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，新能源的發展必是與電網建設相匹配，此外市場機制在德國新能源的消納上也發揮了不可替代的作用。

　　眾所周知，在歐洲能源交易所中的“優先排序原則”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，光伏等發電受氣候與天氣影響較大，在一天內可能波動幅度巨大，其不穩定性與不可靠性是造成其無法大規模消納的重要因素。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電功率曲線與用電負荷曲線，那么就可以根據預測曲線提前安排火電等傳統化石能源發電廠的發電計劃，以達到最大幅度消納新能源的目的。

　　目前國內可再生能源發電特別是對風力發電的預測尚處于起步階段，對風力發電的錯誤估計，往往導致大規模棄風。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，得益于各個輸網公司對其控制區域內風電相對精確的預測。

　　右圖為德國四大輸網公司之一AmprionGmbH，對其所負責區域1月17日子夜至凌晨3時風力發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域中，由相應的輸網公司負責維持電網穩定。廠網分離之后輸電公司必須向調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，三次調頻能量可以按需拍賣，其中除一次調頻由于無法計量而按功率收取費用外，其余兩種調頻皆按功率與電量進行二元計費。由輸網公司向相應的調節商支付。同時由于德國存在四大輸電網區，各個輸電區域之間也會在進行一些平衡。

　　同時，每個大輸電區又由許多平衡基團組成，每個區域100個到200個不等。平衡基團是德國電網調節中虛擬的基本單元，在此單元中，所有的終端用戶消耗電量、產電商發電量以及輸入輸出電量必須達到平衡。單元內發電量，耗電量，流入流出電量都由平衡基團責任方負責預測與經營，并且受到區域輸電網公司的管理。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電廠，也可以是負責給一片小區供電的能源公司。平衡基團責任方必須每天預測自身區域內流入與流出的電量，并制成計劃上交給輸網公司，而輸網公司會根據這些表格在內部平衡之后做出全區域的計劃。

　　每當實際流入流出平衡基團的電量與計劃表發生偏差，平衡基團責任方就必須向其所在輸電區域的輸電公司購買平衡電力，而價格由輸電公司在二次調頻與三次調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。同時輸網公司的盈利也一定程度上與之相關，當大輸電區的整體偏差較大時，會使輸網公司在一次調頻上的投入增大，對于這一部分支出，輸網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，精準預測負荷與發電量，尤其是不穩定的新能源的發電功率，成為輸網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年補貼上網電價不變，這在當初可再生能源發電，特別是光伏發電，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的發展，包括咨詢、設計、安裝、維護等，推動了光伏等組件的量產。高額并且20年穩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節上升，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，可再生能源發電已經達到德國發電總量的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的負電價顯現出來。2011年EPEX現貨市場上負電價出現了3次，而到了2012年負電價出現了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。市場化交易獎金發放和結算機制與原來固定上網電價相同，由電網企業計量、發放，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。

　　首先，鼓勵可再生能源發電適應供求關系。當發電商在市場上賣電的交易價格高于當月市場交易平均時，所獲總收益高于固定上網電價，反之，當發電商在市場上賣電的交易價格低于當月市場交易平均價時，所獲總收益低于固定上網電價。這就激勵了發電商在供小于求、電價較高的時候多發電，甚至發電商會為光伏安裝儲能設備，從而主動使清潔能源的發電以需求為導向。

　　其次，鼓勵可再生能源發電商進行精準預測。管理獎金是用來彌補發電商進入交易市場，培養相應人才，預測、交易、結算等的管理成本。其中大部分增加的管理成本來自于可再生能源的預測。為了在交易市場上賣出最好的價格，發電商會主動對可再生能源發電進行更精準的預測。由于光伏、風電的預測工作比水電、生物質等難度和成本要大，因此光伏、太陽能發電市場化交易的管理獎金要高于其他可再生能源，最高比例在剛推出可再生能源市場化交易的2012年，風電、光伏管理獎金為1.2歐分/度電，而水電、生物質等的管理獎金為0.3歐分/度電。

　　再次，鼓勵可再生能源發電遠程監測調控裝置的安裝。在固定上網電價時期，可再生能源發電設備幾乎沒有加裝遠程測控裝置，其發電量無法進行調節。進入市場化交易后，發電商有了動力為發電設備加裝調控裝置。而這些調控裝置不僅使得發電更加以需求為導向，更為可再生能源發電參加調峰調頻奠定了基礎。

　　接下來，降低可再生能源分攤費。由于開展了市場化交易后可再生能源的發電以需求為導向，從總量上來說可再生能源發電在交易市場上獲得了更高的售電價格，從而減少了最終會施加到可再生能源分攤費中的補貼。如2012年新建的光伏發電設備的平均固定上網電價為21.7歐分/度電，平均市場化交易獎金僅為15.1歐分/度電。

　　最后，促進了集成商的形成。并非所有的可再生能源發電商在規模上或者人力上都能夠進入電力市場交易，因此小型的發電商會將其發電委托給集成商代理在市場上的售電。這些集成商也會以專業的預測和交易服務一方面能將分散的可再生能源發電打包起來在交易市場上交易降低風險，另一方面與需求側資源聯合起來形成虛擬電廠自我平衡。根據弗朗霍夫研究所的調研，一些集成商在2013年對于風電、光伏的預測質量已經能與輸電網運營商媲美。

　　此外，德國可再生能源市場化交易的推出是逐步有序的。2012年起鼓勵可再生能源發電商自愿在固定上網電價和市場化交易中二選一；2014年1月起，裝機大于750kW的新裝生物氣發電設備必須市場化交易；8月起，所有裝機在