德国作为可再生能源的先锋，既经历了可再生能源的大规模发展，又避免了西班牙、意大利等欧洲国家经历的可再生能源泡沫破灭。因此，德国在管理可再生能源的政策方面值得后来者学习。特别是德国近几年对可再生能源政策的改革，更值得后来者关注和学习。
德国的可再生能源发展模式一直备受赞誉和推崇。自2000年开始实施《可再生能源法》以来，德国可再生能源发展取得了令人瞩目的成绩。发电量中可再生能源所占比率已经从2000年时的6%上升到2013年的约25%。但是，其发展过程并非一帆风顺，甚至称得上惊心动魄。以光伏为例，和西班牙以及意大利一样，德国的光伏发电市场经历了疯狂的发展。虽然政府对光伏的FIT和补贴递减率进行了多次大幅度调整，从2010年到2012年的3年间，平均每年的装机容量增幅达到7GW。2012年高达7.6GW。2013年末，德国光伏装机总量已经达到35.7GW。
伴随着这种疯狂发展的是快速上升的补贴成本。有报告称，截至2013年，德国民众承担的可再生能源附加费总计高达约3170亿欧元。预计到2022年要达到680亿欧元。其中2014年一年的可再生能源附加费就可能要达到230亿欧元。这其中很大一部分费用是用来支付太阳能发电厂的FIT。该FIT成本的大部分是由于最近几年大的装机容量造成的。尽管太阳能FIT从2004的€457/MWh下降到当前的€93.8/MWh，但由于最近几年的高速发展，FIT的总成本大幅度上升，从2007年以及之前的每年不到20亿欧元，增加到2013年每年100亿欧元以上。2013年太阳能发电仅占德国电力供应总量的5%，但相应的补贴却占了整个可再生能源补贴的近一半。如果进一步假设德国所有的电力都以€50/MWh的批发价成交，全德国电力的批发价格才300亿欧元。光伏以5%的销售量，却占到了批发电力总价值的1/3。
由于2008年之后光伏电池成本的巨量下跌，FIT补贴没有调整，导致光伏野蛮发展到了不可持续的地步。意大利和西班牙是典型的受害者。为了让光伏的发展更加可持续，很多发达国家，比如捷克、保加利亚、比利时、法国、希腊、意大利、英国、加拿大和澳大利亚都调整了光伏政策，由无条件支持向适度发展转变。
德国也开始重新审视和调整相关政策。德国意识到，能否迅速控制补贴增长和能源价格上涨趋势，将直接影响德国能源转换的成功。在2013年再次赢得大选后，德国新的大联合政府提出了平衡能源政策目标的“三角关系”，即生态环境承受力、能源供应安全和能源可支付能力。控制成本和保障能源供应安全和环境保护一起，成为能源转型改革方案的主要目的。
自2009年以来，德国也对可再生能源政策进行逐步调整。2009年引入了增长通道的概念。将补贴的递减率和装机容量挂钩。2012年进一步收窄了通道，将每年太阳能的装机容量限定在2.5-3.5 GW(而2010-2012年3年间年增长率为7 GW)。规定在FIT每月递减的基础上，根据装机容量，再调整可变的递减率。且设定补贴光伏的上限为52GW，即总装机容量超过52GW(截至2013年底，该装机容量已经达到35.9GW)后，不再对光伏提供FIT补贴。2012年的改革，标志着德国大幅度修正了积极的可再生能源政策，由“过度支持”向适度发展转变。2013年，太阳能的装机容量由前一年的7.6GW降低到3.5GW。
2014年6月份通过的“德国可再生能源改革计划”，更是对目前的可再生能源政策进行了“彻底改革”。改革后的可再生能源法案(EEG)，被称为EEG 2.0。2014年改革的核心内容有以下几个特点:一是减少补贴的力度和范围。对可再生能源的平均补贴水平，要从当前的17欧分/度下降到明年的12欧分/度。最迟在2017年，德国将采用竞价，而不是FIT的方式，支持可再生能源的发展。
第二个核心改革措施是强制实施可再生能源企业直销电和市场补贴金制度。该改革方案要求从2014年8月开始,所有新增500千瓦以上的可再生能源电力都必须通过电力交易所直销，到2017年适用范围扩大到所有新增的100千瓦以上的设备。相应的,对发电方的补贴也将从固定电价补贴转变为以市场补贴金形式完成。这样可再生能源企业在发电时，就必须考虑这些电是不是别人所需要的，从而提高可再生能源和市场的整合度。而在过去，由于政策保证收购所有的可再生能源电力，导致新能源罔顾市场供求，而过度增加市场供应，对批发市场造成较大的冲击。
第三个变化是对发电主体自用的发电部分也征收可再生能源附加费。新开发的工业企业自用的电力(规模在10kW以上，或者是规模在10kW以下，但是自用电量超过10MW的部分)，也需要交纳可再生能源附加费。非可再生能源，且非高效的CHP的传统发电企业，要为其自用的发电部分全额缴纳可再生能源附加费。可再生能源单位的自用发电最多只缴纳40%的附加费。
最后一个主要变化是增长通道被进一步强化，从太阳能扩展到陆上风电和生物能源。太阳能和陆地风电每年装机容量各不超过2.5GW。同时，海洋风电的发展目标被大幅度降低：2020年和2035年的目标从10GW和25GW分别被降低到6.5GW和15GW。
总之，德国最近两年对可再生能源政策的大调整，表明可再生能源不再是多多益善，也不是越早越好，更不能唯我独尊。发展可再生能源不能搞大跃进，也不能脱离整个系统单兵冒进。德国的可再生能源发展经验和政策调整，对后来者有以下几点启示：
1.可再生能源不是多多益善
德国的经验表明，大规模接入可再生能源可能导致不可预料的后果，包括高电价、对传统能源的挤出效应，从而威胁电力系统可靠性，并对电力市场造成颠覆性影响，最终使得可再生能源产业因为不可持续的发展途径而受害。制定合理的可再生能源的发展目标，并加以恰当的控制，可以避免新能源发展大起大落，对于新能源的健康发展非常必要。该目标可以和政策进行挂钩，并根据进度对政策进行调整。
2.发展可再生能源不是越早发展越好
由于新能源成本不断降低，发展新能源还面临着一个时间点的选择问题。早一点发展，会让消费者长期承受过高的电价。因此，对于市场还没有成熟，成本还有相当的下降空间的技术来说，如果不考气候变化的时间成本，等到技术相对成熟的时候再发展将更加经济合理。这样，可以避免让消费者被锁入长达20年的高价期。但是，如果早一天发展的技术，比如海上风电，可能会形成技术或产品优势，从而带来新的经济增长方式和就业机会，则另当别论。对于那些产业基础薄弱，不容易形成技术和产品优势的国家，推迟发展可能更加理性务实。
3.FIT有效力也有局限性
FIT适用于市场引入阶段，有利于克服初始发展成本障碍，促进可再生能源快速地发展，但是，如果调整的步伐不能和可再生能源成本下降的步伐保持一致，可能会导致过高的利润，从而使得新能源的发展失控。而这种失控会让消费者或者财政背上不合理的负担。现实情况是由于FIT往往通过行政手段来管理，很难及时根据技术和市场情况进行合理的调整。因此，在技术和市场成熟后，拍卖和竞标等市场手段更有利于发现市场价格，控制发展规模。如果由于现实条件限制，必须要采用FIT的话，务必要辅以补贴递减机制。有研究认为，德国有效、自动和透明的FIT递减机制使得德国避免了重蹈西班牙和意大利太阳能发电泡沫破裂的覆辙。
4.要控制好可再生能源的补贴成本
主要是控制好能源补贴的程度。如果成本失控，从中长期来说，会危及可再生能源的发展。在选择资源种类和开发技术的优先级的时候，要考虑成本优势。在有多种选择的情况下，应该优先发展低成本的资源。同时，支持政策要考虑不同成本情形下的稳健性，尽可能避免出现意外后果。值得注意的是，文献中提出，影响一种可再生能源的成本的因素，除了技术外，还有汇率变动、项目融资成本变动等因素。
5.可再生能源成本的分担机制，要兼顾公平和效率从公平方面来说，各类用户都需要分担成本。但是，从效率上来说，高耗能用户可能要获得适当的减免，从而保证其国际竞争力。但是，对适用减免政策的企业的界定要从严掌握，避免形成过度补贴，从而向其他消费者转移过多的成本。
6.在发展新能源的同时，也需要保护好传统能源发电能力
在没有确立恰当的补偿传统的发电能力的前提下，过分发展可再生能源，会阻碍甚至危及这些作为必要补充的传统电力生产能力的发展，进而会危及到电力系统的可靠性。在无核化的大背景下，传统发电计划的不断放缓更加令人担忧。
7.电力批发市场机制要做相应的调整，以适应可再生能源带来的挑战
此外，由于大量补贴的可再生能源以低价进入批发市场，导致电力批发价格降低到传统发电难以生存的水平，以至于传统能源发电的发展计划被一再延迟甚至装机量一再降低。另一方面，由于可再生能源的不确定性，需要大量的传统发电能力作为补充。为此，2014年的政策调整，增加了可再生能源企业直销电的强制责任，迫使新能源企业直面需求，减少他们在批发市场倾销的可能性。并研究适合传统发电企业的补偿机制，从而保持各类发电能力的均衡发展。
8.地区一体化的电力市场可以加强可再生能源的入网
地区一体化的大的电力市场为可再生能源提供了更大的灵活性。如果没有这个一体化的市场，可再生能源可能要么需要降低装机容量，要么在不少时候面临弃电。不过，一体化的电力市场可能让可再生能源的波动性被输出到其他国家，影响他国的电力系统可靠性。但是，只要出口的电价合适，双方可以达到合作共赢的结果。
(本文作者介绍：新加坡国立大学能源研究所高级研究员)
