2017年4月30日，德国创下本国利用可再生能源新纪录——当天有85%的电力消费来自包括风电、太阳能发电、生物质能发电和水电等在内的可再生能源。记录显示，4月30日当地时间12时，太阳能发电、风电、生物质发电、水电、储能等可再生能源出力达到5573万千瓦，占当时用电负荷(5820万千瓦)的95.76%，相当于全德国用电基本上全部由可再生能源提供。
德国实现新能源的最大化消纳，主要取决于灵活的电力现货市场机制、强有力的电源调节能力、坚强的跨国输电网络和先进的新能源调度运行技术。
电力现货市场的电价机制
德国建立了新能源市场竞价和政府补贴相结合的市场化消纳机制。电力市场实际是边际成本的竞争，新能源由于其发电边际成本低，在市场竞争中具有绝对优势，新能源参与市场可以实现优先发电。由于风电、光伏发电功率一般只能天前预测，即当天预测次日的发电曲线，因此国外新能源发达国家通常采用日前、日内电力现货市场消纳新能源。新能源按照0电价参与竞价(不足部分由政府补贴)，以保障优先上网。当新能源出力高时，电力市场的出清电价下降，甚至出现负电价，受电价影响，水电、火电、燃油燃气发电等尽可能降低出力;当新能源出力低时，电力市场出清价大幅上涨，刺激各类灵活电源尽最大能力发出电力。
同样以德国2017年4月25~30日为例，风电、光伏发电大发时电价降低，电力市场日前风电、光伏发电低出力时电价升高，日前市场最高出清电价发生在4月26日8:00，电价为0.053欧元(0.41元人民币)/千瓦时，日前市场最低电价发生在4月30日14:00，电价为-0.075欧元(-0.57元人民币)/千瓦时。由于新能源出力的不确定性，日内实时电价甚至低至-0.111欧元(-0.85元人民币)/千瓦时，相当于发电场每发1千瓦时电，还需要向用户支付0.85元人民币。受日前、日内电力现货市场价格机制刺激，德国常规电源均有非常大的意愿进行灵活性改造，以便在电价低时尽量减小出力，电价高时尽快增加出力。
虽然在新能源迅猛发展的同时，德国电力市场出清电价稳中有降，但终端销售电价持续上涨。由于新能源发电的综合成本高，发展新能源势必带来整体发电成本的上涨，最终体现在终端销售电价中。德国销售电价中可再生能源分摊费持续上涨，以居民电价为例，可再生能源分摊费从2004年的0.0051欧元(0.039元人民币)/千瓦时上涨到2016年的0.06354欧元(0.486元人民币)/千瓦时，占居民电价的比重达到21.2%，同时居民电价上涨了60%。
灵活的常规机组调节性能
德国灵活调节电源与新能源的比例并不是很高，但常规煤电调节能力极强。
以2017年4月25~30日为例，德国太阳能发电、风电出力大时，抽水蓄能、燃气发电、褐煤发电、硬煤发电甚至核电均参与调节。其中4月30日燃气发电最低压至本周最高出力的18%，褐煤发电最低压至本周最高出力的34%，核电最低压至本周最高出力的63%，硬煤发电最低压至本周最高出力的10%。
承担调峰主力的硬煤发电在18个小时从1563万千瓦降至514万千瓦，又在1天后降至186万千瓦。当5月2日风电出力减小后，硬煤发电在6个小时内由350万千瓦增加至956万千瓦。从4月28日硬煤出力1563万千瓦，到4月30日最小出力176万千瓦，再到5月3日出力重回1361万千瓦，总时间仅为5天半。
