Automobilindustrie: Erstes Auto mit Frontantrieb, mit Hydraulischer Federung, mit Parikelfilter, und demnächst als Dieselhybrid mit Allradantrieb: alles Citroen bzw. PSA. Aber solange der deutsche Geldadel und Chinesen immer noch Geländesuchwagen von vorgestern kaufen, bleibt eben alles beim alten.

 

http://www.i-c-m.de/cms/index.php?idcat=4

Der Ibersol - Fonds ist seit mehr als 5 Wochen in der Platzierung. Wo bleibt die Solaranleihe von I.C.M.?? Vermutlich wartet I.C.M. ab, bis sich abzeichnet, ob S2M institutionelle Investoren für Ibersol gewinnen kann und ob Ferrostaal in der Lage ist das notwendige Eigenkapital (entweder selbst oder durch Weiterverkauf der 50 % Beteiligung) aufzubringen.

Als nächstes wird S2M verkünden: "100 % des Andasol 3 Fonds gezeichnet".  

http://www.ibersol-solarfonds.de/

Ist der Andasol 3 Fonds (die bessere Alternative) eigentlich bereits voll platziert. Sollte bei Gelegenheit jemand nachfragen.  

CSP Kraftwerk mit Schott-Komponenten
Der Weltklimarat (IPCC) fordert den Ausstoß von CO2-Emissionen bis zum Jahr 2050, um 80 Prozent im Vergleich zum Emissions-Ausstoß von 1990 zu reduzieren. Die Folgen eines Nichterreichens  der gesteckten Klimaziele wären fatal und müssen hier nicht weiter erklärt werden.

Die Erneuerbaren Energien sollen einen wichtigen Beitrag zur Erreichung der Klimaziele liefern. In diesem Zusammenhang hört man auch immer wieder von solarthermischen Kraftwerken und Concentrated Solar Power (CSP) – einer Technologie mit reichlich Potenzial.

Vereinfacht gesagt bündeln solarthermische Kraftwerke das Licht der Sonne mit Hilfe von Spiegeln und erhitzen damit eine Flüssigkeit innerhalb eines sogenannten Receivers. Die damit erzeugte thermische Energie kann dann in elektrische Energie umgewandelt werden.

Diese solarthermischen Kraftwerke sind auch besser bekannt als CSP, wobei CSP für Concentrated Solar Power steht. 2009 befanden sich Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 600 Megawatt in Betrieb und über 5 Gigawatt in der Planung. Der Großteil der bestehenden Anlagen befindet sich in den USA und Spanien.

In Zukunft soll dieser Technologiezweig große Visionen war werden lassen. Die Rede ist von Desertec, einem Energieprojekt mit gigantischen Ausmaßen. Das Desertec Projekt erstreckt sich über Europa, bis in den mittleren Osten und Nordafrika und soll in Zukunft einen großen Teil des Energieverbrauchs aller beteiligten Staaten decken.  

Der weltweite Markt der solarthermischen Konzentratortechnik – Concentrated Solar Thermal Power (CSP) – wächst und Experten sprechen dieser Form der Energiegewinnung in äquatornahen Ländern ein erstaunliches Potential zu. Denn theoretisch, so lässt sich ausrechnen, reiche lediglich ein gutes Prozent der Gesamtfläche der Sahara aus, um mit Sonnenkraft eine vergleichbare Energiemenge zu produzieren, die derzeit von allen Kraftwerken weltweit bereitgestellt wird. Ein entscheidender Vorteil der Konzentratortechnik liegt in der Kosteneffizienz, mit der große Energiemengen erzeugt werden können. Nachteilig sind allerdings die hohen Anfangsinvestitionen. „Als Ergänzung unseres Portfolios haben wir jetzt die Branchenkenntnisse aus dem weltweiten Markt der Solarkraftwerke gebündelt und eine, auf Basis von Tiefeninterviews und Primärdaten basierende Studie herausgebracht. Kernpunkt des Berichtsbandes ist eine umfassende Auseinandersetzung mit den wichtigsten Standortfaktoren“, erklärt Markus A.W. Hoehner, Geschäftsführer von EuPD Research.

Standortfaktoren und Wertschöpfungsstufen:

Dabei beleuchtet die Studie „Concentrated Solar Thermal Power (CSP) – Now and in the Future“ von EuPD Research sowohl die einzelnen Stufen entlang der Wertschöpfungskette, angefangen bei den Herstellern über Projektentwickler und Anlagenbauer (EPC) bis hin zu den Investoren, Kreditgebern und Energieversorgern als auch die wichtigsten Ländermärkte und Technologien. Ergänzt werden die Ergebnisse durch qualitative Einschätzungen wichtiger Forschungsinstitute und Interessensgruppen.  

Standortfaktoren und Wertschöpfungsstufen:

Dabei beleuchtet die Studie „Concentrated Solar Thermal Power (CSP) – Now and in the Future“ von EuPD Research sowohl die einzelnen Stufen entlang der Wertschöpfungskette, angefangen bei den Herstellern über Projektentwickler und Anlagenbauer (EPC) bis hin zu den Investoren, Kreditgebern und Energieversorgern als auch die wichtigsten Ländermärkte und Technologien. Ergänzt werden die Ergebnisse durch qualitative Einschätzungen wichtiger Forschungsinstitute und Interessensgruppen.

„Da sich die CSP Technologie besonders in sonnenreichen Regionen der Erde mit Direktstrahlung anbieten, beinhaltet der Berichtsband einen ausführlichen Teil über die aussichtsreichsten Standorte für Investments in CSP-Kraftwerke“, erläutert Hoehner. „Anhand unserer differenzierten Ländermarkt Ratings sind wir demnach in der Lage konkrete Empfehlungen für die Standortwahl abzuleiten.“  

Berücksichtigt wurden dabei neben den geografischen Faktoren wie der „Sonneneinstrahlung“, der im jeweiligen Land „verfügbaren Fläche“ und etwaigen „klimatischen Risiken“ auch politische Faktoren zu der regionalen „Fördersituation“ und „Investitionsfreiheit“ in den einzelnen Regionen. Aus einer Vielzahl dieser Faktoren lassen sich Potentiale und Risiken für individuelle Standortfragen ermitteln. Dabei richtet sich die Studie gleichermaßen an bereits etablierte Marktteilnehmer und bietet zudem auch Unternehmen aus anderen Energiebereichen einen Einstieg in den vielversprechenden Markt der solarthermischen Konzentratortechnik. „Gerade für Photovoltaikunternehmen sind Erkenntnisse aus dem Bereich der CSP eine wertvolle Grundlage um eine konkurrierende Technologie und ihre Entwicklung von Beginn an zu beobachten“, sagt Markus A.W. Hoehner.

Wichtige Marktteilnehmer und ihre Marken:

Ein zusätzlicher Mehrwert der Studie liegt darüber hinaus in der differenzierten Auseinandersetzung mit den einzelnen Marktteilnehmern. Neben ihrer Bedeutung entlang der Wertschöpfungskette wurden für den Berichtsband erstmals auch die gestützte und ungestützte Markenbekanntheit der wichtigsten Zulieferer, Projektentwickler und Anlagenbauer abgefragt.

„Neben weithin bekannten, spanischen Projektentwicklern wie Abengoa und Acciona werden auch die Marktführer unter den Zulieferern – etwa Siemens als führender Turbinenhersteller und Schott Rohrglas als Lieferant von Receivern – eindeutig anhand ihrer Marken identifiziert“, weiß Projektleiter Florian Schmidt von EuPD Research. Zusätzlich wurde erstmals auch die Bekanntheit der einzelnen Investoren abgefragt. Während lange hauptsächlich spanische Banken und Investmenthäuser mit CSP Projekten assoziiert wurden, sind inzwischen auch deutsche Investoren wie die West LB AG unter den Genannten.  

Zur Studie: Concentrated Solar Thermal Power (CSP):

Der steigende Bedarf an sauberem Strom und das Interesse an nachhaltigen Investitionen verknüpft mit staatlichen Fördersystemen sorgen für eine Konjunkturbelebung im Markt der solarthermischen Stromerzeugung (CSP). Einen umfassende Überblick über den globalen CSP-Markt liefert die bislang erste primärdatenbasierte Studie von EuPD Research „Concentrated Solar Thermal Power (CSP) – Now and in the Future“. Die umfassende Branchenstrukturanalyse gibt einen tiefen Einblick in die aktuellen Rahmenbedingungen und Entwicklungen der entscheidenden Ländermärkten, analysiert die wichtigsten Marktteilnehmer auf allen Stufen der Wertschöpfungskette und beleuchtet erstmals Investitionsgründe, Auswahlkriterien und wichtige Kommunikationskanäle der Branche.

Mehr Informationen zur Studie „Concentrated Solar Thermal Power (CSP) – Now and in the Future“ erhalten Sie hier:

www.eupd-research.com/en/downloads_microsite/EuPD_Researc...

EuPD Research
Adenauerallee 134
D-53113 Bonn
Fon +49 (0)228 97143-74
Fax +49 (0)228 97143-11

www.eupd-research.com

EuPD Research ist ein international tätiger und auf B2B-Marktforschung fokussierter Dienstleister. Wir kombinieren tief greifende Marktkenntnis mit methodischer Professionalität und bieten somit unseren Kunden nicht nur profunde Marktdaten, sondern darüber hinaus praktische und zukunftsorientierte Entscheidungshilfen. Dadurch sichern wir Ihnen den optimalen Mehrwert durch praktische Anwendungen. Unsere Forschung umfasst die gesamte Bandbreite quantitativer sowie qualitativer Methoden und wird von unseren Analysten effizient und kundenorientiert eingesetzt. Die Forschungsdaten werden von einem spezialisierten und multilingualen Interviewercenter erhoben und unseren weltweit tätigen Kunden zur Verfügung gestellt.  

OpenPr.de: Ein ehrgeiziges Ziel, das sich die Republik Irland verbindlich gesetzt hat: Sie will bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 40% Strom aus Erneuerbaren Energien an der Strombereitstellung erzielen. Eine umfangreiche technische Systemstudie – erstellt durch Ecofys, Siemens PTI, Ecar Ltd und DIgSILENT – kam jetzt zu dem wegweisenden Ergebnis, dass das System der elektrischen Energieversorgung diesen Anteil aufnehmen kann.
Während des kommenden Jahrzehnts wird die installierte Windleistung in Irland massiv zunehmen, so dass Windenergie den überwiegenden Teil der nachhaltig erzeugten Elektrizität bereitstellen wird. So impliziert das Ziel von 40% im Jahresmittel sehr hohe Momentanwerte des Windanteils in der Erzeugung. Theoretisch könnten Windkraftanlagen zeitweise sogar 100% des benötigten Stroms in das Netz einspeisen.
Welche Durchdringungen mit Energie aus Windkraftanlagen tatsächlich technisch machbar sind, untersuchte das Konsortium, dem auch die unabhängigen irischen Windenergieexperten Prof. Mark O’Malley (University College Dublin) und Peter Harte (SWS Energy) angehörten, im Rahmen der „All Island Facilitation of Renewables Studies”.

Diese Studien wurden von dem irischen Übertragungsnetzbetreiber EirGrid und dem nordirischen Betreiber SONI beauftragt. Denn auch Nordirland denkt derzeit über eine ähnliche Verpflichtung nach.  

Diese Studien wurden von dem irischen Übertragungsnetzbetreiber EirGrid und dem nordirischen Betreiber SONI beauftragt. Denn auch Nordirland denkt derzeit über eine ähnliche Verpflichtung nach.

Ein ehrgeiziges Ziel, das sich die Republik Irland verbindlich gesetzt hat: Sie will bis zum Jahr 2020 einen Anteil von 40% Strom aus Erneuerbaren Energien an der Strombereitstellung erzielen. Eine umfangreiche technische Systemstudie – erstellt durch Ecofys, Siemens PTI, Ecar Ltd und DIgSILENT – kam jetzt zu dem wegweisenden Ergebnis, dass das System der elektrischen Energieversorgung diesen Anteil aufnehmen kann.

Während des kommenden Jahrzehnts wird die installierte Windleistung in Irland massiv zunehmen, so dass Windenergie den überwiegenden Teil der nachhaltig erzeugten Elektrizität bereitstellen wird. So impliziert das Ziel von 40% im Jahresmittel sehr hohe Momentanwerte des Windanteils in der Erzeugung. Theoretisch könnten Windkraftanlagen zeitweise sogar 100% des benötigten Stroms in das Netz einspeisen.

Welche Durchdringungen mit Energie aus Windkraftanlagen tatsächlich technisch machbar sind, untersuchte das Konsortium, dem auch die unabhängigen irischen Windenergieexperten Prof. Mark O’Malley (University College Dublin) und Peter Harte (SWS Energy) angehörten, im Rahmen der „All Island Facilitation of Renewables Studies”. Diese Studien wurden von dem irischen Übertragungsnetzbetreiber EirGrid und dem nordirischen Betreiber SONI beauftragt. Denn auch Nordirland denkt derzeit über eine ähnliche Verpflichtung nach.  

Das Konsortium analysierte die technischen Herausforderungen insbesondere für die dynamische Stabilität und die Frequenzstabilität, die mit einem steigenden Anteil der Windenergie in der momentanen Erzeugung verbunden sind. Es untersuchte die Reaktion des Systems auf verschiedene Störungen für mehr als 60 Kombinationen von Last und Kraftwerkseinsatz, auch unter Berücksichtigung möglichen Imports oder Exports über Hochspannungs-Gleichstrom-Seekabel nach Großbritannien. Darüber hinaus lieferte das Expertenteam Vorschläge für geeignete Parameter, die einen sicheren und zuverlässigen Betrieb des Gesamtsystems ermöglichen.

Als wichtige limitierende Faktoren für den Beitrag der Windenergie in der momentanen Erzeugung nennen die Experten zum einen die Frequenzstabilität des Systems nach dem Wegfall von Erzeugungsleistungen, wie einem ungeplanten Ausfall eines Kraftwerkes, und zum anderen die Stabilität nach Netzwerkfehlern.

Die Studien führen zu dem Ergebnis, dass - solange der Beitrag der Windenergie in der momentanen Erzeugungsleistung 60 bis 80% nicht übersteigt - die Systemstabilität durch geeignete technische Maßnahmen gewährleistet werden kann. Um einen höheren Anteil zu vermeiden, müsste die Leistung durch ein zeitweiliges Einspeisemanagement vermieden werden. Andernfalls entsteht ein erhöhtes Risiko für Systemstabilität und damit die Zuverlässigkeit des Betriebs.

Auch wenn ein zeitweiliges Einspeisemanagement für Windparks mit Ertragsverlusten verbunden ist, haben die Studien gezeigt, dass diese Verluste für die Verhältnisse in Irland im Jahr 2020 voraussichtlich überschaubar sind. Zusammen mit technischen Systemverbesserungen und Netzausbauten wird es der identifizierte Betriebsbereich ermöglichen, das 40-Prozent-Ziel auf nationaler Ebene zu erreichen.

Die Ergebnisse sind angesichts des bisher einmaligen Umfangs einer solchen Studie wegweisend. Die Experten betonen jedoch, dass die Übertragung der Resultate auf andere Regionen angesichts des Inselcharakters des irischen Elektrizitätssystems nicht möglich ist. Im europäischen Verbundsystem liegen die Beiträge der Windenergie regional bereits regelmäßig zeitweilig über 100%, ohne dass die Versorgungssicherheit grundsätzlich beeinträchtigt wird.

Ecofys Germany GmbH
Am Wassermann 36
50829 Köln
Yvonne Kettmann
Tel: +49 221 270 70 110

Über Ecofys:

Die Ecofys GmbH mit Hauptsitz in Köln und Niederlassungen in Berlin und Nürnberg beschäftigt über 50 Mitarbeiter und zählt zu den führenden Beratungsunternehmen im Bereich Erneuerbare Energien, Energieeffizienz und Klimawandel in Deutschland. Ecofys bietet Dienstleistungen von der Forschung über die Produktentwicklung bis hin zum Implementierungsmanagement. Zu den Kunden von Ecofys zählen Unternehmen, Regierungsinstitutionen, Behörden und NGOs sowie Finanzdienstleister. Die Ecofys GmbH gehört zur Ecofys Gruppe, die 1984 von Angehörigen der Universität Utrecht gegründet wurde und heute international rund 220 Mitarbeiter beschäftigt.  

Das deutsche Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien, in der geläufigen Kurzfassung Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) genannt, soll den Ausbau von Energieversorgungsanlagen vorantreiben, die aus sich erneuernden (regenerativen) Quellen gespeist werden. Es dient vorrangig dem Klimaschutz und gehört zu einer ganzen Reihe gesetzlicher Maßnahmen, mit denen die Abhängigkeit von fossilen Energieträgern wie beispielsweise Erdöl, Erdgas oder Kohle und auch von Energieimporten aus dem Raum außerhalb der EU verringert werden soll. Gegenwärtig wurde das deutsche EEG von 47 Staaten der Erde in seinen Grundzügen übernommen.

Prinzip:

Grundgedanke ist, dass den Betreibern der zu fördernden Anlagen über einen bestimmten Zeitraum ein fester Vergütungssatz für den erzeugten Strom gewährt wird, der sich an den Erzeugungskosten der jeweiligen Erzeugungsart orientiert, um so einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen zu ermöglichen. Der für neu installierte Anlagen festgelegte Satz sinkt jährlich um einen bestimmten Prozentsatz (Degression), um einen Anreiz für Kostensenkungen zu schaffen.  

Grundgedanke ist, dass den Betreibern der zu fördernden Anlagen über einen bestimmten Zeitraum ein fester Vergütungssatz für den erzeugten Strom gewährt wird, der sich an den Erzeugungskosten der jeweiligen Erzeugungsart orientiert, um so einen wirtschaftlichen Betrieb der Anlagen zu ermöglichen. Der für neu installierte Anlagen festgelegte Satz sinkt jährlich um einen bestimmten Prozentsatz (Degression), um einen Anreiz für Kostensenkungen zu schaffen.

Gefördert wird die Erzeugung von Strom aus:

Wasserkraft
Deponiegas, Klärgas und Grubengas
Biomasse
Geothermie
Windenergie
solarer Strahlungsenergie (z.B. Photovoltaik)
Der zuständige Netzbetreiber ist aufgrund eines gesetzlichen Schuldverhältnisses zum Anschluss der Anlage und zur Zahlung der festgelegten Vergütung verpflichtet. Eines Vertrages mit dem Anlagenbetreiber bedarf es nicht.

Die entstandenen Mehrkosten, d. h. die Differenz zwischen Vergütungssatz und Marktpreis des Stroms, werden unter den Energieversorgungsunternehmen (EVU) gleichmäßig aufgeteilt (Bundesweite Ausgleichsregelung) und fließen somit als zusätzlicher Kostenfaktor in Form der sogenannten EEG-Umlage in die Kalkulation und Abrechnung der Endverbraucherpreise ein.  

Vorläufer dieses Gesetzes war das seit 1991 geltende Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz (Stromeinspeisungsgesetz vom 7. Dezember 1990 (Bundesgesetzblatt Teil I S. 2633)). Die Einspeisung wurde hervorgehoben, weil Strom aus erneuerbaren Energien - mit Ausnahme von Strom aus Wasserkraft - nur von kleinen Unternehmen erzeugt wurde, denen von den großen Stromerzeugern der Zugang zu dem ihnen gehörenden Verbundnetz verweigert oder stark erschwert wurde. Das Gesetz verpflichtete sie zur Einspeisung in dieses Verbundnetz und sicherte den Erzeugern gewinnbringende Vergütungen zu.

Erneuerbare-Energien-Gesetz (2000)

Am 1. April 2000 wurde das Stromeinspeisungsgesetz durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz vom 29. März 2000 (BGBl. I S. 305) ersetzt. Dabei wurden die geothermisch erzeugte Energie einbezogen und die Förderung neben einer generellen Absenkung auf kleinere Anlagen konzentriert, um ihren Charakter als Anschubförderung zu erhalten. Es erfuhr zum Jahreswechsel 2003/2004 eine Änderung, in der die Förderung der Photovoltaik nach dem Auslaufen des 100.000-Dächer-Programms angepasst wurde.

Beide Gesetze haben die Stromerzeugung durch erneuerbare Energien in Deutschland entscheidend gefördert.

Die novellierte Fassung des EEG vom 21. Juli 2004 (BGBl. I S. 1918) ist am 1. August 2004 in Kraft getreten. Vorausgegangen war eine Einigung im Vermittlungsausschuss, bei der die Union eine Reduzierung der Förderung von Windkraftanlagen erreichte. Wesentliche Punkte der novellierten Fassung betreffen die Höhe der Fördersätze sowie die bessere juristische Stellung der Betreiber von Anlagen zur Erzeugung erneuerbarer Energien gegenüber den örtlichen Netzbetreibern (u. a. Wegfall der Vertragspflicht).  

nach dem EEG vom 1. August 2004, entspricht weitgehend dem Vorschaltgesetz seit dem 1. Januar 2004

Die angegebenen Vergütungssätze gelten soweit nicht anders angegeben für im Jahr 2004 in Betrieb genommene Anlagen. Für spätere Jahre müssen die Degressionssätze entsprechend berücksichtigt werden.

Biomasse:

Strom aus Biomasse wird zur Zeit aus Anlagen mit einer Leistung bis 20 MW und der ausschließlichen Nutzung von Biomasse im Sinne des EEG [2] mit folgenden Sätzen vergütet: (Stand November 2006)

bis einschließlich einer Leistung von 150 Kilowatt mindestens 11,5 Cent pro Kilowattstunde (kWh),
bis einschließlich einer Leistung von 500 Kilowatt mindestens 9,9 Cent pro kWh,
bis einschließlich einer Leistung von 5 Megawatt mindestens 8,9 Cent pro kWh,
ab einer Leistung von 5 Megawatt mindestens 8,4 Cent pro kWh.
Setzt eine Anlage auch Altholz der Kategorien 3 oder 4 ein, so vermindert sich die Vergütung auf 3,9 Cent pro kWh. Bei verschiedenen Eigenschaften der verwendeten Biomasse steigt der Vergütungssatz um 6 Cent pro kWh, bei Einsatz von Kraft-Wärme-Kopplung und termochemischer Vergasung bzw. Trockenfermentation um zusätzlich bis zu 4 Cent je kWh.
(Quelle www.bmu.de Gesetzestext EEG (BGBl. Teil I Nr. 40 v. 31.07.2004, Seite 1918 ff.)[3])

Geothermie:

Die Mindestvergütung beträgt für Strom aus Geothermieanlagen, die bis zum Jahr 2009 installiert werden:

bis einschließlich einer Leistung von 5 Megawatt (MW) 15 Cent pro eingespeister Kilowattstunde (kWh),
bis einschließlich einer Leistung von 10 MW 14 Cent/kWh,
bis einschließlich einer Leistung von 20 MW 8,95 Cent/kWh,
ab einer Leistung von 20 MW 7,16 Cent/kWh.
Die Vergütung für eine installierte Anlage bleibt über 20 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 20. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt (also bis 31. Dezember 2024 für eine 2004er Anlage). Für Neuanlagen, die ab dem Jahr 2010 installiert werden, sinkt der Vergütungssatz um jeweils ein Prozent, gemessen an den Werten des jeweiligen Vorjahres, bleibt dann aber ebenfalls über 20 Jahre konstant.  

Die Mindestvergütung beträgt für Strom aus Geothermieanlagen, die bis zum Jahr 2009 installiert werden:

bis einschließlich einer Leistung von 5 Megawatt (MW) 15 Cent pro eingespeister Kilowattstunde (kWh),
bis einschließlich einer Leistung von 10 MW 14 Cent/kWh,
bis einschließlich einer Leistung von 20 MW 8,95 Cent/kWh,
ab einer Leistung von 20 MW 7,16 Cent/kWh.
Die Vergütung für eine installierte Anlage bleibt über 20 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 20. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt (also bis 31. Dezember 2024 für eine 2004er Anlage). Für Neuanlagen, die ab dem Jahr 2010 installiert werden, sinkt der Vergütungssatz um jeweils ein Prozent, gemessen an den Werten des jeweiligen Vorjahres, bleibt dann aber ebenfalls über 20 Jahre konstant.

Photovoltaikanlagen:

Die Mindestvergütung beträgt für Solarstromanlagen, die im Jahr 2008 [3] [2007/2006/2005/2004] installiert werden:

generell, z. B. auf Freiflächen, 35,49 [37,96/40,6/43,4/45,7] Cent pro eingespeister Kilowattstunde (kWh),
auf einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand bis einschließlich 30 kW 46,75 [49,21/51,80/54,53/57,4] Cent/kWh,
auf einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand ab 30 kW 44,48 [46,82/49,28/51,87/54,6] Cent/kWh und
auf einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand ab 100 kW 43,99 [46,30/48,74/51,30/54,0] Cent/kWh.
Die Vergütung erfolgt anteilig: Bei einer Dachanlage mit einer Spitzenleistung von 40 kW wird für 30 kW eine Vergütung von 46,75 [49,21/51,80/54,53/57,4] Cent/kWh gezahlt, für die restlichen 10 kW werden 44,48 [46,82/49,28/51,87/54,6] Cent/kWh gezahlt.

Die Vergütung für eine installierte Anlage bleibt über 20 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 20. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt (also bis 31. Dezember 2027 für eine 2007er Anlage). Der Vergütungssatz sinkt um jeweils 5 Prozent pro Jahr (für Freiflächenanlagen seit 2006 um 6,5 Prozent), gemessen an den Werten des jeweiligen Vorjahres, bleibt dann aber für die Anlage über 20 Jahre konstant. Eine Mitte 2008 installierte 4 kWp-Dachanlage, die bei einem angenommenen Ertrag von 850 kWh/Jahr/kWp durchschnittlich pro Jahr 3.400 kWh Strom liefert, erwirtschaftet somit 20,5 Jahre * 0,4675 €/kWh * 3.400 kWh/Jahr = 32.600 €. Für Solaranlagen werden zudem günstige KfW-Kredite angeboten, wodurch kein Eigenkapital für die Anlagenkosten eingesetzt werden muss. Der Betreiber einer Solaranlage kann sich zudem als Unternehmer beim Finanzamt einstufen lassen und muss daher keine Mehrwertsteuer für sämtliche mit der Anlage im Bezug stehenden Kosten bezahlen. Auch die EEG-Vergütungen sind in Netto-Preisen angegeben.  

Bei Fassadenanlagen (genauer: Anlagen, die nicht auf dem Dach oder als Dach eines Gebäudes angebracht sind und einen wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes bilden) gibt es 5 Cent/kWh zusätzlich, da mit einem geringeren Ertrag zu rechnen ist als bei Dachanlagen. Der Gesetzgeber will damit PV-Module als Gestaltungselement für Architekten und Bauherren interessanter machen. Die sichtbaren Fassaden-PV-Anlagen haben einen stärkeren Multiplikatoreneffekt als Dachanlagen, da sie eher im Blickfeld der Betrachter liegen. Fassadenanlagen haben damit auch eine Image-Funktion für Architekten, Bauherren und Nutzer, indem sie deren Bekenntnis zu erneuerbaren Energien vermitteln.

Eine Fassadenanlage darf nicht nachträglich von außen auf die Fassade oder einen Balkon angebracht werden, um die für Fassaden erhöhte Vergütung zu erhalten, da sie so nicht der Forderung entspricht, ein wesentlicher Bestandteil des Gebäudes zu sein. Eine solche Anlage wird als normale Gebäudeanlage vergütet.

Wasserkraft:

Die Mindestvergütung für Strom aus Wasserkraft beträgt:

für Anlagen bis einschließlich 500 Kilowatt (kW) 9,67 Cent/kWh (ab 2008 mit Einschränkungen),
für Anlagen von 500 KW bis einschließlich 5 Megawatt (MW) 6,65 Cent/kWh.
Die Vergütung für eine installierte Anlage bleibt über 30 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 30. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt (also bis 31. Dezember 2034 für eine 2004er Anlage). Die Vergütung für neu in Betrieb gegangene Anlagen sinkt jedes Jahr um 1 Prozent des Vorjahreswertes.

Im Bereich von 5 MW bis einschließlich 150 MW werden nur Anlagen gefördert, bei denen durch eine Erneuerung eine Leistungserhöhung von mindestens 15 Prozent erzielt wurde und ökologische Kriterien erfüllt werden. Die Vergütung wird dann nur für den durch die Erneuerung zusätzlich erzeugten Strom gezahlt und beträgt für eine Arbeitserhöhung  

Bei Fassadenanlagen (genauer: Anlagen, die nicht auf dem Dach oder als Dach eines Gebäudes angebracht sind und einen wesentlichen Bestandteil eines Gebäudes bilden) gibt es 5 Cent/kWh zusätzlich, da mit einem geringeren Ertrag zu rechnen ist als bei Dachanlagen. Der Gesetzgeber will damit PV-Module als Gestaltungselement für Architekten und Bauherren interessanter machen. Die sichtbaren Fassaden-PV-Anlagen haben einen stärkeren Multiplikatoreneffekt als Dachanlagen, da sie eher im Blickfeld der Betrachter liegen. Fassadenanlagen haben damit auch eine Image-Funktion für Architekten, Bauherren und Nutzer, indem sie deren Bekenntnis zu erneuerbaren Energien vermitteln.

Eine Fassadenanlage darf nicht nachträglich von außen auf die Fassade oder einen Balkon angebracht werden, um die für Fassaden erhöhte Vergütung zu erhalten, da sie so nicht der Forderung entspricht, ein wesentlicher Bestandteil des Gebäudes zu sein. Eine solche Anlage wird als normale Gebäudeanlage vergütet.

Wasserkraft:

Die Mindestvergütung für Strom aus Wasserkraft beträgt:

für Anlagen bis einschließlich 500 Kilowatt (kW) 9,67 Cent/kWh (ab 2008 mit Einschränkungen),
für Anlagen von 500 KW bis einschließlich 5 Megawatt (MW) 6,65 Cent/kWh.
Die Vergütung für eine installierte Anlage bleibt über 30 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 30. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt (also bis 31. Dezember 2034 für eine 2004er Anlage). Die Vergütung für neu in Betrieb gegangene Anlagen sinkt jedes Jahr um 1 Prozent des Vorjahreswertes.

Im Bereich von 5 MW bis einschließlich 150 MW werden nur Anlagen gefördert, bei denen durch eine Erneuerung eine Leistungserhöhung von mindestens 15 Prozent erzielt wurde und ökologische Kriterien erfüllt werden. Die Vergütung wird dann nur für den durch die Erneuerung zusätzlich erzeugten Strom gezahlt und beträgt für eine Arbeitserhöhung  

Die Vergütung für eine Anlage bleibt über 15 Jahre konstant und wird bis zum Ende des 15. auf den Inbetriebnahmezeitpunkt folgenden Jahres gezahlt. Die Vergütung für neu hinzugekommene Anlagen sinkt jedes Jahr um 1 Prozent des Vorjahreswertes.

Windkraft:

Die Mindestvergütung für Strom aus Windkraftanlagen beträgt 5,5 Cent/kWh. Für einen Zeitraum von wenigstens 5 Jahren erhöht sich die Vergütung um 3,2 Cent/kWh bei Windkraftanlagen, die einen Ertrag von mehr als 150 % des Referenzertrags erzielen (die also an windreichen Standorten stehen). Bei Anlagen mit einem geringeren Ertrag verlängert sich der Zeitraum der erhöhten Vergütung um 2 Monate je 0,75 % Minderertrag im Vergleich zu den 150 % Referenzertrag. Eine Windkraftanlage, die beispielsweise 120 % des Referenzertrages erzielt, erhält demnach 5 Jahre + 40 * 2 Monate = 11 Jahre 8 Monate die erhöhte Vergütung. Die Wahl der Referenzanlage gilt allgemein als sehr anspruchsvoll, so dass der überwiegende Teil der zur Zeit errichteten Anlagen über den gesamten Förderzeitraum von 20 Jahren die erhöhte Anfangsvergütung erhalten.

In jedem Folgejahr vermindert sich die Mindestvergütung für neu installierte Anlagen um jeweils 2 % im Vergleich zum Vorjahr. Damit soll ein Anreiz zu technischer Weiterentwicklung gegeben und eine zeitlich unbegrenzte Förderung von Windkraftanlagen (und anderen Quellen regenerativer Energie) verhindert werden.

Für Strom aus Windkraftanlagen im Meer ("off-shore") gelten abweichende Regeln.

Eine neue Bedingung der novellierten Fassung des EEG vom 21. Juli 2004 ist die Tatsache, dass die Netzbetreiber nicht verpflichtet sind, Strom aus Windkraftanlagen zu vergüten, deren Ertrag niedriger liegt als 60 Prozent des Referenzertrages. Damit soll erreicht werden, dass Windkraftanlagen nur an "windhöffigen", ertragreichen Standorten errichtet werden.  

Für Strom aus Photovoltaikanlagen ist ab 2002 eine Vergütung in Höhe von mindestens 48,1 Cent pro Kilowattstunde zu zahlen.

Auf Grund der im EEG vorgesehenen Degression der Vergütungssätze für Strom aus solarer Strahlungsenergie wird ab dem 1. Januar 2002 jährlich um fünf Prozent weniger für neu zu errichtende Anlagen vergütet. Zusätzlich war die geförderte Leistung auf 350 MWp beschränkt, d. h. nach dem Jahr, in dem die insgesamt in Deutschland installierte Leistung diesen Wert überstieg, wurde für Neuanlagen keine Vergütung mehr gezahlt. Die Summe von 350 MWp ergab sich aus den 300 MWp, die durch das 100.000-Dächer-Programm für Solarstrom gefördert wurden, sowie dem Anfangsbestand von 50 MWp.

Die 350 MWp-Grenze wurde 2003 überschritten, d. h. ab 2004 wäre keine Vergütung mehr gezahlt worden. Da sich die Novelle des EEG verzögerte, drohte ein massiver Einbruch im Photovoltaik-Markt. Um dem zu begegnen, wurden am 22. Dezember 2003 schließlich im 2. Gesetz zur Änderung des EEG (das sog. Photovoltaik-Vorschaltgesetz) die Änderungen aus der noch in Arbeit befindlichen EEG-Novelle vorgezogen.

Die Vergütungssätze im Überblick:

Strom aus Windenergie zwischen 6,19 und 9,10 Cent/kWh
Strom aus Photovoltaikanlagen
für Anlagen, die 2001 in Betrieb gingen (auch Altanlagen): mind. 50,6 Cent/kWh
für Anlagen, die 2002 in Betrieb gehen: mind. 48,1 Cent/kWh
Strom aus Wasserkraft mind. 7,67 Cent/kWh (Ausnahme: Pumpspeicherkraftwerke) (für Wasserkraftwerke unter 500 KW gilt ab 2008 eine Ausnahme, das Kraftwerk darf die Umwelt an dem Fluss, an dem es installiert ist, nicht schädigen)
Strom aus Biomasse zwischen 8,70 und 10,23 Cent/kWh
Strom aus Geothermie zwischen 7,16 und 8,95 Cent/kWh
Degressionssätze: Seit dem 1. Januar 2002 wurden die Vergütungssätze für neu in Betrieb gehende Anlagen gesenkt:

Für Strom aus Windkraft um 1,5 %
Für Strom aus Sonnenenergie um 5 %
Für Strom aus Biomasse um 1 %

Kosten und Nutzen:

Die im EEG festgelegten Vergütungen werden von der Solidargemeinschaft der Elektrizitätsabnehmern, also privaten Haushalten, Industrie etc., über die Stromrechnung bezahlt. Gemäß den Angaben des Bundesumweltministeriums betrugen die durch die Abnahmeverpflichtung bedingten Mehrkosten für den Stromverbraucher 3,2 Milliarden € sowie etwa 0,5 Mrd. € Regelenergiekosten im Jahr 2006. Zitat aus dem Regierungsbericht "Hintergrundinformationen zum EEG-Erfahrungsbericht 2007"[4]: "Weitere Kostenfaktoren des EEG, z.B. aufgrund des Bedarfs an zusätzlicher Regel- und Ausgleichsenergie sowie Transaktionskosten, beliefen sich 2006 auf etwa 300 bis 600 Mio. €."