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2.5-3.5GW（而2010-2012年3年间年增长率为7GW）。
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EEG2.0。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。
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