上周末，德国民众首次享受用电还能“赚钱”的“尊享待遇”，而这都要仰仗本年度德国风电发电量的大幅上涨和成本价格的相应走低。
根据德国风能协会的预计，10月29日国风能发电量在当地时间上午7点达到峰值供电量39190兆瓦，超越今年3月18日创下的38370兆瓦记录，达到历史新高。
全国供电量大于实际需求的情况，导致上周末德国用电价格从10月上中旬的30欧元/兆瓦时，落至0欧元/兆瓦时以下。德国过去曾出现过日内特定时段电价为负的情况，但这是首次全天平均用电价格为负。
风电装机容量占全国三分之一 峰值可满足半个德国的用电需求
这样巨大的风力发电量相当于约40座核电站的发电总量，可以满足逾50%的德国全国用电需求。
由于缺乏妥善的大规模电力储存手段，当风力发电处于峰值时，德国电力供应商在满足人们的用电需求的同时，很难让电力供应保持相应的平衡。用电价格为负意味着电力供应商必须关闭发电站以减少供电，或向用户“倒贴钱”，鼓励其加大在电网上的用电量。
截至今年6月，德国的在岸风电场已经占到了德国全国装机容量的三分之一，而根据德国风能协会的预计，今年新装机风电容量还将攀升9%。
德国在岸风电场占据的国土面积大约为2%
欧洲新能源负电价是怎么形成的？
传统的电源边际成本主要是燃料成本，可再生能源发电的燃料成本却为零，其边际成本也接近零，因此在完全市场竞价的机制下是最优先上网的电源。
其他电源边际成本从低到高依次为核电、煤电、气电，这也是各类电源竞价上网顺序。如果可再生能源能够满足或超过用电负荷，而系统中又出现大量瓶颈，电力市场将出现零电价或负电价。
引入这一机制是欧洲电力市场发展的一个趋势，2007~2012年，诸多欧洲国家的电力市场规则中允许出现负电价，包括加入欧洲电力日前交易市场EPEX的四个国家(法国、德国、奥地利、瑞士)以及北欧、比利时和荷兰，其他电力市场仍不允许批发电价跌至零以下。
为解决风电和光伏上网 我国也在建立电力现货市场
近年来，新能源装机在中国快速增长，2015年，在直购和发电权交易等政策已有所实施的情况下，中国的新能源企业将区域标杆电价全部让出，发出零电价信号，仅得国家补贴，为了获得部分发电权。这与当年欧洲的负电价的意义不同，欧洲的负电价/零电价为日前市场，作为市场定价，是发电设备商的被动行为；而中国的零电价是发生在中长期交易中，是发电设备商的主动行为。
今年8月28日，国家发改委下发特急文件《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，确定了南方（以广东起步）、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区作为第一批试点，要求加快组织推动电力现货市场建设工作。在2018年底前启动电力现货市场试运行。
“目前弃风、弃光、弃水比较严重，尤其是风电和光伏，随机波动性大，在没有电力现货市场、只有中长期合约交易市场的情况下，这些新能源电力很难进入市场体现价值。”
“有了现货市场后，因为是实时的市场，风电和光伏可以在市场中按边际成本进行报价，体现它们的价值。同时，为风光调峰的传统能源，其价值也能通过现货市场体现出来。”
