背景
德国是个不大的国家（比京津冀略大，人口少一些），在泛欧洲电网中处于居中的位置，属于一个定价区，而传统上具有四个电网运营商（TSO），目前也越来越像一个系统平衡区。理论上讲，一个定价区内部，必须具有足够的传输容量，不能存在网络阻塞，以及突破其他安全约束（比如N-1）。这一足够的传输容量，在实际中往往是很难满足的（有时也没有必要为了一时的阻塞而扩建容量，这其中需要成本效益分析）。系统面临的情况日益复杂，特别是可再生能源的增多。
问题
具体而言，德国北部具有大量的近海与陆上风电，并且依托港口直接进口煤炭，分布有较多的煤电厂，特别是廉价的褐煤电厂。相比而言，德国南部的天然气发电、核电与煤电（需要内河长途运输成本）的成本就显得高昂了（CO2价格过低是原因之一）。这种情况下，即使物理上南部并不缺少电力装机，但是在最小成本调度、整个德国是一个价格体系之下，传输容量的限制情况下，负荷与供应地区不平衡的情况仍旧是大量存在的。
在负荷较低，而北部风电大发的情况下，市场竞价形成的电力潮流毫无疑问将意味着风电大量的灌入南部地区，发用电安排出现了越来越多的物理调度不可行的情况。系统需要额外的再调度(re-dispatch)，而对应的成本越来越高。
前景
未来，随着南部的核电继续退出，北部海上风电与煤电的建设，这种情况将更加突出。是否将电力竞价区域分割为南北两个区域，成为一个讨论的热点。因为其他的解决方案，比如扩大南北电网传输容量，建设备用电厂，都可能成本高昂，并遭到了本地居民的强烈反对，短期内完全不可能。
可能的影响
但是，分割为2个区域，除了意味着大量的电力调度、监管、实践等需要重新适应之外，特别将意味着有部分电力用户可能要承受比统一区域更高的价格（实际上现在享受着平摊的再调度成本补贴），比如南部地区用户。这其中涉及到的历史路径依赖、公平性问题，也是一个讨论的焦点。
启示
未来，我国的可再生能源将越来越多，而面临的系统约束也会越来越多。基于成本效益分析的基本方法，去衡量包括扩大电网传输容量、分区定价、特别平衡手段（比如需求侧管理）在内的诸多手段，是一个努力的方向，将是对“何为资源优化配置”的具体化表达。
