2000年《可再生能源法》颁布，德国能源转型正式启动，它对不同可再生能源发电的补贴费用及年限给出了明细化规定，并确立了未来可再生能源电力供给的目标。此时德国光伏度电成本高昂，约为5.5元人民币，但高额补贴激励光伏迅速发展。2010年联邦经济能源部颁布《面向2050年能源规划纲要》明确到2050年可再生能源发电占比达80%的目标，全面推进能源转型战略。

　　德国能源转型成效卓著，2015年德国年发电总量达648太瓦时，可再生能源发电194太瓦时，占发电总比重的30%。其中尤以风光发电为主，分别占比13.3%与6%。

　　德国可再生能源的迅速增长与其电力市场建设密不可分。1998年启动的德国电力体制改革旨在放开电力市场。最显著的变化是改变了九家大企业垄断发输配售的局面，实现了电力生产与输配环节的全面拆分，配电公司也在法律上独立。现在，德国已形成了基于现货、期货、远期及平衡能源市场的较成熟的电力市场体系。改革后形成的输配网系统运营商及多个自由电力生产商、经销商之间通过平衡基团管理、电力交易所或场外交易进行着相互间的联系。

　　两个案例有力证明了德国电力市场的有效性。第一个案例是2014年6月9日中午，光伏发电功率占比超过50%(图三a)。那是一个公共假日，需求负荷低，光照良好,当天中午的光伏发电占比创了记录。当日电力出口达到高峰，现货拍卖价格也有所下降(图三b)，基于9日的情况，远期市场价格也有所下降。

　　第二个典型案例是2015年3月20日的“日食危机”。德国的光伏装机量达38吉瓦，超过总发电装机容量的20%。日全食将使德国骤然失去约70%的光伏电力，日食结束时，大量光伏电力又将瞬时涌入，对电网造成巨大冲击。为应对日全食，电网系统运营商在平衡能源市场通过拍卖分别额外购得正负平衡能源3.8吉瓦和2.75吉瓦，平衡能源储备总共为日食前的1.5倍，同时市场参与者依据提前预测作出规模巨大的需求响应。“日食危机”安然度过，检验了欧洲电力系统适应波动性可再生能源的能力，也验证了德国电力市场的成功。

　　总体而言，已有的“电力市场1.0”体现出市场机制下的公平竞争，资源的优化配置，有效接纳了快速增长的光伏和风电。

　　由于政策已制订了未来可再生能源发电高比例增长的目标，而目前市场上低边际成本的风电光伏又能优先并网发电，剩余需求负荷(residualload)于是成为影响电力市场设计的一个重要概念。它指除去风光发电外、剩余发电组合所需承担的电力需求量。图四分别给出了冬夏季可再生能源发电量与剩余需求负荷间的普遍关系，夏季风光发电多，需求总量较小，剩余需求负荷小;冬季反之。未来还可能出现两种极端情况：1.最大剩余需求负荷：用电需求高，同时几乎不产生风能和太阳能，这可能发生在一个寒冷无风的冬夜;2.最小剩余需求负荷：电力需求低，但同时产生大量风能和太阳能发电，这可能发生在有风和/或阳光明媚的周末或节假日。

　　图五给出了来自弗劳恩霍夫研究所就可再生能源发电比与极端剩余需求负荷关系的描述。图中蓝色曲线为2025年可再生能源发电占比25%的情况下的剩余负荷。图中红色曲线为2035年可再生能源发电占发电总量60%情况下的剩余负荷，显然，剩余需求负荷总体不断减少，传统电站所需承担的发电任务将越来越小。2035年极端最小剩余需求负荷有可能达到负25吉瓦，这意味着在某些时刻，可再生能源发电不仅会全面覆盖用电所需还将出现大量盈余。这种情况下，仅靠出口富余电力不足以解决消纳问题。未来如何更好地应对可再生能源波动，这对电力市场提出更高要求。

　　德国能源转型继续推进，计划到2025年使其电力需求的40%-45%由可再生能源发电承担，到2035年这一比例将提高到55%-60%。针对未来绿色能源结构全面实现的情况，进阶版的电力市场2.0设计被提上日程。

　　2015年7月德国联邦经济能源部颁布修订后的《电力市场白皮书》，最终明确了德国对电力市场2.0的设立。电力市场2.0有两项基本功能，之一是确保容量储备充足，之二是实行电力的市场化消纳。电力市场2.0引入容量储备与平衡能源一同应对风光等可再生能源的波动，同时明确了对容量市场的摒弃，相应的《电力市场法》及《储备容量规定》预计将于2016年春相继出台。

　　在高比例接纳可再生能源的核心任务下，2.0市场的创新更多体现在三大构成模块中，分别是1)更强的市场机制建设;2)更灵活高效的电力供给体系;3)更高的电力保障能力。

　　一、更强的市场机制建设。在公平竞争的背景下，价格信号继续加强。自由的电价形成机制还由《电力市场法》的系列规定保障。如图六所示，未来在以风光为主的可再生能源大规模接入电网时，电价的波动规律亦将改变。受联邦经济能源部委托，相关能源技术公司对电价与可再生能源关系作出如下模拟：图中曲线分别反映了在大规模利用太阳能发电前(图左2002/2006/2010年)与后(图右2015/2023/2030年)，日内每小时电价与日平均电价(baseprice)的百分比。

　　在传统能源结构下，用电高峰使峰值电价总是出现在每日10：00到14：00点之间，可达日平均电价的1.2至2倍。随着越来越多风能与太阳能的投入，传统化石能源逐渐退出发电市场，电价波动更为频繁剧烈。模拟结果显示，午间时段10：00到14：00间的用电高峰恰也是未来太阳能发电高峰，随着光伏的规模不断扩大，中午的电力供需矛盾将明显缓解，这一时段的峰值电价曲线趋于平缓。傍晚时分太阳能发电大幅减弱直至为零，此时生活用能趋高，而传统化石能源发电规模已经削减，傍晚将出现全天的峰值电价。日内电价峰值将由过去的双峰变为未来的单峰。到2030年日峰值电价最多可达平均电价的2.5倍以上，同时夜间01：00到06：00点的谷期电价也有抬升：2002和2006年的最低谷期电价仅为日平均电价的二分之一，而从2015年起这一数字将提高到0.7左右。这样的价格信息反映了绿色能源结构对未来电力市场的影响。纵向相比图右2023年傍晚的峰谷价与日平均电价相比分别为2.6与0.7，大约是4倍。而到2030年，峰谷价差明显缩小，这恰是2.0市场、需求侧管理、储能等多项因素发挥作用的结果。

　　二、更灵活高效的电力供给体系。一个重要的举措是德国将与周边邻国继续推进欧洲电力市场一体化建设。此外，联邦网络管理局还将：1、使来自可再生能源和储能的电力及灵活用户更容易地参与平衡能源市场;2、制定更科学的目标模型以重整过网费、分摊款项及各项价格成分;3、引入需求侧管理;4、针对大用户给予特殊过网费。在交易层面，欧洲能源交易所(EEX)就灵活高效性也将作出创新：目前电力实时交易最近可截至输电前45分钟，现货交易所(EPEXSPOT)计划继续压缩这一时间差。

　　三、更高的电力保障能力。作为容量储备的电站将不参与电力市场交易与竞争，不对自由形成的市场电价作出影响。容量储备只有在电力交易