3 德国可再生能源法
3 German Renewable Energy Act
3.1 德国可再生能源法立法演变（Evolution of the GermanRenewable Energy Act legislation）
任何法律制度的产生都是依赖于它所在社会的经济和政治基础，当然有时也会受到自然、地理等多种因素的影响。因此想要研究一个国家的法律制度，就需要去了解它产生的基础和背景。
3.1.1 德国可再生能源法的历史发展
德国属于自然资源相对匮乏的国家，仅拥有少量的铁矿和石油，天然气的存储量只能满足三分之一的需求，其余三分之二为进口所得。在工业原料和能源方面则主要依赖于进口，尤其是矿物原料对外国的依赖特别大，几乎所有的原油都必须从国外进口。目前德国境内煤炭资源储量丰富，德国国内最主要的能源资源也以煤炭为主，煤炭资源的自给率可达 50%左右，也是唯一不依赖进口的能源。
但是大量的开采和燃烧褐煤给生态环境带来了严重的压力和负担。
自上世纪 70 年代能源危机后，为了转移对传统能源的依赖和减轻传统矿物能源造成的环境污染，同时为了保障国内的能源供应安全，德国政府开始大力可再生能源。在十几年中不断的加强对可再生能源的支持力度，通过法律手段和政府宏观调控等一系列政策措施激励可再生能源的开发利用与技术创新，使得德国能够跻身于世界可再生能源发展的前列。如今，德国可再生能源事业的发展取得了极大的成功，在风能、太阳能、生物质能等方面的能源开发利用居世界领先行列。
德国可再生能源法的发展大致可以划分为四个阶段：
1973-1989 年：起步阶段受上世纪 70 年代中东爆发的两次石油危机的影响，德国在能源供应方面出现了较大的起伏，为了保障德国的能源供应安全，除了制定《石油制品最低储备法》、《石油及石油制品储备法》等一系列用于保障石油安全供应的法律外，同时还把发展的眼光转向了寻找能够替代化石能源的可再生能源。从 1974 年开始，德国每年投资在可再生能源的研究经费呈现逐年递增的趋势。与此同时，德国政府也开始了通过减免税收等手段对参与到可再生能源事业发展的企业和个人给予政策上的优惠，以此鼓励更多的企业和个人投身进开发利用可再生能源的大潮中去。1989 年修订的《联邦电力价格框架规章》为了扩宽可再生能源的市场占有份额，对公共事业单位放宽了电价成本，通过缔结合同的方式消除了公共事业单位避免成本过高的忧虑，再次为可再生能源事业的发展拓宽了道路。[16]
1989-2000 年：发展阶段上世纪 80 年代以来，全球气候问题逐渐引起了大家的关注，德国批准了《联合国气候变化框架公约》，作为缔约国履行该《公约》所规定的职责。1998 年 3月德国签署了《联合国气候变化框架公约的京都议定书》并承诺从1990年至 2008年减少二氧化碳排放的 21%.在保障本国能源安全和保护环境的双重压力下，在1991 年 1 月德国颁布了第一部明确的可再生能源法--《可再生能源发电向电网供电法》（又称《电力输送法》，简称 StrEG），这是德国制定的首部通过风电市场化的商业运营而达到促进可再生能源利用发展的法规，这其中就规定了电网系统运营商具有优先购买风电经营者的全部风电和强制上网的义务，并且应当以合理的价格偿付风电经营者的义务。[17]
这项规定的优势在于，它既没有损害发电系统运营商获取其应得的营业利润，又没有增加政府的财政开支，所以极大的推动了德国风能技术的开发利用，促进了风电产业的进步，为德国可再生能源事业的稳健发展提供了良好的法律制度前提。在《电力输送法》的促进下，德国风力装机容量 4400 兆瓦，占了世界风力发电总容量的三分之一，毫无疑义的成为了世界上风力发电的第一生产大国。[18]
但是，《电力输送法》促使大量的风力发电机组集中在沿海地区，反而给当地的公用事业机构带来了不平衡而且超出自身承载能力的经济负担。同年德国还开始改革能源市场化发展，受到能源市场改革的冲击，电力价格开始迅速走低，《电力输送法》的有关规定已经跟不上社会发展的脚步，无法再去适应社会发展的需求。于是联邦政府于 1998 年对该法进行了修订。修订后的《电力输送法》其体制更加完善，对可再生能源的法律主体提出了更为科学的规制，《电力输送法》提出了“双限额”的规定来对电力供应商提出了一定的限制，它给电力供应商和初级电力供应商制定了一个购电最高比，要求其购买可再生能源电力的最高不得超过其总供电量的 5%,通过这种方式来限制特定地区获取直接售电的溢价补偿的可再生能源电力的数量。这样可再生能源电力占总供电量的比例就不超过 10%,减轻了特定地区公用事业机构及其消费者的负担。到 2000 年，德国北部的一些地区可再生能源电力比例几乎达到 10%,双限额规定成为风力发电和风电技术进一步发展的法律障碍。[19]
但是，该部法律未能就其他可再生能源的发展做出规定，尤其是促进光伏发电和生物质发电大规模进入市场并未做太多详尽的规定，并于 2000 年年初失效。
2000-2010 年：优化阶段2000 年 3 月 29 日，德国颁布了《可再生能源优先法》（Gesetz für den VorrangErneuerbarer Energien,简称 EEG,又称《可再生能源法》）。该部法律是建立在1991 年的《电力输送法》的基础上的，目的在于解决《电力输送法》与不断发展进步的社会之间的矛盾，进而促进各种可再生能源的均衡平稳发展。EEG2000的核心特点在于明确了固定电价制度作为可再生能源的发电制度，对推动风电、太阳能光伏发电等可再生能源的发展起到了决定性的作用。此外，EEG2000 还建立了费用的分摊制度，要求发电设施运营商来承担可再生能源从电厂到电网的接网费用，电网系统运营商负责电网的优化、增强和扩建方面的费用，并负责并入电网的可再生能源电量的总体平衡，在全网范围内分摊可再生能源发电的高成本。[20]
在德国，这是第一部真正意义上的可再生能源专门法，被看作为当时世界上最进步的关于可再生能源的立法。这是一部针对太阳能、风能、地热能、水能等各式各样可再生能源开发利用的综合性较强的法律，确立了各种可再生能源优先发展的地位。EEG 的出台标志着德国可再生能源法进入完备阶段。根据社会发展和科学技术的进步，产业发展逐年升高，EEG2000 已经不能满足可再生能源发展的势头对 EEG2000 的要求，于是德国在 2004 年和 2009 年对《可再生能源法》进行了进一步的修订，突出强调可再生能源的经济性，明确提出了要充分的根据其发展规模、科技发展等诸多因素的影响，逐年递减新建的可再生能源的上网电价补贴，提高可再生能源市场竞争力。
2011 年至今：成熟阶段2011 年发生在日本的福岛核电站的核泄漏事故再次敲响了能源安全的警钟，这个被核专家评定为比切尔诺比利核泄漏还严重的事故使得德国政府开始重新思考对于核能的使用问题。即便之前德国并没有发生过核事故，但是政府还是于 2011 年 5 月 30 日宣布全面退出核能，致力于在 2022 年底前分阶段关闭剩余正在运行的 17 座核电站。作为世界上第一个宣布不再使用核能的工业国家，为了更好的完成“退出核能、能源转型”的重大目标，2011 年 9 月德国联邦政府带领经济部、环保部与科技部等诸多部门联合颁布了德国第 6 个国家能源计划，将计划的重点转向了可再生能源的开发、提高能源使用效率、可再生能源存储技术和电网等技术的改进方面。同时还制定了长期的能源转型战略，规划了未来40 年德国能源转型的“2020 年，可再生能源占终端能源消费总量的 18%,2030年达到 30%,,2040 年达到 45%,到 2050 年达到 60%”的主要目标和“能源安全和可持续发展，气候保护”的主要目的。[21]
与此同时，德国政府为鼓励和促进可再生能源的发展，联邦环境部、经济部以及农业部三大部门共同成立了可再生能源统计工作组，除了上述三个部委成员以外，还包括了联邦环境局、联邦统计局、巴符州太阳能和水能研究中心、能源平衡研究组及联邦可再生能源协会等。在此基础上德国于 2012 年 1 月 1 日再次修改《可再生能源优先法》，以法律的形式将总量目标确定下来，德国 EEG2012 修正案的第一条提出“到 2020 年，35%以上的电力消费必须来自可再生能源，到 2030 年 50%以上的电力消费必须来自可再生能源，到 2050 年 80%以上的电力消费必须来自可再生能源。”同时EEG2012 还规定，每隔数年会对电价水平进行修改，以配合资源开发和产业发展情况。此次法案的修订，对各种可再生能源的电价补贴普遍明显提高。不同可再生能源技术的电价水平或有升高，或维持不变，可见 EEG2012 已经成为推动德国可再生能源发展的核心力量。
3.1.2 2012《可再生能源法》新法调整的主要条款和内容
（1）上网电价和补贴的灵活调整机制为了有效的控制可再生能源的装机规模，更好的发展可再生能源电力生产，EEG2012 在没有改变固定电价的基本原则和电价设计原理的前提下，根据本国可再生能源的开发利用技术发展水平和资源开发水平的基础上，对不同种类的可再生能源的固定上网电价和标准资源值进行了或高或低的调整。EEG2012 的第 3 部分第 1 章的第 20 条规定：对 2013 年 1 月 1 日之前投产运行的发电设施所生产的电力需要依据第 23 条至第 31 条的规定进行付费和补贴。这种规定同样适用于在2012 年 12 月 31 日以后投产运行的发电设施，但是其上网电价和补贴将根据下述第 2 款和第 3 款的规定有所降低。在投产运行时计算出的电价和补贴将在整个第 21 条第 2 款规定的时间范围内执行。同时上网电价和补贴的折减比率将在每年的 1 月 1 日起开始执行。
根据 EEG2012 新法的规定，装机容量低于 150 千瓦的生物质能发电的上网电价补贴由 EEG2009 年规定的 0.11 欧元/千瓦时提高到 0.140.11 欧元/千瓦时，提高比率为 30%.其固定的上网电价自 2013 年起逐年递减 2.0%;地热发电的上网电价全面提升了 50%,其中小型地热发电项目的电价为 0.16 欧元/千瓦时，一般规模的地热发电项目的电价为 0.25 欧元/千瓦时。自 2018 年起地热电价的补贴开始以 5%的比率递减；海上风电的电价水平提高了将近 15%,由原来的 0.13 欧元/千瓦时提高到 0.15 欧元/千瓦时，此电价维持 12 年。或者企业也可以选择提高了近 25%的起始电价为 0.19 欧元/千瓦时的海上风电初期红利上网电价，此电价维持 8 年。自 2018 年开始，海上风电价格开始降为基础电价 0.035 欧元/千瓦时，电价折减比率为 7%;陆上风电电价维持不变，并未进行下调，其固定电价的起始价格仍维持在 0.0893 欧元/千瓦时，基础电价为 0.0487 欧元/千瓦时。从2013 年开始陆上风电的补贴折减率上调至 1.5%,比 2012 年增涨了 0.5%.为了控制太阳能光伏非健康的过快发展和数量猛增的装机规模，EEG2012 显着降低了光伏发电的上网电价，根据不同类型的土地，地面光伏电站的上网电价下降了37%-40%;根据不同的光伏装机容量，建筑光伏的上网电价降低了 39%-41%.根据每年新增加的太阳能光伏的装机容量，光伏发电的上网电价也在不断进行着调整，基准下调率为 9%.[23]如果太阳能光伏装机的容量超出了年要求的 350 万千瓦时的限额值时，那么上网的电价如果再每超出 100 万千瓦时就进一步下调至3%,但是最高下调不得跨越 24%的封顶值；太阳能光伏装机的容量如果没有超过250 万千瓦时，那么如果每减少 50 万千瓦时将会下调电价的 2.5%.每年的 10月 1 日至第二年的 9 月 30 日为计算当年新增的光伏装机容量，规定在第二年的1 月 1 日执行下调。同时德国 EEG2012 修正案还提出要求，如果是在前一年的 10月 1 日到本年的 4 月 30 日之间，新增光伏装机的容量值超出 350 万千瓦时，那么上网的电价将下调 3%,并且每超过 100 万千瓦时使上网的电价进一步下调 3%,但是最高下调 15%,要求在本年的 7 月 1 日开始执行下调。[24]
