Slučaj Njemačke zanimljiv je jer već sada odražava sve probleme s kojima se susreće zemlja koja do 2050. želi biti 80% obnovljiva.
Ta država trenutno ima gotovo 200 GW instalirane snage, od čega 51 GW u vjetru. Od 2013. do 2017. na mrežu je dodano 9,3 GW fleksibilnih elektrana, a u istom periodu s radom je prestalo 6,6 GW konvencionalnih elektrana. No, do 2022. trend se radikalno mijenja zbog očekivanog prestanka rada nuklearki (11 GW), i najavljivanih dekomisija konvencionalnih elektrana pa bi s mreže moglo nestati ukupno 24 GW fleksibilnih i baznih kapaciteta. To je četvrtina ukupno instaliranih kapaciteta! Do 2020. očekuje se izgradnja tek 1,8 GW konvencionalnih kapaciteta, što nije dovoljno. Njemačke vjetroelektrane na kopnu rade s 20% iskorištenih kapaciteta, a one na moru s više od 40%, ali u periodima bez sunca i vjetra (što je zadnji puta viđeno tijekom dva tjedna u prosincu 2016.) ta je zemlja oslonjena gotovo isključivo na konvencionalne elektrane kojih je sve manje. U takvim slučajevima, za koje Nijemci čak imaju i poseban izraz 'Dunkelflaute', Njemačka se i sada oslanja na uvoznu fleksibilnost, energiju proizvedenu u skandinavskim hidroelektranama ili iz alpske regije. Dva snažna visokonaponska dalekovoda koja vode 1000 km sa sjevera na jug zemlje bi trebala do 2024. riješiti dio problema s masovnom proizvodnjom iz vjetra. No, što je s fleksibilnošću?
Niske cijene na tržištu već nekoliko godina nisu poticaj energetskim kompanijama da grade nove kapacitete, a ta zemlja još nije riješila kako će plaćati konvencionalne kapacitete koji stoje u rezervi. U tim okolnostima teško je i očekivati gradnju fleksibilnih plinskih elektrana, dok je ugljen u sve težem položaju zbog sve strožih standarda emisija pa neće dugo trebati čekati da se i "ugljenare" krenu gasiti. Od zime 2018. operatori njemačke mreže trebaju kupiti 2 GW rezervnog kapaciteta van veleprodajnog tržišta, no EU ne gleda blagonaklono na njihovu odluku, smatrajući da je riječ o intervencionizmu. U svakom slučaju, struka se slaže da će Njemačka imati problem s tržištem kapaciteta zbog ogromnog cjenovnog pritiska koji konvencionalne elektrane baca s tržišta. To će pak utjecati na okolna tržišta, prije svega belgijsko i francusko, ali i na ostatak Europe jer tržišta su povezana.
Prošla zima, koju je obilježilo gašenje velikog broja francuskih nuklearki, šokirala je francusko tržište i pogurala je cijene na gore na susjednim tržištima. Ugašene plinske elektrane vratile su se u rad u Njemačkoj, a i na ugljenu se počelo bolje zarađivati. Prošla je zima dokazala koliko se tržišta oslanjaju na nuklearnu energiju pa sada i novi francuski predsjednik razmatra promijeniti rok za 2025. a smanjivanje ovisnosti o toj vrsti energije. Dapače, čak se razmatraju subvencije za nove nuklearke, uz istovremeni razvoj 17 GW kapaciteta u OIE, uglavnom u manjim projektima. Glavnina će biti poticana premijskim sustavom, manjim dijelom feed-inom i to za fotonapon. Zeleni energetski paket Europske unije, koji bi na snagu trebao stupiti 2019. uvodi promjene, a zanimljivo je da Vijeće energetskih regulatora (CEER) traži da se ukine prioritetan pristup mreži ne samo novim obnovljivcima, već i starim projektima. Tehnologije se trebaju moći pravedno natjecati na tržištu, to je nova mantra. Također, smatraju da treba izbjegavati net-metering, jer tako trošak mreže nije pravedno raspodijeljen između svih korisnika.
Što se iz tih trendova može izvući za budućnost? Na tržištu električne energije u narednim godinama očekuje se više volatilnosti i veće cijene. Put prema «više obnovljivaca» morat će ići paralelno s razvojem tržišta fleksibilnih usluga, koje će pružati konvencionalni ali i obnovljivi izvori. Nove tehnologije daju neke odgovore, ali cijela paradigma morat će se nastaviti mijenjati. Regulatori će morati aktivnije postupati, pogotovo kad je riječ o tržištu kapaciteta, jer se pokazuje da puštanje tržišnim zakonitostima da određuju sve, može voditi u nesigurnost opskrbe energijom. Optimalan balans neće biti lako postići.
