ドイツの再生可能エネルギー源法

ドイツの法律シリーズ

再生可能エネルギー源法（2014年）
長いタイトル 再生可能エネルギー源の開発に関する法律 （旧：再生可能エネルギー源の優先的利用に関する法律）
開始	2014年8月1日
まとめ
2014年の法律は、風力、太陽光発電、バイオマス（コジェネレーションを含む）、水力発電、地熱エネルギーなど、ほとんどの再生可能電力源について、固定価格買い取り制度から入札制度への移行を規定しています。

ヘルマン・シェーア（2008）はハンス・ヨーゼフ・フェルとともに1999年に最初のEEG法の制定に貢献した^{[1] ：4}

メラニー・メッカー＝トゥルスンによる再生可能エネルギーのロゴ

再生可能エネルギー源法 [ ^a]、またはEEG（ドイツ語：Erneuerbare-Energien-Gesetz ）は、もともと再生可能エネルギーによる電力の発電を促進するための固定価格買い取り制度（FIT）を規定したドイツの一連の法律です。EEG 2014 ^{[2]では、ほとんどの技術について}入札制度への移行が規定されており、これは現在のEEG 2017 ^{[3]で完了しています。}

EEGは2000年4月1日に初めて施行され 、その後数回の改正が行われてきました。当初の法律では、系統接続、優先的なディスパッチ、そして 技術とプロジェクトの規模に応じて政府が設定する20年間の固定価格買い取り制度が保証されていました。この制度は電力消費者への賦課金によって財源が賄われ、電力集約型の製造業者と鉄道会社は後に0.05 セント/kWhという低額の負担を義務付けられました。2017年時点では、EEG賦課金は減額されていません。6.88セント/kWh [ ^4] 2011年の調査では、^[5]ドイツの平均電力小売価格は世界でも最も高く、35 セント/kWh。

EEG に先立って、1991 年 1 月 1 日に発効した電力固定価格買い取り法 (1991) が制定されました。 この法律により、世界初のグリーン電力の固定価格買い取り制度が開始されました。^{[6] : 439}オリジナルの EEG により、風力発電と太陽光発電(PV)が急速に普及し、国内外で革新的で成功したエネルギー政策手段として評価されています。^{[1] [7] [8] [9]}この法律は、バイオマス(コジェネレーションを含む)、水力発電、地熱エネルギーも対象としています。

2014年8月1日、EEGの大幅な改正が発効した。 規定の固定価格買い取り制度は、近い将来、ほとんどの技術で廃止される予定である。特定の導入回廊により、将来的に再生可能電力をどの程度拡大するかが規定され、資金調達率はもはや政府によって設定されず、オークションによって決定される。^{[10] : 7}発電所運営者は、生産量を直接市場に出し、入札価格と電力の月間平均スポット市場価格との差額を補う市場プレミアムを受け取る。EEG追加料金は、この不足分を補うために引き続き適用される。この新しいシステムは、2014年の法律で地上設置型太陽光発電から始めて、段階的に展開された。他の分野に対するさらなる立法改正は、 2017年1月1日の現在のEEGで導入された。

現行のEEGは、特に交通部門の電化が見込まれることを考慮すると、導入回廊（表参照）の設定がドイツの長期的な気候保護目標を満たすには低すぎると批判されている。政府は、発電における再生可能エネルギーの割合を2050年までに少なくとも80%にすることを目標としている。 ^{[11] : 4}

消費者の電気料金に対する物議を醸していたEEGサーチャージ（または課税）は、 2022年7月1日より廃止されました。その結果、ドイツの平均的な世帯は約年間200ユーロ 。支払い義務は今後、排出量取引による収益と連邦予算から支払われる。再生可能エネルギープロジェクトに対する保証された価格は、今後も引き続き提供される。^[12]

背景

非特権電力消費者向けEEG割増料金の策定。価格はVAT抜きです。

先駆的なEEG（2001～2014年）とその前身である電力固定価格買い取り法（1991年）（1991～2001年）は、固定価格買い取り制度（FIT）に分類され、再生可能エネルギー技術の導入を加速させるための政策メカニズムです。この制度は、再生可能エネルギー生産者に、当該技術の発電コストに基づいて長期契約を提供します。さらに、系統接続と優先ディスパッチも保証されます。料金（Einspeisevergütungen）自体は、電力消費者への賦課金またはサーチャージ（EEG-Umlage）によって資金が賄われており、電力集約型メーカーは大部分が免除されています。EEGサーチャージは、EEGに基づいて支払われる特定の固定価格買い取り制度と、系統運用者（送電系統運用者またはTSOとも呼ばれる）によるEEXエネルギー取引所での再生可能エネルギーの販売額との差額に基づいています。 2016 年現在、TSO は50Hertz Transmission、Amprion、Tennet TSO、および TransnetBW で構成されています。^{[アップデート]}

2012年に元のEEGが改正され、市場プレミアムの概念が追加されました。また、2014年には導入経路とオークションを利用して、それぞれ導入レベルと報酬レベルを設定するようになりました。

EEGは概ね成功とみなされている。EEG（2000年）は、風力発電と太陽光発電という2つの再生可能エネルギー技術の急速な普及をもたらした。^[7]ドイツにおける太陽光発電の急成長は、太陽光資源が比較的乏しいことを背景にしている。^[13]米国NRELは次のように述べている。

特にドイツなどの国では、FIT が再生可能エネルギーの導入を促進し、エネルギー安全保障と排出量削減の目標達成に役立つ強力な政策ツールとして使用できることが実証されています。

— 国立再生可能エネルギー研究所、2010年^{[8] ：v}

1990年から2019年までのドイツの電力構成の変化と再生可能エネルギーの成長^[14]

再生可能エネルギー源からの電力のシェアは、2000年のEEG導入以来劇的に増加しました。年間平均成長率は約90 億kWhで、この増加のほぼすべてがEEGの支払いの対象となる電力生産によるものです。^{[15] : 26} EEGはまた、2014年に88.3 Mt CO2 eqの排出回避にも責任を負っており、ドイツの気候保護目標に大きく貢献しています。^{[16] : 2}_次の表は、再生可能エネルギー、特に太陽光発電の注目すべき普及をまとめたものです。

再生可能エネルギー源による発電^{[15] ：10}

年	水力発電[GWh]	陸上風力[GWh]	洋上風力[GWh]	バイオマス[GWh]	太陽光発電[GWh]	地熱[GWh]	総発電量[GWh]	総電力消費量の割合[%]
1990	17,426	71	—	1,435	1	—	18,933	3.4
1995	21,780	1,500	—	2,010	7	—	25,297	4.7
2000	21,732	9,513	—	4,731	60	—	36,036	6.2
2005	19,638	27,229	—	14,354	1,282	0.2	62,503	10.2
2010	20,953	37,619	174	34,307	11,729	28	104,810	17.0
2014	19,590	55,908	1,449	49,219	35,115	98	161,379	27.4

法律上、水力発電には「波力、潮汐、塩分勾配、海流エネルギー」が含まれます。^{[2] ：§ 5(14)} EEGの結果として、発電におけるバイオマスの利用も増加しました。バイオマスには、「バイオガス、バイオメタン、埋立地ガス、下水処理ガス、および家庭および産業からの廃棄物の生分解性部分から得られるガス」が含まれます。^{[2] ：§ 5(14)} 鉱山ガスは別のカテゴリーに分類されます。

ドイツの国家エネルギー政策は、 2010年9月28日に発表された政府のエネルギーコンセプトに定められている^。[17] 2011年6月6日、福島原発事故を受けて、政府は原子力発電を橋渡し技術として使用することをやめて、原子力の段階的廃止を再導入した。^[17]再生可能電力の発電を促進することは、国家政策の重要な部分である（表を参照）。  

EEGは、再生可能エネルギー源の利用促進に関するEU指令2009/28/ECの実施においても重要な要素である。 ^[18]この指令では、ドイツは2020年までに最終エネルギー総消費量（熱と輸送を含む）の18%を再生可能エネルギー源から生産することが求められている。 ^{[15] : 6}この取り組みにおいて、EEGは再生可能エネルギー熱法（Erneuerbare-Energien-WärmegesetzまたはEEWärmeG）によって補完されている。^{[15] : 6} 2016年のドイツのエネルギー法制を概観した図表が公開されている。^[19]

立法

ドイツ議会における固定価格買い取り制度に関する最初の議論は1980年代に始まった。太陽光発電推進協会（SFV）、ユーロソーラー、そしてドイツ水力発電所連盟（BDW）は、固定価格買い取り制度の初期構想を提唱した。経済省とキリスト教民主・社会同盟（ CDU / CSU ）、自由民主党（FDP）は、非市場的な措置に反対し、代わりに再生可能エネルギーの自主的な割当制度を主張した。1980年代後半、キリスト教民主・社会同盟（CDU/CSU）と緑の党は固定価格買い取り制度法案を起草し、議会と外部からの支持を求めた。新設された環境省はこの提案を支持した。既存の電力会社は、この法案の影響は小さいと考えていたこと、そして彼らのロビー活動は1989年のドイツ再統一後の東ドイツ電力システムの引き継ぎに注がれていたことから、法案への反対にはあまり力を入れなかった。この法案は、1991年に電力固定価格買い取り法となった。^{[20] : 227–228}

電力固定価格買い取り法が施行される以前は、小規模発電所の運営者は送電網への接続を送電網所有者の要請によってのみ取得でき、時には完全に拒否されることもありました。報酬はエネルギー事業者が負担するコスト削減に基づいて算出されたため、低い料金と魅力のない投資条件が生み出されました。^{[20] : 226}法施行以前の再生可能エネルギー電力に対する政府の支援は、主に連邦研究技術省（BMFT）が運営する研究開発プログラムを通じて行われていました。^{[21] : 3}

電力固定価格買い取り法（1991年）

ドイツは、電力固定価格買い取り制度（ Stromeinspeisungsgesetz、略称StrEG ）によって、再生可能エネルギー電力の固定価格買い取り制度の導入を初めて開始しました。この正式名称は、再生可能エネルギー源からの電力を公共送電網に供給することに関する法律です。^[15] この法律は1991年1月1日に施行されました。^{[22] : 4}この法律は、世界初のグリーン電力固定価格買い取り制度でした。^{[6] : 439}この法律は、送電会社に対し、すべての再生可能エネルギー発電所を接続、優先的に発電を委託し、20 年間にわたり固定価格買い取り制度を保証して支払うことを義務付けました。^{[20] : 226}

電力固定価格買い取り法は風力発電の促進に大きく貢献したが、太陽光発電設備の設置容量は依然として低いままであった（表参照）。^{[15] : 10  [22]}太陽光発電に対する報酬は、ほとんどの状況においてあまりにも低すぎた。そこで、追加の政府プログラムの下で低金利融資が提供された。^{[20] : 226}

1998年以降、プロイセンエレクトラ（E.ONの前身）は、欧州連合（EU）の補助金反対規定に基づき、電力固定価格買い取り法（FIT）に異議を申し立てました。欧州司法裁判所（ECJ）は、この制度は国家補助に該当しないと判断し、以下のように結論付けました。

加盟国の法定規定で、第一に民間電力供給事業者に対し、その供給地域内で再生可能エネルギー源から生産された電力を、その種類の電力の実質的な経済価値よりも高い最低価格で購入することを義務付け、第二に、その義務から生じる財政的負担を電力供給事業者と上流の民間電力網運営者の間で分配することを義務付けるものは、EC条約第92条(1)の意味での国家補助には当たらない。

— 欧州司法裁判所、ルクセンブルク、 2001年3月13日^{[23] ：29–30}

電力固定価格買い取り法には構造的な欠陥がありました。第一に、固定価格買い取り制度と電力価格の連動性は、投資の安全性を確保するにはあまりにも不安定でした。第二に、負担の配分が不公平で、風力発電量の多い地域の送電事業者はより多くの負担を強いられました。^{[20] : 229}この後者の懸念を踏まえ、同法は1998年に改正され、固定価格買い取り制度の二重の5%上限が導入されました。^{[22] : 5}この上限設定により、一部地域では普及が鈍化しました。

電力固定価格買い取り法はCDU / CSU / FDP連立政権によって制定されました。

再生可能エネルギー源法（2000年）

電力固定価格買い取り法は、再生可能エネルギー源法（2000年）、別名EEG（2000年）に置き換えられ、 2000年4月1日に施行されました。この法律は英語で閲覧可能です。^{[24] [25]}この法律の正式名称は「再生可能エネルギー源への優先権付与に関する法律」です。この法律の3つの原則は以下のとおりです。

• 固定価格買い取り制度（FIT）と接続義務による投資保護。再生可能エネルギー発電設備から発電される1キロワット時ごとに、技術別に確定された固定価格買い取り制度（FIT）が20 年間適用されます。系統運用者は、原子力、石炭、ガスといった従来型電源からの電力よりも、再生可能エネルギー発電設備から供給される電力を優先的に送電することが義務付けられています。その結果、中小企業に加え、エネルギー協同組合（ Genossenschaft ）、農家、そして一般家庭にも電力システムへの新たなアクセスが与えられました。
• ドイツの財政負担は発生しない。補助金は税金ではなく、電力消費者に対するEEGサーチャージ（賦課金）から得られるため、公的補助金 とはみなされない。2015年のEEGサーチャージの総額は218億ユーロで、EEGサーチャージ自体は6.17 セント/kWhであった。^{[15] : 29}電力集約型産業については、「特別均等化制度」（ Besonderen Ausgleichsregelung）（2003年の改正で導入）の下でEEGサーチャージを大幅に削減することができる。 ^[26]
• 固定価格買い取り制度の引き下げによるイノベーション。固定価格買い取り制度は定期的に引き下げられ、発電所運営者や技術メーカーにコスト削減圧力をかけます。この引き下げは「デグレッション」と呼ばれ、新規設備にも適用されます。技術は時間の経過とともにコスト効率が向上することが期待されており、この法律はこの考え方を反映しています。

補償率は科学的研究によって決定されており、特定された補償率は、最先端の技術を使用し、特定の地理的環境で自然に利用可能な再生可能エネルギー源に依存して、施設が効率的に管理された場合にコスト効率よく運用できるようにすることを条件としています。

— 再生可能エネルギー源法（2000年）^{[24] ：16}

以前の電力固定価格買い取り法とは異なり、固定価格買い取り制度は絶対的な条件で指定され、もはや現行の電力価格に縛られなくなった。また、買い取り額は規模（大規模な発電所はより少ない金額を受け取る）と発電量（風の弱い地域の風力タービンはより多くの金額を受け取る）によって区別された。新しい買い取り額は費用回収プラス利益に基づいており、大幅に引き上げられた。例えば、太陽光発電の報酬は8.5 セント/kWhから最大51 セント/kWhに引き上げられた。洋上風力、地熱、鉱山ガスが初めて対象に含まれた。年間削減、すなわち「デグレション」の概念が導入され、年間デグレション率はバイオマスで1％、太陽光発電で5％の間で変動した。太陽光発電設備はコスト管理のため350MW p [b] に制限された （_後^に 2002年に1000MW _pに引き上げられ、2004年に撤廃された）。^{[20] : 230–231}

この新法は、系統運用者の報酬負担をすべての電力会社に分散させることを目的とした全国的な補償制度を導入しました。これには、固定価格買い取り制度の報酬を賄うための新たなEEGサーチャージ（EEG-Umlage）が含まれています。従来の5%の上限は撤廃されました。^{[20] : 231}

この新法では、10万屋根プログラム（100,000-Dächer-Programm  ）も導入されました。このプログラムは2003年まで実施され、 300MW_未満の太陽光発電設備に対して低金利融資を提供しました。このプログラムはFIT制度との組み合わせで大きな成功を収め、太陽光発電容量の急速な増加につながりました。^{[20] : 231}

2003年7月16日に発効した最初のEEG改正では 、「特別均等化制度」（Besondere Ausgleichsregelung）が導入され、電力集約型産業のEEG賦課金の負担を軽減することが目的とされた。対象となる企業は、以下の基準を満たす必要があった。年間電力消費量が100GWh以上 、電力費用が粗付加価値の20%以上、そして競争力が著しく損なわれていること。免除対象企業は0.05 セント/kWhのみを支払う。その結果、優遇措置を受けていない消費者は、より高いEEG賦課金を課せられることになった。対象資格に関する仲裁は、連邦経済輸出管理局（Bundesamt für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle）が行った。^{[20] : 241–242}

EEGは、電力固定価格買い取り法の下で得られた経験に基づいて構築されました。先行法がなければ、EEGはこれほど洗練され、広範囲に及ぶものにはならなかったでしょう。それにもかかわらず、経済省は固定価格買い取り制度の構想に依然として反対し、法案の起草への協力を拒否しました。^{[20] : 240}

1998年に選出されたSPDと緑の党の連立政権は、EEG（2000年）を与えるために電力固定価格買い取り法の改革への道を開いた。

太陽光発電暫定法（2003年）

2003年太陽光発電暫定法は、 期限切れを迎えた10万屋根プログラムに基づく低金利融資の終了を補うため、2004年1月1日から太陽光発電料金、特に小規模屋根設置料金を引き上げました。100kW _/年を超える独立型太陽光発電システムへの制限と、太陽光発電設備総量に対する1000MW/年の上限は、いずれも撤廃されました。 [ 20 _] ^{: 243–244} 

再生可能エネルギー源法（2004年）

2004年8月1日、EEGの改正版が発効した。 基本的な枠組みは変更されなかったものの、この法律は、対象技術の経済的実現可能性により適合するよう、大幅に修正され、差別化された料金体系を導入した。バイオマス、太陽光発電、地熱エネルギーの料金は引き上げられた。市場の複雑さ、不当利得、そしてイノベーションとコスト削減へのインセンティブに対処するための詳細な措置が導入された。対象となるプロジェクトは、もはや生態学的に敏感な地域の劣化を引き起こすことは認められなくなった。特別均等化制度に基づくEEG賦課金の産業界に対する免除は大幅に拡大された。最低電力消費要件は10GWh  /年に引き下げられ、粗付加価値に対する電力コストの割合は15%に引き下げられ、競争力低下の基準は完全に撤廃された。鉄道は環境に優しい輸送手段とみなされ、自動的に免除された。^{[20] : 245–247}

この法律では、再生可能エネルギーの目標が初めて定義され、2010年までに総最終電力消費量に占める再生可能エネルギーの割合を12.5%にし、2020年までに少なくとも20%にするという目標が定められた。^{[20] : 245}

このように、EEG（2004年）は、太陽光発電、バイオマス（小規模農業システムと新技術を含む）、洋上風力発電、地熱エネルギーの条件を大幅に改善しましたが、陸上風力発電と小規模水力発電は概ね以前の地位を維持しました。この新しい特別均等化制度は、産業界にとってより広範な利益をもたらしました。以前の規則では、化学、鉄鋼、金属産業を中心に約40社しか遵守していませんでした。新しい規則では、その数は120社から350社に増加しました。^{[20] : 250}

欧州連合排出量取引制度（EU  ETS）は2005年1月1日に発効した。 多くの業界ロビイストは、排出量取引は再生可能電力の固定価格買い取り制度の必要性を超えており、したがってEEGは廃止されるべきだと主張した。^{[20] : 250} 2005年12月、欧州委員会は、国の再生可能電力支援には固定価格買い取り制度を優先する報告書を発表した。^[27]

2004 年の立法はSPDと緑の党の連立政権によって監督されました。

再生可能エネルギー源法（2009年）

2009年の改正は、再生可能エネルギー電力の導入が急増する中で実施されました。2009年には、再生可能エネルギーは総発電量の16.3%を占め、2004年の9.3%から増加しました。^{[15] : 10}同じ期間に、EEGサーチャージは0.54 セント/kWhから1.32 セント/kWhに上昇しました。^{[15] : 29}さらに詳しい背景として、 2008年12月17日に承認された欧州連合（EU）の気候・エネルギー対策パッケージ には、2020年までにドイツの総エネルギー消費量の18%を再生可能エネルギーで賄うという国家目標が含まれていました。

2009年の改正により、再生可能エネルギー全般が改善され、再生可能エネルギー目標が大幅に引き上げられ、バイオエネルギーの新しい持続可能性基準が導入され、業界の特権が拡大されました。^{[20] : 221}柔軟な減額率も導入され、現在では連邦議会に諮ることなく調整することができます。^{[28] : 23}この法律は2009年1月1日に発効しました 。

具体的には、太陽光発電の買取価格はいくらか引き下げられたが、普及に影響を与えるほどではなかった。太陽光発電の減額率は、設置規模に応じて5％から8～10％に引き下げられた。新たな「自家消費インセンティブ」では、 太陽光発電事業者が自宅で消費する電力に対して25.01セント/kWhの固定買取価格が認められた。また、「柔軟な減額上限」が導入され、これによって減額率を調整して太陽光発電の普及率を一定の範囲内に抑えることができるようになった。陸上風力発電への支援は改善された。当初の買取価格は引き上げられ、リパワリング（古いタービンを新しいものに交換する場合）ボーナス（Repoweringbonus ）が増額され、送電網に障害が発生した場合に電圧を維持する能力を含む特定の技術的貢献（ Systemdienstleistungen、またはSDL ）に対して追加のシステムサービスボーナスが付与された。洋上風力発電の買取価格は大幅に引き上げられた。 2015年より前に運転を開始する洋上風力発電所には、追加の「早期開始ボーナス」が提供されました。EEGと並行して、国営のKfW銀行によって管理される50億ユーロの別の融資プログラムが確立され、2030年までに風力発電の設備容量を25GWにすることを目標としてい ます。バイオマスへの支援も拡大され、いくつかの異なるバイオマスタイプに特別なボーナスが支給されます。バイオマスが対象となるには、特定の環境要件を満たす必要があり、これらの要件は別の「持続可能性条例」（NachhaltigkeitsverordnungまたはBioSt-NachV）に含まれています。水力発電料金は、特に中小規模の発電所に対して大幅に引き上げられました。地熱エネルギーの料金も大幅に引き上げられ、コジェネレーションボーナスも引き上げられました。 2016年以前に稼働開始した地熱発電プロジェクトには、「早期開始者ボーナス」が追加されました。また、「グリーン電力特権」（Grünstromprivileg）が導入され、再生可能エネルギーの最低割当量を持つ電力供給業者は、一定の条件下でEEGサーチャージを免除されました。新たな措置により、送電網の混雑時に送電事業者は風力タービンの出力を一時的に制限することができ、その場合の損失分は発電所所有者に補償されます。^{[20] : 264–266}

新法における再生可能エネルギーの目標は、2020年までに総電力生産量の少なくとも35％（以前は20％）、2030年までに50％、2040年までに65％、2050年までに80％に引き上げられた。

2009年の立法はCDU / CSU / SPDの 大連立 政権によって監督された。

政府は2010年9月に国家エネルギーコンセプトを発表しました^。[29]これはドイツのエネルギー政策の発展における重要な節目となります。 2011年6月6日、福島原発事故を受けて、政府は原子力発電を橋渡し技術として利用するという方針を政策から削除しました。^[17]

太陽光発電法（2010年）

太陽光発電への補助金に関する措置の必要性が明らかになりつつありました。太陽光発電の成長は予想をはるかに上回り、2009年だけでも10,600MWの_発電容量が導入された。その結果、サポートコストが急騰した。 [ ^{15] : 12}

政府はこれに対し、 2010年7月1日に遡及的に施行された太陽光発電法（2010年）を制定した。この法律により太陽光発電の買取価格が大幅に引き下げられ、設置タイプに応じて8～13%の引き下げが行われ、その後3%の2回目の引き下げが行われた。導入範囲は2500～3500MW pに倍増し 、_通常の9%の減額に加えて、成長に応じた1～12%の厳しい減額率が適用された。自家消費インセンティブは約8セント/kWhに大幅に引き上げられ、対象は500kW _p までのシステムに拡大された。固定価格買取制度（FIT）自体は、システムの規模と、その場で消費される需要の割合によって左右された。独立型システムは農地利用から除外された。^{[20] : 281–282} 

太陽光発電暫定法（2011年）

2011年太陽光発電暫定法は、太陽光発電の固定価格買い取り制度を年間を通じてさらに引き下げる可能性を導入した。年初から数ヶ月間の設置容量が年間3,500MW相当を超えた場合_、 屋上設置型システムについては2011年7月1日まで、独立設置型システムについては2011年9月1日までに固定価格買い取り制度が引き下げられる 。また、太陽光発電の成長をより適切に抑制するため、柔軟な上限価格も改正された。^{[20] : 291}

当時施行されていたEEG（2009年版）を適用した結果、^[30] 2011年には固定価格買い取り制度のさらなる調整は行われなかった。^{[31]これは、2011年2月28日から2011年6月1日までの設置}_容量が875MWp未満（4倍すると3,500MWpの閾値を下回る）であったためと説明される。^[32]

再生可能エネルギー源法（2012年）

この法律は再度改正され、2012年1月1日に施行されました。 新たなEEGは、固定価格買い取り制度の原則を遵守しつつ、再生可能エネルギー発電のダイナミックな拡大を促進し、制度に伴うコストの上昇を抑制し、市場と系統の統合を強化することを目指しました。改正された制度には市場プレミアム制度が含まれており、この市場プレミアムは再生可能エネルギーを市場に送り出すための準備を整え、最終的には明示的な政策措置への依存度を低減することを目的としていました。^[26]

変動性再生可能エネルギー発電のシェア増加は、電力システムの対応能力に対する懸念を引き起こしていた。新法には、太陽光発電システムの系統統合のための措置が盛り込まれた。系統運用者は、系統過負荷時に太陽光発電の供給を制限できるようになり、発電所運用者は収入損失に対する補償を受けることができる。新条例では、50.2Hz問題（ 50.2Hz を超える周波数に直面するとPVシステムが同時にトリップし、広範囲にわたる停電のリスクがある）を回避するために、太陽光発電システムの改修を義務付けた。 ^[33]自然保護地区にある独立型太陽光発電システムは補償から除外された。陸上風力発電の料金体系は基本的に維持されたが、効率改善を奨励するため、減額率が1％から1.5％に引き上げられた。陸上風力発電のシステムサービスボーナスは延長され、リパワリングボーナスは改善された。洋上風力発電は、早期始動条項の改善により恩恵を受けた。減額開始は2018年に延期されたが、減額率は5%から7%に引き上げられた。初期料金は引き上げられたが、期間は12年から8年となった。バイオマス料金は、特に小規模システムにおいて平均10～15%引き下げられた。バイオマス料金制度自体は大幅に簡素化され、現在は4つの規模区分と2つの燃料区分に分けられている。バイオマスの減額率は1%から2%に引き上げられた。水力発電の料金は簡素化され、財源期間は一律20年となり、減額率は1%に設定された。地熱発電の料金は引き上げられ、減額開始は2018年に延期されたが、減額率は引き上げられた。電力貯蔵施設は系統利用料が全額免除され、特別な研究プログラムによって支援されることとなった。^{[20] : 292–294}   

特別均等化制度における産業特権がより多くの企業に拡大され、電気料金の引き下げもさらに改善された。資格要件は10GWh  /年から 1GWh/年に引き下げられ、粗付加価値額に基づく電力費用の閾値は15%から14%に引き下げられた。その結果、免除対象企業数は2012年の734社から2013年には約2057社に増加した。免除対象電力負荷は84.7TWhから 97TWhに増加した が、これは新たに免除対象となった企業の規模が縮小したため、比較的緩やかな増加となった。^{[20] : 294}

産業用自家消費は、これまでEEG賦課金の対象外であったが、特別な事情を除き、公共電力網を利用する場合には賦課金の対象となる。この措置は、契約による濫用を防止することを目的としていた。^{[20] : 294}

任意の市場プレミアムの導入は、需要主導型の発電を支援するために計画されました。市場プレミアムは、EEG料金と平均スポット市場価格の差額です。追加の管理プレミアムは、管理コストを償還し、市場リスクを軽減しました。750kWを超える大規模バイオガス発電所では 、2014年以降、直接販売の利用が義務付けられました。バイオガス施設におけるガス貯蔵には、追加の柔軟性プレミアムが導入されました。市場プレミアムの詳細は、議会の承認を得て、その後の政府指令で規定されることになりました。^{[20] : 294}

グリーン電力優遇措置も変更されました。EEG資金による再生可能エネルギーがポートフォリオの50%以上を占める電力供給業者は、 これまで完全に免除されていましたが、賦課金が1kWhあたり2セント引き下げられました。さらに、変動電源（風力と太陽光発電）の最低20%の導入が義務付けられました。^{[20] : 294–295}

再生可能エネルギーの目標は変更されておらず、2010年のエネルギーコンセプトで定められた目標と同一である。^[17]

2013年、多数の苦情を受けて、欧州委員会はエネルギー集約型企業に対するEEGサーチャージ免除とグリーン電力優遇措置に関する詳細な国家補助調査を開始した。 ^[34]委員会は、その根底にある固定価格買い取り制度と市場プレミアム制度は相補的なものであると認めた。 2016年5月10日、 EU一般裁判所は委員会の見解を支持し、EEG（2012年）は前述の通り国家補助に該当すると判断した。^[35]（次のEEG（2014年）は、これらの問題を解決するために特別に設計された。）^[36]

2012年の立法はCDU / CSU / FDPの連立政権によって監督された。

太陽光発電法（2013年）

太陽光発電への支援が削減されたにもかかわらず、太陽光発電設備の設置は依然として好調に推移しました。2012年に開始された電気料金の引き下げを回避すべく、2011年12月だけでも3000MWの設備容量が追加されました 。_[ ^{20] : 306} さらに、EEGサーチャージは2011年に3.53セント/kWhにまで引き上げられ、その最大の構成要素は太陽光発電補助金でした。 ^{[15] : 29}電気料金体系の下落にもかかわらず、EEGサーチャージは大幅に増加すると予測されていました。EEGをめぐる政治的議論において、初めてコスト管理が「決定要因」となりました。^{[20] : 307}

これは、メリットオーダー効果が電力スポット価格を押し下げていたにもかかわらず起こったことです。メリットオーダー効果は、優先的にディスパッチされた風力発電や太陽光発電が、より高価な化石燃料発電（多くの場合、ガス火力複合サイクル発電所）をマージンから排除することで発生し、結果として清算価格を押し下げます。この効果は太陽光発電においてより顕著です。なぜなら、太陽光発電は昼間のピークがシステムの最大発電需要と相関しているからです。メリットオーダー効果はまた、従来型発電所の収益を低下させ、その経済的採算性を低下させます。2007年の調査では、「2006年のケースでは、メリットオーダー効果の規模が、消費者が支払うべき再生可能エネルギー発電への純支援金の規模を上回った」ことが示されています。^{[37] : i} 2013年の研究では、2008年から2012年までの風力発電と太陽光発電のメリットオーダー効果が推定されています。風力発電と太陽光発電を組み合わせたメリットオーダー効果は、2010年の0.5セント/kWhから2012年の1.1セント/kWh 以上までの範囲です。 ^{[38] : 3} 

太陽光発電法（2013年）は、2012年4月1日に遡及的に施行されました。 関税の引き下げは最大30%で、EEG（2012年）で 2012年7月1日に予定されていた関税引き下げは、当初の15%から前倒しされ、さらに強化されました。システム規模の区分は変更され、10、40、1000、10000までとなりました。10 000  kW _p  。10～40 kW _pの新しいカテゴリが導入され、独立型システムは 10  MW _pに制限されました。通常の標準削減は毎月 1%、つまり年間 11.4% に設定され、以前の 6 か月ごとの調整に取って代わりました。導入回廊の柔軟な上限は、年間 2500～3500  MW _pで変更ありません。新規追加がこの回廊を超えると、削減は 1.0% 増加して最大 2.8% になります。太陽光発電の総容量にハードキャップが導入され、52  GW _{pに設定されました。}グリッドパリティがすでに達成されているため、新規設備の自家消費特権は削除されました。屋根システムの固定価格買い取り制度は 19.5  ¢/kWh で、現在では世帯の平均電気料金である 23  ¢/kWh よりも低くなっています。市場統合モデルの変更により、2014年以降、10kWから 1000kWのシステムに対する補助金の支給対象は、発電量の90%に引き下げられました_{。残りの電力は、自家消費するか、}電力市場で売却することができます。^{[20] : 309}

再生可能エネルギー源法（2014年）

EEG（2014年）は、 以前の法律から大きく逸脱しているため、EEG 2.0と呼ばれることもあります。^[26]この改正は2014年8月1日に発効しました 。この法律は英語版も利用可能です。^[2]この法律は、新規発電所の運営者に自ら電力を販売することを義務付けています。その見返りとして、運営者はEEGの固定価格と平均スポット価格の差額を補填するために、送電網運営者から市場プレミアムを受け取ります。^{[15] : 28}この法律はまた、特定の固定価格買い取り制度から入札制度への移行への道を開きました。^[39]

目的と目標

EEG（2014）の目的は法律で次のように定められています。

この法律の目的は、特に気候変動を緩和し環境を保護する観点から、エネルギー供給を持続可能な形で発展させ、長期的な外部影響を考慮することにより経済へのコストを削減し、化石エネルギー資源を保全し、再生可能エネルギー源から電力を生成する技術のさらなる開発を促進することです。

 —再生可能エネルギー源法（2014年）第1条（1）^{[2] ：6}

EEG（2014年）には、総最終電力消費量に占める再生可能エネルギーの割合に関する法定目標も含まれている（この目標は、政府の2010年エネルギー概念声明^[17]で設定された目標に追加されるものである）。

EEG（2014）の目標^{[2] ：6}

年	最終総電力消費量に占める再生可能エネルギーの割合
2025	40～45%
2035	55～60%
2050	80%以上

展開回廊

EEG（2014）は、次の個々のテクノロジーの結合軌道を指定します。

EEG（2014）技術別展開 回廊^{[15] ：7}

再生可能エネルギー技術	新規容量/年
太陽エネルギー	2.5  GW p（総）
陸上風力エネルギー	2.5  GW（ネット）
バイオマス	約100MW  （総計）
再生可能エネルギー技術	設備容量
洋上風力エネルギー	2020年までに 6.5GW
	2030年までに 15GW

詳細

報酬水準は2017年までEEGで規定されている。しかし、新規設備の報酬受領方法は変更された。ほとんどの発電所運営者は、現在、発電量を直接販売する必要があり、その対価として、明示的な固定価格買い取り制度（FIT）ではなく、追加の市場プレミアムを受け取る。このプレミアムは、EEXエネルギー取引所における月間平均卸売価格とEEGで定められた固定報酬との差額である。100kW未満の設備は これらの規定の対象外であり、既存の設備は設置時の規則に基づいて引き続き稼働する。2014年から2017年以降、定められた報酬率は競争入札（オークションまたは入札とも呼ばれる）に置き換えられる。最低価格を提示した投資家は支援を受ける。^[39]新法ではオークションモデルの詳細が規定されていないが、2015年には地上設置型太陽光発電システムを用いた設計案の試験運用が行われた。^[40]

拡張回廊における柔軟な上限メカニズムは、風力、太陽光発電、バイオガス発電の容量増加に関する年間目標の設定に置き換えられました。政府は、これらの新しい回廊によって、再生可能エネルギーと送電網の利用・拡張の間の連携が強化され、従来型発電の計画安定性が向上することを期待しています。^[39]

太陽光発電の目標範囲は年間2.4～2.6  GW _p に設定されており、2013年に導入された52 GW _pのハードキャップは維持されています。この上限を超える太陽光発電設備は、EEGによる補助金の対象となりません。太陽光発電設備に対する補助金は、前月の設置容量が目標設置容量を下回っているか上回っている場合を除き、毎月0.50%減額されます。^[2]減額率は、各四半期開始前の12ヶ月間における2,500 MW _pの目標からの乖離に応じて増減します。 ^[2]対応する減額率は、四半期内の3ヶ月間、以下の方法で適用されます。^[2]

• _{設備容量が目標を4,900MW p}以上超過した場合、固定価格買い取り制度は2.80%減額される。
  • _{3,900MW p}以上、2.50パーセント、
  • _{2,900MW p}以上、2.20パーセント、
  • _{1,900MW p}以上、 1.80パーセント、
  • _{900MW p}以上、1.40パーセント、
  • 最大 900 MW _p、1.00 パーセント。
• 設備容量が 2,400 ～ 2,600 MW _pの場合、固定価格買い取り制度は 0.50 パーセント減少します。
• _{設置容量が目標値}を900MW未満下回る場合、固定価格買い取り制度は0.25％減額される。
  • 900MW _{/年以上増加しても、}固定価格買い取り制度は変わりません。
  • 1,400MW _p以上増加した場合、固定価格買い取り制度はゼロとなり、固定価格買い取り制度は各四半期の最初の暦日に 1.50% 一時的に引き上げられる場合があります。

陸上風力は2.4～2.6GWの年間目標を維持した 。しかし、今回の目標には再発電が含まれないため、成長上限は実質的に延長されている。安定化機能を提供する風力発電所に支払われる管理プレミアムとボーナス（Systemdienstleistungen）は、現在段階的に廃止されている。2016年以降、陸上風力発電の料金は、新規容量が規定の目標に沿っているかどうかに応じて四半期ごとに削減される。洋上風力については、新法は 2020年までに6.5GW、 2030年までに15GWという目標を定めている。2020年以前に運転を開始した洋上風力発電所は、8年間の固定支払いか、12年間の減額支払いのいずれかを選択できる。この期間の後、基本報酬は、海岸からの距離と海の深さに応じてさらに削減される。バイオマス目標は 年間0.1GWに設定されている。バイオ廃棄物および液体肥料を利用するバイオガスプラントのみが、その容量に応じて標準報酬を上回る報酬を受け取る。新規設置の場合、料金は3ヶ月ごとに0.5%減額される。^[39]

2014年4月16日、 欧州委員会は、EEG（2014）による合計約7GWの20の洋上風力発電所への支援は国家補助 ではないと判断した。^{[41] [42]} 2014年7月23日、欧州委員会はEEG（2014）がEUの国家補助に関する規則に準拠していると判断し、承認した。^[43]実際、EEG（2014）は、再生可能エネルギー源法の改正の中で「欧州委員会の国家補助に関する見解によって実質的に形作られた」最初の改正であった。^[36] 

2015年7月、経済エネルギー省（BMWi）は再生可能エネルギー入札に関する設計文書を発表しました。^[44] 2016年初頭、BMWiは2015年に3回の入札を含む地上設置型太陽光発電のパイロット入札が成功したと報告しました。BMWiはまた、競争が激しく、入札価格がラウンドごとに下落したと述べています。また、小規模な入札者も落札できたと付け加えています。これらの結果は、他の再生可能エネルギー発電技術の入札の開発に活用される予定です。^{[40] [45]}

この法律に基づく第6回目で最後の太陽光発電入札では、 合計27件の入札が成功しました。163MW。平均落札価格は6.9 セント/kWhで、最低落札価格は6.26 セント/kWh。これらの数字はオークションごとに下落傾向にあることを裏付けている。^{[46] [47]}

2014年の立法はCDU / CSU / SPDの 大連立 政権によって監督された。

再生可能エネルギー源法（2017年）

政府はEEG（当初はEEG（2016年）と呼ばれ、現在はEEG（2017年）と呼ばれています）の改訂に着手しました。改正法は 2017年1月1日から施行される予定です^。[48]

以下は、最終的な立法に至るまでのプロセスの一部を説明するものである。 2015年12月8日、政府は改革案を発表した。^[49]  2016年6月8日、連邦内閣はEEG（2016）法案を承認した。^{[50] [51]}この法案は今後、連邦議会と連邦参議院で審議される。^[52]

この改革は、以下の3つの指針に基づいて進められている。^{[49] : 1–2}

• 「再生可能エネルギー開発のための合意された展開経路を維持する」
• 「再生可能エネルギー法から生じる総コストを最小限に抑える」
• 「オークションを利用して、関係するすべてのプレーヤーにとって公平な競争の場を作る」

政府は、新たな入札制度によってコストを抑制できると考えている。また、この新制度は、​​再生可能エネルギー支援を市場ベースにするという欧州委員会の希望にも合致している。^{[53] [54]}風力エネルギーに関しては、新たな規則は、強風地域およびドイツ全土における風力発電の導入を促進することを目的としている。この目的のため、入札の比較可能性と支払いの公正性を確保するための一連の複雑な計算（Referenzertragsmodell）が開発されている。^[55]

提案されているEEG（2016年）は、EEG（2014年）の継続です。これは、再生可能エネルギー技術の大部分を対象に、規定の固定価格買い取り制度（FIT）をオークション制度に置き換えるものです。EEG（2014年）で規定された導入期間を踏襲することで、今後10年間の再生可能エネルギー電力の普及を抑制し、将来の再生可能エネルギー目標の達成を確実にします。この導入期間は、毎年定められた容量のみをオークションにかけることで維持されます。入札に成功した再生可能エネルギープロジェクトのみが、今後20 年間に供給する電力に対してEEGの支援を受けます。太陽光発電、陸上風力発電、洋上風力発電、バイオマス発電の各技術は、それぞれのニーズに合わせてオークション設計が調整されます。750kW未満、 またはバイオマス発電の場合は150kW未満の小規模再生可能エネルギー設備は 入札の必要がなく、従来の固定価格買い取り制度（FIT）を引き続き受けます。他の欧州諸国からの入札者は、一定の条件の下、年間容量の最大5%を競い合うことができます。^{[56] [57]}新しい入札制度は、新規の再生可能エネルギー発電容量の80％以上をカバーすることになる。^{[55] [58]}

上述の通り、このオークションシステムは2015年に地上設置型太陽光発電施設を対象に試験的に導入された。この試験の結果、経済エネルギー省（BMWi）は「均一価格設定」を放棄し、「入札額に応じた支払い」を採用した。連邦ネットワーク庁（Bundesnetzagentur）は、再生可能エネルギープロジェクトの入札を呼びかけ、2025年に40～45%のシェアを達成するために必要な軌道に対応する容量を設定する。2017年以降、太陽光発電と陸上風力発電のオークションは年間3～4回行われる。参加者は密封された単一の入札を提出し、誠意ある入札を保証するために多額の保証金を提供する必要がある。入札はプロジェクトと場所に結びついており、通常は譲渡できない。オークションの容量が満たされるまで、最低入札者が落札する。上限価格は事前に通知される。落札されたプロジェクトは、落札時の資金利率を20 年間受け取る。市民エネルギープロジェクトには特別なルールが適用されます。小規模プロジェクトはオークションシステムから完全に免除され、大規模プロジェクトは、そのラウンドで受け入れられた最高額の入札を受け取り、それよりも低い可能性のある入札は受け取りません。^[55]

陸上風力発電の投資家も、大気汚染、騒音、振動、その他類似の現象の有害な影響を規制する連邦法である連邦排出規制法 ( Bundes-ImmissionsschutzgesetzesまたはBlmSchG ) に基づき、プロジェクトについて事前承認を得る必要がある。風力エネルギーの入札に参加する市民協同組合 ( Genossenschaft ) には特別な許可が与えられる。風力エネルギーのオークションは、価格水準を迅速に確立するため、当初はより頻繁に開催され、2017 年には 3 回、2018 年には 4 回開催される。陸上風力発電所の年間容量は、 2017 年から 2019 年までは年間 2.8 GW、 それ以降は 2.9 GW に設定される。系統の発展と再生可能エネルギーの成長をより適切に同期させるため、陸上風力の追加は、系統の混雑のために再生可能エネルギー電力の大量入力が受け入れられない特定の「系統混雑ゾーン」に制限される。これらのエリアは連邦ネットワーク庁によって特定される。洋上風力発電所への資金提供に関する新しい規則は、2021年以降に稼働を開始するプロジェクトに適用されます。2025年からは、政府が将来の風力発電所の用地を指定し、投資家はそれらの場所に建設する権利を求めて競争することになります。この中央集権型（デンマーク）モデルは、競争を確保し、プロジェクトの承認、敷地計画、ネットワーク接続をより費用対効果が高く、より統合されたものにするために設計されています。2021年から2024年の間は移行オークションモデルが使用され、計画および承認されたものの建設されていない風力発電所は、限られた容量をめぐって2回の入札で競争します。洋上風力は 2030年まで15GWに制限され、毎年オークションにかけられる容量はこの目標と一致するものとなります。2021年には、北海のネットワーク接続が不足しているため、バルト海の風力発電所のみが対象となります。バイオマスプロジェクトもこの新しいオークションシステムに参加します。バイオマス発電容量は、 今後3年間で年間150MW、さらにその次の3年間で年間200MW拡大される予定です 。150kWを超える設備 も入札に参加できます。バイオマス施設は、電力価格が高騰する時期に利用を促進するため、稼働時間の半分のみの報酬を受け取ります。水力発電、地熱発電、鉱山ガス、埋立地ガス、下水ガスは、競争が不十分となる可能性があるため、入札制度の対象外となります。^[55]

2016年12月20日 、欧州委員会はEEG改正案がEUの国家補助金に関する規則に準拠していると判断し、 2017年1月1日の導入予定を順守することを認めた。^{[59] [60]}

今回の立法はCDU / CSU / SPDの 大連立 政権によって監督されている。

反応

2016年1月、グリーンピース・ドイツは公式提案に対し、成功を収めたEEG（欧州風力発電法）の全面的な見直しは気候保護目標を危うくすると警告した。ドイツ風力エネルギー協会（BWE）をはじめとする団体は、 洋上風力発電の増加に依存しない陸上風力発電の年間純容量2.5GWの追加を求めている。また、2025年までに再生可能エネルギー比率を40～45%にするという目標は、固定された上限として扱われるべきではないとも述べている。ドイツ機械工業連盟（VDMA）は、「EEG改正は業界における不確実性の増大を招く」と述べ、「陸上風力発電の入札量を制限し、電力部門の45%目標に固執することで、再生可能エネルギー生産の拡大を規制するのは正しくない」と指摘した。^{[61]引用元 [  48]}

2012年の推計では、ドイツの再生可能エネルギー容量のほぼ半分がエネルギー協同組合（Genossenschaft）と民間の施設を通じて市民が所有していることが示されている。^[58]批評家は、協同組合と個人向けの特別規定があるにもかかわらず、新しい規則が市民の参加を妨げることを懸念している。入札の準備には費用がかかり（おそらく5万～10万ユーロかかる）、入札が失敗すると支出^{が無駄になる。 [58]} 2016年1月、グリーンピース・エネルギーは、再生可能エネルギーのオークションによりエネルギー転換（Energiewende）の公平性が損なわれ、市民協同組合と小規模投資家が不利になると述べた。ドイツのNGO3団体、 Germanwatch、WWF-Germany、およびDeutsche Umwelthilfe（DUH）は、提案されている改革では小規模な市民所有の再生可能エネルギープロジェクトが適切に考慮されていないと述べた。^[48 EEG改革が協同組合や個人よりも大企業を優遇する場合には、その支援は遅れる可能性がある。^[58]

2017年の選挙に向けた政治的立場

2016年11月、CDUはEEGの廃止を検討していることを明らかにしたが、これを2017年の選挙の争点とするかどうかは未定である。^[62]

2019年欧州司法裁判所の国家援助に関する判決

2019年3月、欧州司法裁判所は、固定価格買い取り制度は、許容されるか否かに関わらず、国家補助金に該当しないとの判決を下した。 ^[63] この画期的な判決は、2012年のドイツ再生可能エネルギー法が国家補助金に該当するとする以前の欧州委員会の決定を覆すものである。より具体的には、欧州司法裁判所は、欧州委員会が固定価格買い取り制度によってもたらされる利益が国家資源に関連し、したがって国家補助金に該当することを立証できなかったと判断した。

固定価格買い取り制度

EEG（欧州エネルギー経済モデル）の期間における固定価格買い取り制度の構造と発展は複雑な問題です。このセクションでは、その概要を示すことのみを目的としています。2014年8月1日時点で適用可能なすべての技術の固定価格買い取り制度を^{[アップデート]}ここに記載します。^[64]次の表は、2000年4月から2016年10月までの陸上風力発電の報酬をまとめたものです。

陸上風力発電の報酬[¢/kWh] 

段階	イニシャル	基本
脳波（2000）	9.1 0	6.19
脳波（2004）	8.7 0	5.5 0
脳波（2009）	9.2 0	5.02
脳波（2012）	8.93	4.87
EEG（2014） 2014年8月1日から	8.9 0	4.95
EEG（2014） 2016年1月1日から	8.79	4.89
EEG（2014） 2016年4月1日から	8.69	4.83
EEG（2014） 2016年6月1日から	8.58	4.77
EEG（2014） 2016年10月1日から	8.48	4.72
EEG（2014）の数値の出典[65]

以下の表は、2004年8月から2012年1月までの太陽光発電の報酬をまとめたものです。2016年現在^{[アップデート]}、EEG指令に基づき、連邦ネットワーク庁（Bundesnetzagentur）は、調整された固定価格買い取り制度を適用した現在設置されている太陽光発電容量を、ダウンロード可能なスプレッドシートの形式で毎月公表しています。^{[66] 2012年1月以降のデータについては、} 「ドイツの固定価格買い取り制度」をご覧ください。

太陽光発電報酬[¢/kWh] 

タイプ		2004	2005	2006	2007	2008	2009	2010	2010年7月	2010年10月	2011	2012年1月
屋上設置型	最大 30kW p	57.40	54.53	51.80	49.21	46.75	43.01	39.14	34.05	33.03	28.74	24.43
	30kW以上​	54.60	51.87	49.28	46.82	44.48	40.91	37.23	32.39	31.42	27.33	23.23
	100kW以上 ​	54.00	51.30	48.74	46.30	43.99	39.58	35.23	30.65	29.73	25.86	21.98
	1000kW以上 ​	54.00	51.30	48.74	46.30	43.99	33.00	29.37	25.55	24.79	21.56	18.33
地上設置型	変換エリア	45.70	43.40	40.60	37.96	35.49	31.94	28.43	26.16	25.37	22.07	18.76
	農地	45.70	43.40	40.60	37.96	35.49	31.94	28.43	—	—	—	—
	他の	45.70	43.40	40.60	37.96	35.49	31.94	28.43	25.02	24.26	21.11	17.94
農地への設置はPV法（2010年）により除外されました。

政治

EEGの発展は政治学の分析対象となってきた。2006年の研究では、「規制枠組みは『制度をめぐる戦い』の中で形成された。ドイツ議会は、勢力を拡大する支持団体からの情報提供と支援を受け、消極的な政府や原子力・石炭産業からの反対を押し切って、再生可能エネルギーによる電力供給を支援する政策を支持した」とされている。^{[7] : 256}

2016年の論文によると、EEG法の策定をめぐって2つの広範なアクター連合が対立していた。1つは再生可能エネルギーへの支援に反対し、原子力と化石燃料の利益を守ろうとする「経済連合」、もう1つは反対の立場を取った「環境連合」である。経済連合は、支援のない市場競争が優先されることを望み、大規模施設を好んだ。環境連合は、環境団体、再生可能エネルギー業界、農家、金属労働組合（IG  BCEとIG Metall）、ドイツ工学協会（VDMA）、ドイツ技能者連盟（ZDH）の一部、および再生可能エネルギーに関心を持ついくつかの産業企業で構成されていた。1990年代後半にEEGが提案されたとき、既存のエネルギー会社は再生可能エネルギーの技術的可能性を著しく過小評価し、ニッチな役割にしか適していないと考えていた。彼らだけでなく、当時のほぼすべての政治家や科学者もそう考えていた。^{[67] : 13}そのため、EEGへの反対は抑えられた。同時に進行していた脱原発（アトマウスティーク）をめぐるロビー活動も、産業界の関心をEEG交渉から逸らした。とはいえ、EEGの成功は、様々な企業団体、労働組合、環境NGO、その他の理想主義的な利益団体との同盟を築いた少数の熱心な国会議員グループに遡ることができる。しかし、予想に反して、再生可能エネルギー発電は2014年に総電力消費量の27.4%を占めるようになり^{[11] : 4}、既存事業者のビジネスモデルを深刻に脅かした。歴史が示すように、環境連合は少なくとも2014年までは優勢であり、EEG法の発展、脱原発、そしてより一般的にはドイツのエネルギー転換を支えた。^[20]

グリーンピース・ドイツは、進行中のEU /米国 TTIP 貿易協定交渉 ^[68]がEEG（2014年以降）に影響を与えていると考えている。EEGの以前のバージョンは自由貿易を阻害すると解釈される可能性があり、再生可能エネルギーへの優先的な発電量配分の付与は、提案されている条約の下では依然として違法となる可能性がある。^[69]

効果

1991年に導入された固定価格買い取り制度は、2015年から2017年にかけて、約80%の設備で段階的に廃止され、入札制度が導入されます。この変更は、EEG（2014年）およびその後の法律で定められています。

固定価格買い取り制度（2015年以前～2017年）

様々な研究により、固定価格買い取り制度は、投資税額控除や生産税額控除、割当ベースの再生可能エネルギーポートフォリオ基準（RPS）、オークションメカニズムなどの他の支援形態よりも、財務的な確実性を提供し、費用対効果が高く、官僚主義的ではないことが明らかになっています。^{[70] [71] [72]} 2008年に欧州委員会は次のように結論付けました（ただし、2014年には市場ベースの手段を支持する立場を転換しました^[53]）。

適切に適応された固定価格買い取り制度は、一般的に、再生可能電力を促進するための最も効率的かつ効果的な支援制度です。

— 欧州委員会、 2008年1月23日^{[73] ：3}

2003年の研究では、回避された外部コストと再生可能エネルギー事業者が再生可能エネルギー発電に対して受け取った補償額を比較すると、環境負荷の軽減とそれに伴う経済的利益は、再生可能エネルギー発電事業者への補償に必要な追加コストをはるかに上回ることが明らかになっています。 ^[74]化石燃料使用の外部コストを考慮し、「競争条件の平等化」は、当初のEEG構築における主要目的の一つでした。^[7]固定価格買い取り制度は、競争の激化、雇用の増加、製造業の迅速な導入を促進し、風力発電と太陽光発電のような技術的な勝者選抜を必要としません。^{[70] [73]}デンマークとドイツは、FIT制度開発の最前線に立ってきました。^[75]

RWIエッセンによる2008年の経済調査は、太陽光発電に付与されている高額な固定価格買い取り制度（FIT）を強く批判した。この調査では、2005年の欧州連合排出量取引制度（EU ETS）は低炭素経済への移行を促進するのに十分であったが、EEGは温室効果ガス排出量の削減に本質的に寄与しておらず、生産される電力は、現在提供されている温室効果ガス削減策の中で最も高価なものの一つであると主張している。^{[76] : 4–5, 10  [77]}

オークション制度（2015年以降～2017年）

2016年6月、ベルリン国立大学（DIW）の経済学者クラウディア・ケンフェルト氏は、EEG（2014年）で導入され、提案されているEEG（2016年）で改良されている新しい入札制度は、コストを削減するどころか、計画の安全性を損ない、投資家が適用するリスクプレミアムを高めると主張した。さらに、入札制度は、入札を行う企業が何らかの理由で建設を遅らせるため、配備回廊を見落とすことにつながるだろう。^[58]

一般的な

地球環境へのプラスの影響は、それほど明確ではありません。ドイツ人経済学者でIfo経済研究所所長のハンス＝ヴェルナー・ジン氏は、ドイツの再生可能エネルギー支援は化石燃料の世界市場価格を低下させると主張しています。その結果、中国や米国などの国々は生産量を増やすインセンティブを持ち、気候への正味の影響はゼロになります。この効果は「グリーン・パラドックス」として知られています。^[78]

見通し

グリッド強化

今後の課題の一つは、分散型再生可能エネルギーによって発電された電力を既存の電力網構造に統合することです。この電力網は、当時の主要4社、すなわちE.ON、EnBW、RWE、Vattenfallの集中型エネルギーシステムに適合するように構築されていました。^[c]

南北にわたる送電網の強化の必要性は広く認識されている。これに対し、4つのTSOは7,300kmに及ぶ92件の拡張プロジェクトを提案した が、全てが義務付けられる、あるいは承認されるわけではない。^[79] 2015年、連邦ネットワーク庁（Bundesnetzagentur）は、今後10年間の送電網拡張計画に関する報告書を発表した。^{[d] [80]}送電網の急速な発展は、再生可能エネルギーの導入と原子力発電の段階的廃止によって推進されている。

しかし、すべての専門家が送電網の大幅な拡張の必要性に同意しているわけではない。クラウディア・ケンファート氏は、系統における大量の石炭火力発電が問題の一因であると考えている。ケンファート氏は、「私たちの研究とモデルは、送電網の拡張は害にはならないが、必ずしも必要ではないことを示している。需要管理と中期的には蓄電機能を備えた分散型のインテリジェント送電網の方がはるかに重要になるだろう」と述べた。^{[  58]引用 [81] [82] [83] 2016年に}グリーンピース・ドイツが行った分析でも、柔軟性に欠ける石炭火力発電所と原子力発電所が送電網を圧迫し、卸電力価格を押し上げていることが示唆されている。^{[58] [84] [85]}

展開回廊

EEG（2014）は、新たな入札制度によって追跡される技術別の導入回廊（表参照）を規定している。環境NGOや再生可能エネルギー推進派は、これらの回廊はドイツの気候保護目標を達成するには不十分だと主張している。グリーンピース・ドイツは、「2025年までに再生可能エネルギーの割合を45%に削減することは、大規模電力会社への影響を軽減することを目的として、化石燃料の割合を55%に拡大することを意味する」と指摘している。 ^[58]ベルリンのエネルギー政策研究所 アゴラ・エナギーヴェンデのパトリック・グライヘン氏も、導入回廊の設定が2025年以降の再生可能エネルギー目標を達成するには低すぎることに同意している。 ^[58]

HTWベルリンのフォルカー・クワシュニング氏による2016年の報告書は、ドイツが2015年のパリ協定で定められた地球温暖化目標である1.5℃を達成するには、再生可能エネルギーの導入を4～5倍に加速させる必要があると結論付けています。さらに、この目標を達成するには、2040年までにエネルギー部門をカーボンフリーにする必要があります。輸送部門と暖房部門の電化が見込まれることを考慮すると、EEG（2014年）で示された導入計画は全く不十分です。陸上風力発電は年間6.3GW （2.8GWを目標）、太陽光発電は年間15GW _（ 2.5GWを目標_）増加させるべきです。^{[58] [86]}    

経済的側面

ベルリン国立大学研究所（DIW）が2011年に発表した論文では、2030年までの様々な再生可能エネルギー技術の導入モデルを構築し、関連する経済効果を定量化しました。再生可能エネルギーの普及は、ビジネスチャンスを生み出すと同時に、普及のための社会的コストを伴います。この研究は、ドイツにおける再生可能エネルギーの継続的な拡大が、中期的には経済成長と雇用の両方に利益をもたらすであろうことを明らかにしています。^[87]

ベルリンのエネルギー政策研究所アゴラ・エネルギーヴェンデは、EEG賦課金は2023年頃にピークを迎え、その後減少すると予測している。その理由は、2000年のEEG開始時に約束された高額なプロジェクトが20 年間の支援期間を経て期限切れを迎え始めること、新規プロジェクトのコストが現在大幅に低下していること、そして発電コストの削減傾向が今後も続くことなどである。^{[58] [88]}

エネルギー部門の変革

2016年11月、アゴラ・エネルギーヴェンデは、新しいEEG（2017年）とその他の関連する新しい法律について報告しました。この新しい法律は、エネルギー産業の大部分に「根本的な変化」をもたらすものの、経済と消費者への影響は限定的であると結論付けています。^{[89] [90]}

参照

• エネルギーポータル
• 環境ポータル

• 電力送電
• ドイツの電力部門
• ドイツのエネルギー転換
• ドイツのエネルギー
• エネルギー法
• エネルギー政策
• ドイツの固定価格買い取り制度
• 太陽光発電に対する財政的インセンティブ
• ドイツ気候行動計画2050
• ドイツ国家再生可能エネルギー行動計画
• グリーンパラドックス
• パワー・トゥ・X
• ドイツの再生可能エネルギー
• 再生可能エネルギー法
• ドイツの太陽光発電
• 車両からグリッドへ
• ドイツの風力発電
• 世界のエネルギー消費量

注記

1. これは公式翻訳です。この法律は、再生可能エネルギー法、再生可能エネルギー法とも呼ばれています。
2. MW _pはピークメガワット、つまり標準試験条件下での太陽光発電設備の出力を指します。公称出力（太陽光発電）を参照してください。
3. 2016年9月現在^{[アップデート]}、これらの企業にInnogy（RWEのグリーン子会社）とUniper（E.ONからの従来型発電分割）が加わっています。
4. 陸上電力網開発計画2015/2025（NEP 2015/2025）および沖合電力網開発計画2015/2025（オフショアNEP 2015/2025）。

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さらに読む

• 再生可能エネルギー源法（2000年）本文（英語）
• 再生可能エネルギー源法（2014年）本文（英語）
• 2016年再生可能エネルギー法改正のポイント

外部リンク

• ドイツのエネルギー転換を扱うニュースサービス、クリーン・エナジー・ワイヤー（CLEW）
• 連邦経済エネルギー省（BMWi）主催のエネルギートピックス
• エネルギー転換を扱う法律ブログ「German Energy Blog」
• ドイツのエネルギー転換 2013年3月28日アーカイブWayback Machine （ハインリヒ・ベル財団が管理する総合ウェブサイト）
• REN21、世界的な再生可能エネルギー政策のマルチステークホルダーネットワーク

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