德國的棄風棄光率僅1%左右，在高裝機容量的前提下，可以達到如此高的消納率，首先與德國完善的基礎設施分不開，新能源的發(fā)展必是與電網(wǎng)建設相匹配，此外市場機制在德國新能源的消納上也發(fā)揮了不可替代的作用。
　　眾所周知，在歐洲能源交易所中的“優(yōu)先排序原則”下，可再生能源可以憑借其極低的邊際成本更加容易地被交易出去。此外調(diào)頻市場機制與可再生能源直接上市交易機制也極大地促進了新能源的消納。
　　精準預測
　　可再生能源特別是風電，光伏等發(fā)電受氣候與天氣影響較大，在一天內(nèi)可能波動幅度巨大，其不穩(wěn)定性與不可靠性是造成其無法大規(guī)模消納的重要因素。如果能提前相對精確預測出可再生能源特別是風電光伏的當日發(fā)電功率曲線與用電負荷曲線，那么就可以根據(jù)預測曲線提前安排火電等傳統(tǒng)化石能源發(fā)電廠的發(fā)電計劃，以達到最大幅度消納新能源的目的。
　　目前國內(nèi)可再生能源發(fā)電特別是對風力發(fā)電的預測尚處于起步階段，對風力發(fā)電的錯誤估計，往往導致大規(guī)模棄風。反觀德國，截至2014年年底，風電裝機容量38115兆瓦，而棄風率卻不到1%，如此高的消納利用率，得益于各個輸網(wǎng)公司對其控制區(qū)域內(nèi)風電相對精確的預測。
　　右圖為德國四大輸網(wǎng)公司之一AmprionGmbH，對其所負責區(qū)域1月17日子夜至凌晨3時風力發(fā)電功率的預測值與實測值對比。從圖中可以看出，這一時段的偏差一直在15%左右波動，基于這種精度的預測，再依托調(diào)頻市場，就可以達到對風能幾乎完全的消納。
　　在德國四個大輸電區(qū)域中，由相應的輸網(wǎng)公司負責維持電網(wǎng)穩(wěn)定。廠網(wǎng)分離之后輸電公司必須向調(diào)頻市場購買平衡電力，以平衡計劃與實際之差。目前一次，二次，三次調(diào)頻能量可以按需拍賣，其中除一次調(diào)頻由于無法計量而按功率收取費用外，其余兩種調(diào)頻皆按功率與電量進行二元計費。由輸網(wǎng)公司向相應的調(diào)節(jié)商支付。同時由于德國存在四大輸電網(wǎng)區(qū)，各個輸電區(qū)域之間也會在進行一些平衡。
　　同時，每個大輸電區(qū)又由許多平衡基團組成，每個區(qū)域100個到200個不等。平衡基團是德國電網(wǎng)調(diào)節(jié)中虛擬的基本單元，在此單元中，所有的終端用戶消耗電量、產(chǎn)電商發(fā)電量以及輸入輸出電量必須達到平衡。單元內(nèi)發(fā)電量，耗電量，流入流出電量都由平衡基團責任方負責預測與經(jīng)營，并且受到區(qū)域輸電網(wǎng)公司的管理。平衡基團可大可小，在德國任何一個參與電力交易的能源公司，必須擁有至少一個平衡基團，所以平衡基團責任方可以是單純一家發(fā)電廠，也可以是負責給一片小區(qū)供電的能源公司。平衡基團責任方必須每天預測自身區(qū)域內(nèi)流入與流出的電量，并制成計劃上交給輸網(wǎng)公司，而輸網(wǎng)公司會根據(jù)這些表格在內(nèi)部平衡之后做出全區(qū)域的計劃。
　　每當實際流入流出平衡基團的電量與計劃表發(fā)生偏差，平衡基團責任方就必須向其所在輸電區(qū)域的輸電公司購買平衡電力，而價格由輸電公司在二次調(diào)頻與三次調(diào)頻中的投入計算得出。在德國無論是正向平衡電力，還是逆向平衡電力的費用是一樣的，都按照平衡電力的電量價格的加權平均值計算得出。而這個值，往往遠大于在歐洲電力交易市場中的交易電價。
　　由此可見，一個平衡基團責任方的預測準確與否，會直接影響到其在電力交易中的盈利。同時輸網(wǎng)公司的盈利也一定程度上與之相關，當大輸電區(qū)的整體偏差較大時，會使輸網(wǎng)公司在一次調(diào)頻上的投入增大，對于這一部分支出，輸網(wǎng)公司不能從與下面的平衡基團責任方的交易中得到補償，這就驅使輸網(wǎng)公司對其管理的平衡基團責任方加強管理。由此，精準預測負荷與發(fā)電量，尤其是不穩(wěn)定的新能源的發(fā)電功率，成為輸網(wǎng)公司與平衡基團責任方的利益訴求，大大提高了二者預測的積極性。提高了預測精度后便可以大大減少擁堵的可能性，增加新能源的消納。
　　上市交易
　　從2000年起的EEG（可再生能源法）對可再生能源承諾了20年補貼上網(wǎng)電價不變，這在當初可再生能源發(fā)電，特別是光伏發(fā)電，成本較高的時候極大地刺激了市場投資建設的積極性，同時帶動了整個新能源行業(yè)的發(fā)展，包括咨詢、設計、安裝、維護等，推動了光伏等組件的量產(chǎn)。高額并且20年穩(wěn)定的補貼一方面是對社會資本的無風險收益承諾，但另一方面也使得可再生能源分攤費節(jié)節(jié)上升，造成終端電價的上升，并且每年的分攤費都將之后20年的長度疊加，形成巨大的補貼慣性。不得不承認，這是一種過于激進的補貼機制，但在十幾年前光伏成本是煤電10倍，核電激進地被逐年關停的情況下，如果不使用這種激進的補貼機制很難刺激可再生能源行業(yè)的興起。這當然是后話，沒有人能做這種假設。
　　至2012年，可再生能源發(fā)電已經(jīng)達到德國發(fā)電總量的23%，同時光伏風電的波動性與需求的偏離也在電力交易市場上越來越頻繁出現(xiàn)的負電價顯現(xiàn)出來。2011年EPEX現(xiàn)貨市場上負電價出現(xiàn)了3次，而到了2012年負電價出現(xiàn)了45次。解決這些時間上的局部供大于求，引導可再生能源發(fā)電合理匹配用電，只能用市場化的手段，這樣的背景促使了德國自2012年起對EEG的一項大改革——逐步強制可再生能源發(fā)電市場化交易。
　　可再生能源市場化交易(Direktvermaktung)，是指可再生能源發(fā)電在交易市場上賣出，除獲得交易價格的收益之外，還能獲得額度市場化交易獎金。市場化交易獎金分為兩部分，一部分為該類可再生能源固定上網(wǎng)電價與該類可再生能源當月市場交易平均價格的差值；一部分為管理獎金，用于補充該類可再生能源發(fā)電商進入市場化交易所付出的管理成本，金額由政府制定，逐年降低。市場化交易獎金發(fā)放和結算機制與原來固定上網(wǎng)電價相同，由電網(wǎng)企業(yè)計量、發(fā)放，全國總計后以可再生能源分攤費的形式分攤到終端電價中。