2017年4月30日，德國創下本國利用可再生能源新紀錄——當天有85%的電力消費來自包括風電、太陽能發電、生物質能發電和水電等在內的可再生能源。記錄顯示，4月30日當地時間12時，太陽能發電、風電、生物質發電、水電、儲能等可再生能源出力達到5573萬千瓦，占當時用電負荷(5820萬千瓦)的95.76%，相當于全德國用電基本上全部由可再生能源提供。

德國實現新能源的最大化消納，主要取決于靈活的電力現貨市場機制、強有力的電源調節能力、堅強的跨國輸電網絡和先進的新能源調度運行技術。

電力現貨市場的電價機制

德國建立了新能源市場競價和政府補貼相結合的市場化消納機制。電力市場實際是邊際成本的競爭，新能源由于其發電邊際成本低，在市場競爭中具有絕對優勢，新能源參與市場可以實現優先發電。由于風電、光伏發電功率一般只能天前預測，即當天預測次日的發電曲線，因此國外新能源發達國家通常采用日前、日內電力現貨市場消納新能源。新能源按照0電價參與競價(不足部分由政府補貼)，以保障優先上網。當新能源出力高時，電力市場的出清電價下降，甚至出現負電價，受電價影響，水電、火電、燃油燃氣發電等盡可能降低出力;當新能源出力低時，電力市場出清價大幅上漲，刺激各類靈活電源盡最大能力發出電力。

同樣以德國2017年4月25~30日為例，風電、光伏發電大發時電價降低，電力市場日前風電、光伏發電低出力時電價升高，日前市場最高出清電價發生在4月26日8:00，電價為0.053歐元(0.41元人民幣)/千瓦時，日前市場最低電價發生在4月30日14:00，電價為-0.075歐元(-0.57元人民幣)/千瓦時。由于新能源出力的不確定性，日內實時電價甚至低至-0.111歐元(-0.85元人民幣)/千瓦時，相當于發電場每發1千瓦時電，還需要向用戶支付0.85元人民幣。受日前、日內電力現貨市場價格機制刺激，德國常規電源均有非常大的意愿進行靈活性改造，以便在電價低時盡量減小出力，電價高時盡快增加出力。

雖然在新能源迅猛發展的同時，德國電力市場出清電價穩中有降，但終端銷售電價持續上漲。由于新能源發電的綜合成本高，發展新能源勢必帶來整體發電成本的上漲，最終體現在終端銷售電價中。德國銷售電價中可再生能源分攤費持續上漲，以居民電價為例，可再生能源分攤費從2004年的0.0051歐元(0.039元人民幣)/千瓦時上漲到2016年的0.06354歐元(0.486元人民幣)/千瓦時，占居民電價的比重達到21.2%，同時居民電價上漲了60%。

靈活的常規機組調節性能

德國靈活調節電源與新能源的比例并不是很高，但常規煤電調節能力極強。

以2017年4月25~30日為例，德國太陽能發電、風電出力大時，抽水蓄能、燃氣發電、褐煤發電、硬煤發電甚至核電均參與調節。其中4月30日燃氣發電最低壓至本周最高出力的18%，褐煤發電最低壓至本周最高出力的34%，核電最低壓至本周最高出力的63%，硬煤發電最低壓至本周最高出力的10%。

承擔調峰主力的硬煤發電在18個小時從1563萬千瓦降至514萬千瓦，又在1天后降至186萬千瓦。當5月2日風電出力減小后，硬煤發電在6個小時內由350萬千瓦增加至956萬千瓦。從4月28日硬煤出力1563萬千瓦，到4月30日最小出力176萬千瓦，再到5月3日出力重回1361萬千瓦，總時間僅為5天半。