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2020 年12 月18 日，《德國可再生能源法》（Eerneuerbare Energien Gesetz，EEG）的修訂版（EEG2021 Novelle）以357 票贊成、260 票反對獲得通過。2021 年1 月1 日，該法律正式生效。
德國《可再生能源法》于2000年出臺，隨后進行過五次補充修訂（EEG 2004、EEG 2009、EEG2012、EEG 2014 和EEG 2017），此次是第六次修訂。從幾乎每3 年一次的修訂頻率中，大眾可以看到德國能源轉型的耐心，以及期間經歷的僵局與突破。
回顧
30 年前，在氣候變化、能源供應安全和反核運動等因素的綜合影響下，德國開啟了能源轉型的征程。以固定電價扶持可再生能源發展成為此后一段時間制定能源法律的主線。
1991 年，《電力上網法》（StrEG）正式施行。該法律借鑒美國模式，要求電網運營商以固定電價收購可再生能源電力。有專家指出，這部法律帶有濃厚的美國印記，簡單粗暴的定價機制有助于迅速打開局面。
2000 年，德國在此基礎上推出符合國情需要的《可再生能源法》，其中差異化、可長期（長達20 年）執行和定期調整的固定電價政策占據了大量篇幅。同時，它為電網運營商提供了詳盡的附加費用標準（renewablessurcharge）和分擔機制，以附加費的形式向消費者征收補貼費用。此后，德國的風電和光伏發電裝機實現快速增長。
除了德國， 越來越多的歐洲國家意識到發展可再生能源的緊迫性。2004 年，歐盟推出《可再生能源電力指令》（RES-E），規劃能源轉型路徑。針對于此，EEG 2004 在進一步細化電價機制的基礎上，積極落實歐盟的要求，設定了相應的階段性目標：到2010 年可再生能源發電量占總發電量的12.5%，到2020 年達到20%。
然而，經過多年培育，德國可再生能源產業擁有自己的擴張節奏，其發展速度被嚴重低估。2007 年，德國可再生能源發電量占比達14%，超過設定目標。同時，補貼政策暴露出很大弊端。政府通過固定電價對市場進行干預，某種程度上扭曲了電力市場的正常運行軌跡。
隨后，德國政府開始調整對可再生能源的支持力度，制定合理的發展目標、促進電力市場健康可持續發展成為接下來的重中之重。
EEG 2009 的條款由上一部的12條擴充到66 條，外加5 個附錄。通過對可再生能源電力發展路徑進行更為全面、細致的思考與設計，該法建立起基于發電量的固定上網電價調減機制。同時，該法首次提出市場化方面的條款。
2012 年，新修訂的EEG 2012 首次將可再生能源電力的長期目標寫入了法律文件，提出2050 年之前使可再生能源發電量占比達到80%，借此向市場釋放出強烈的信號。該法通過設定補貼上限、裝機容量上限等方式縮小補貼規模。以陸上風電為例，規定每年新增裝機容量為240 萬～ 260 萬千瓦，超出部分則對電價進行遞減式調整。此外，還通過補償機制保護可再生能源項目的合理收益。當陸上風電機組發電量低于參考電量的150% 時，該機組享受初始電價的期限便延長。
長期的“偏愛”疊加由此帶來的高昂電價，補貼政策一度在德國社會各界引發爭議，政府不得不加速“斷奶”。
為解決補貼成本快速提高等問題，EEG2014 進行重要變革：一是控制可再生能源新增裝機速度，并加強配套設施建設，以提高能效；二是引入直接銷售機制，鼓勵可再生能源電力供應商直接參與市場化交易，并從電力系統運營商處獲取市場溢價；三是由長期固定電價收購制度，轉變為以市場為導向的競標制度。在給予風電開發商一定緩沖，繼續實施電價支持政策的同時，廢止現有的過度補貼和獎勵政策。
實際上，經過多年發展，在政策的大力扶持以及德國民眾的無條件支持下，部分可再生能源電力品類，如陸上風電和光伏發電等的技術已較為成熟，有能力公平地參與市場競爭。基于此，EEG 2017 全面引入招標制度，固定上網電價的時代正式落幕。至于一些技術尚不成熟、發展尚需時日以及市場份額較小的可再生能源產業，自然另當別論。
新的目標
德國聯邦電網署（BNetzA）的數據顯示，2020年，德國可再生能源發電量占比達到49.3%。這代表了德國能源轉型的階段性勝利。但近幾年大幅放緩的開發速度，則給勝利蒙上了一層陰影。據風電咨詢機構Deutsche Wind Guard統計，2020年德國陸上風電新增裝機容量僅為1.4GW。德國風能協會等組織認為，若不做出改變，德國注定無法完成目標。
表1 德國EEG 2021設定的各類可再生能源年度裝機目標
針對發展緩慢的問題，部分企業表示，繁復的審批流程以及“1 公里規則”等選址限制讓他們對風電項目望而卻步。有專家認為， 由于對風電開發接受度較低，部分地方政府會利用一些政策來阻礙項目開發。
EEG 2021 規定， 當風電機組與市區（municipality）之間的距離小于2500米時，開發商可以選擇向當局提供0.2歐分/千瓦時（約合人民幣0.015元/千瓦時）的利潤分成。這部分費用由電網運營商和終端用戶分攤。
面對南、北部資源與用能分布不均的問題，德國始終未能建設起完善的遠距離輸送能力。EEG2021 為此引入了南部支持政策（southern quota，也叫南部配額），將陸上風電項目招標量的15%（截至2023年）和20%（截至2024年）分配給南部地區，其余容量在其他地區進行分配。
德國南部及北部縣級行政區劃（南部地區為深橙色）及2020年德國各省累計裝機情況。
來源：EnergieAgentur.NRW，BundesverbandWindEnergie e.V. (BWE)
此外，EEG2021 還為光伏發電提供了很多支持政策，比如將高速公路和鐵路旁邊110米范圍內可用于建設光伏發電項目這一規定范圍延伸到200米。同時，鼓勵小型屋頂光伏以及建筑光伏一體化等項目的建設。
此次修訂最重要的是設定發展目標。此前，歐盟提出德國每年至少需增加6GW的陸上風電和10GW的光伏發電裝機容量，才能完成其應對氣候變化的目標。為此，大眾對德國的新目標充滿期待。EEG2021 強調到2050年所有電力行業和用電終端實現碳中和等目標。它規定到2030年，使陸上風電累計裝機容量達到71GW、海上風電達20GW、光伏發電達100GW、生物質能達8.4GW，并為可再生能源設定了更為詳盡的年度發展路徑。
對于這一路徑， 目前輿論普遍認為，遠遠不夠。異于此前積極的態度，此次目標設置過于保守。為了實現應對氣候變化目標，據德國聯邦能源和水經濟協會（BDEW）測算，德國陸上風電年度新增裝機容量需維持在3.7GW以上，弗勞恩霍夫太陽能系統研究所（Fraunhofer ISE）的研究結果表明，至2030年，德國光伏發電必須保證10～ 14GW的年度新增裝機容量。過大的差異令各界難以接受。德國太陽能工業協會（BSW）表示：“這是在錯失應對氣候變化的機會。”
因此，EEG2021 是否能為德國能源轉型續上“一把火”，尚未可知。
德國《可再生能源法》于2000年出臺，隨后進行過五次補充修訂（EEG 2004、EEG 2009、EEG2012、EEG 2014 和EEG 2017），此次是第六次修訂。從幾乎每3 年一次的修訂頻率中，大眾可以看到德國能源轉型的耐心，以及期間經歷的僵局與突破。
回顧
30 年前，在氣候變化、能源供應安全和反核運動等因素的綜合影響下，德國開啟了能源轉型的征程。以固定電價扶持可再生能源發展成為此后一段時間制定能源法律的主線。
1991 年，《電力上網法》（StrEG）正式施行。該法律借鑒美國模式，要求電網運營商以固定電價收購可再生能源電力。有專家指出，這部法律帶有濃厚的美國印記，簡單粗暴的定價機制有助于迅速打開局面。
2000 年，德國在此基礎上推出符合國情需要的《可再生能源法》，其中差異化、可長期（長達20 年）執行和定期調整的固定電價政策占據了大量篇幅。同時，它為電網運營商提供了詳盡的附加費用標準（renewablessurcharge）和分擔機制，以附加費的形式向消費者征收補貼費用。此后，德國的風電和光伏發電裝機實現快速增長。
除了德國， 越來越多的歐洲國家意識到發展可再生能源的緊迫性。2004 年，歐盟推出《可再生能源電力指令》（RES-E），規劃能源轉型路徑。針對于此，EEG 2004 在進一步細化電價機制的基礎上，積極落實歐盟的要求，設定了相應的階段性目標：到2010 年可再生能源發電量占總發電量的12.5%，到2020 年達到20%。
然而，經過多年培育，德國可再生能源產業擁有自己的擴張節奏，其發展速度被嚴重低估。2007 年，德國可再生能源發電量占比達14%，超過設定目標。同時，補貼政策暴露出很大弊端。政府通過固定電價對市場進行干預，某種程度上扭曲了電力市場的正常運行軌跡。
隨后，德國政府開始調整對可再生能源的支持力度，制定合理的發展目標、促進電力市場健康可持續發展成為接下來的重中之重。
EEG 2009 的條款由上一部的12條擴充到66 條，外加5 個附錄。通過對可再生能源電力發展路徑進行更為全面、細致的思考與設計，該法建立起基于發電量的固定上網電價調減機制。同時，該法首次提出市場化方面的條款。
2012 年，新修訂的EEG 2012 首次將可再生能源電力的長期目標寫入了法律文件，提出2050 年之前使可再生能源發電量占比達到80%，借此向市場釋放出強烈的信號。該法通過設定補貼上限、裝機容量上限等方式縮小補貼規模。以陸上風電為例，規定每年新增裝機容量為240 萬～ 260 萬千瓦，超出部分則對電價進行遞減式調整。此外，還通過補償機制保護可再生能源項目的合理收益。當陸上風電機組發電量低于參考電量的150% 時，該機組享受初始電價的期限便延長。
長期的“偏愛”疊加由此帶來的高昂電價，補貼政策一度在德國社會各界引發爭議，政府不得不加速“斷奶”。
為解決補貼成本快速提高等問題，EEG2014 進行重要變革：一是控制可再生能源新增裝機速度，并加強配套設施建設，以提高能效；二是引入直接銷售機制，鼓勵可再生能源電力供應商直接參與市場化交易，并從電力系統運營商處獲取市場溢價；三是由長期固定電價收購制度，轉變為以市場為導向的競標制度。在給予風電開發商一定緩沖，繼續實施電價支持政策的同時，廢止現有的過度補貼和獎勵政策。
實際上，經過多年發展，在政策的大力扶持以及德國民眾的無條件支持下，部分可再生能源電力品類，如陸上風電和光伏發電等的技術已較為成熟，有能力公平地參與市場競爭。基于此，EEG 2017 全面引入招標制度，固定上網電價的時代正式落幕。至于一些技術尚不成熟、發展尚需時日以及市場份額較小的可再生能源產業，自然另當別論。
新的目標
德國聯邦電網署（BNetzA）的數據顯示，2020年，德國可再生能源發電量占比達到49.3%。這代表了德國能源轉型的階段性勝利。但近幾年大幅放緩的開發速度，則給勝利蒙上了一層陰影。據風電咨詢機構Deutsche Wind Guard統計，2020年德國陸上風電新增裝機容量僅為1.4GW。德國風能協會等組織認為，若不做出改變，德國注定無法完成目標。
表1 德國EEG 2021設定的各類可再生能源年度裝機目標
針對發展緩慢的問題，部分企業表示，繁復的審批流程以及“1 公里規則”等選址限制讓他們對風電項目望而卻步。有專家認為， 由于對風電開發接受度較低，部分地方政府會利用一些政策來阻礙項目開發。
EEG 2021 規定， 當風電機組與市區（municipality）之間的距離小于2500米時，開發商可以選擇向當局提供0.2歐分/千瓦時（約合人民幣0.015元/千瓦時）的利潤分成。這部分費用由電網運營商和終端用戶分攤。
面對南、北部資源與用能分布不均的問題，德國始終未能建設起完善的遠距離輸送能力。EEG2021 為此引入了南部支持政策（southern quota，也叫南部配額），將陸上風電項目招標量的15%（截至2023年）和20%（截至2024年）分配給南部地區，其余容量在其他地區進行分配。
德國南部及北部縣級行政區劃（南部地區為深橙色）及2020年德國各省累計裝機情況。
來源：EnergieAgentur.NRW，BundesverbandWindEnergie e.V. (BWE)
此外，EEG2021 還為光伏發電提供了很多支持政策，比如將高速公路和鐵路旁邊110米范圍內可用于建設光伏發電項目這一規定范圍延伸到200米。同時，鼓勵小型屋頂光伏以及建筑光伏一體化等項目的建設。
此次修訂最重要的是設定發展目標。此前，歐盟提出德國每年至少需增加6GW的陸上風電和10GW的光伏發電裝機容量，才能完成其應對氣候變化的目標。為此，大眾對德國的新目標充滿期待。EEG2021 強調到2050年所有電力行業和用電終端實現碳中和等目標。它規定到2030年，使陸上風電累計裝機容量達到71GW、海上風電達20GW、光伏發電達100GW、生物質能達8.4GW，并為可再生能源設定了更為詳盡的年度發展路徑。
對于這一路徑， 目前輿論普遍認為，遠遠不夠。異于此前積極的態度，此次目標設置過于保守。為了實現應對氣候變化目標，據德國聯邦能源和水經濟協會（BDEW）測算，德國陸上風電年度新增裝機容量需維持在3.7GW以上，弗勞恩霍夫太陽能系統研究所（Fraunhofer ISE）的研究結果表明，至2030年，德國光伏發電必須保證10～ 14GW的年度新增裝機容量。過大的差異令各界難以接受。德國太陽能工業協會（BSW）表示：“這是在錯失應對氣候變化的機會。”
因此，EEG2021 是否能為德國能源轉型續上“一把火”，尚未可知。
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