起步阶段是2000年至2003年。在此阶段针对所有发电容量不同的光伏系统只有一个FiT补贴电价。该阶段的FiT及年新增装机容量变化都非常平稳。FiT补贴以每年5%的下降速度递减，年新增装机量在120MWp左右。德国政府在该阶段对补贴的光伏装机总容量及不同的光伏系统容量实行上限控制：2000年总容量上限为350MW，2002年修订为1000MW。2003年，德国推出十万光伏屋顶项目，该项目基金在同年7月便被耗尽。
发展阶段为2004年至2009年。自2004年EEG法案修订案实施后，德国取消了对光伏装机总容量及不同系统容量的上限控制。此外，自2004年8月1日起，新的FiT补贴率针对光伏系统装机容量的不同实行差额补贴，补贴区间在46～62Eurocent/kWh。该阶段的特征为，FiT下降速度依然平稳，2008年修订EEG法案前，年均递减速度在5%～6.5%之间。年新增光伏装机量的增速显著提高，年均1100MWp左右。正是这一阶段取消系统容量上限后光伏发电应用的发展为光伏生产技术提供了规模经济效应，间接促进了光伏装机成本的下降。2008年的EEG法案修订后，引入了自用光伏发电的补贴。此后整个光伏FiT补贴区间内的补贴下降速度为5.5%～7.5%。对比起步阶段5%的降幅可发现，发展阶段的FiT补贴下降速度明显增加。这样的FiT调整并没有影响同期光伏规模的进一步扩大，据此可推断，德国在参照同期光伏成本的变化上调整FiT降幅，并不影响该阶段投资光伏系统的回报空间。
调整阶段是从2010年至2012年，该阶段FiT调整趋于常态化，调整幅度也大于前一阶段。一方面前一阶段大规模的光伏装机量降低了投资成本，另一方面出于对FiT将进一步下降的预期，综合分析此阶段的FiT补贴价格及投资成本后仍有利可图，2009年以后德国光伏新增装机量出现井喷，全国光伏发电量也实现了近两倍的增长。2010年，德国再次修订EEG法案，FiT补贴下降速度为6%～13%。这一阶段的FiT调整主要是参照新增装机量的变化，一方面可平抑终端用电客户电价中绿色电力分摊费的过快增长，一方面避免了光伏市场的过热发展。
4、德国光伏电价下降经验及启示
总结德国既实现光伏大规模发展又不断引导光伏上网电价实现可竞争性的经验可以得出以下结论。
首先，需要各类税收减免、财政补贴等配套产业政策来进一步降低投资光伏的门槛。在德国明朗的可再生能源发展战略下，各类有针对性的、清晰的产业政策对于光伏发展的引导功不可没。
其次，发展初期高额的光伏电价对于发展光伏规模是必不可少的条件。私人、企业选择投资光伏系统时，除了自用光电带来的节免电费外，出售余电是另一获益方式。因此，高额售价带来的回报可以刺激光伏的投资，扩大光伏发展的规模。
再者，根据光伏发展现状不断下调光伏电价为未来光伏发展市场化、政府调控退出机制提供了基础。德国阶段性地调整FiT补贴价格一方面避免了过度抬高终端电价，另一方面引导光伏电价在未来具有竞争性。
最后，避免财政负担大额成本的政策保证了发展光伏等可再生能源的可持续性。德国法定强制电力公司收购可再生能源，并通过绿色电力分摊费的方式让终端用电客户负担超额成本的做法减轻了国家财政负担，增强了20年期限的FiT补贴电价的可行性。
通过给予光伏系统安装者在投资和回报上的双重支持，德国主要依赖具有细化定价、长期保障且具可操作性的FiT补贴电价来刺激其光伏发电的发展。此外，德国FiT补贴电价通过衡量光伏成本以及新增装机量的变化，分三个阶段降低FiT补贴电价，在光伏发电稳步发展的同时降低了光伏电价，平稳了电力市场并使光伏电价更具有竞争力。
我国刺激光伏应用市场发展的政策也可分成投资、回报两个角度。投资方向上，以金太阳工程为代表，我国利用财政资金对光伏系统进行前期投资一次性补贴。回报角度的政策起步较晚，直到2011年国家发展改革委才制定了国内光伏的上网电价办法。目前对2011年7月1日以前核准建设、2011年12月31日以前建成投产且国家发改委尚未核定价格的太阳能光伏发电项目，统一核定其上网电价为每千瓦时1.15元（含税）。而2011年7月1日及以后核准的太阳能光伏发电项目，以及2011年7月1日之前核准但截至2011年12月31日仍未建成投产的太阳能光伏发电项目，除西藏仍执行每千瓦时1.15元的上网电价外，其余省（区、市）上网电价均按每千瓦时1元执行。对于享受中央财政资金补贴的太阳能光伏发电项目，其上网电价按当地脱硫燃煤机组标杆上网电价执行。
我国居民用电平均价格约为每千瓦时0.5元，光伏电价是其两倍。同时，我国太阳能光伏发电成本相当于传统化石能源发电成本的2～4倍。对于自发自用的分布式光伏安装用户来说，投资实现的收益表现为节省了以居民用电价格计量的电费。对于光伏发电站的投资者来说，与传统化石能源发电相比，其利润空间较小。如果投资者得到了中央财政的一次性投资补贴，那么投资光伏系统的回报价格与传统能源相当。德国发展光伏应用的早期FiT价格是居民用电平均价格的3倍左右，再结合投资上的税收、贷款利率上的优惠，其收益空间相对更大。
此外，我国扶持光伏应用的政策体系相对单薄。随着未来光伏应用技术的发展、投资成本的变化，扶持政策的刺激力度需要不断调整。一旦改变前期投资的一次性补贴或单一的上网定价，市场容易出现过激反应，且政府没有其它财政政策、金融政策予以应变。2013年7月14日国务院总理李克强主持召开的国务院常务会议上指出，要“完善光伏发电电价支持政策，制定光伏电站分区域上网标杆电价，扩大可再生能源基金规模，保障对分布式光伏发电按电量补贴的资金及时发放到位”。我国未来光伏发电的电价体系需要进一步的细化，并且增加多样的财政、金融政策予以辅助。
最后，政策上对于电价实行的期限并未给予说明，投资者无法预期收益及回收成本期限，进而影响投资安装光伏的积极性。参照德国十多年来光伏发展的动力来源，我国可考虑进一步对光伏发电上网电价进行细化，并通过立法等方式保障政策的稳定性。此外，应多采用财政、金融等政策手段来降低国内私人及企业投资光伏系统的门槛，从投资、回报两个方面为光伏发展提供动力。当然我国能源、电力市场与德国不尽相同，全球光伏成本及技术的发展阶段也日新月异。未来中国推动光伏等可再生能源发展的政策方式应在着重综合考虑本国的能源、电力价格以及光伏产业现状的基础上调整本国的光伏发展模式
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