根据德国联邦网络管理局数据，德国2022年全年共消耗电力484.2TWh(4842亿度电)，同比下降4.0%，发电量506.8TWh（5068亿度电），同比增长0.4%，其中可再生能源发电占比48.3%，前值42.7%。2022年可再生能源发电厂的发电量为244 TWh，而2021年为226 TWh。可再生能源发电中，陆地和海上风电占25.9%，光伏占11.4%，生物质能占8.2%，水电及其他占2.8%。
2022年风能是德国最大的电力来源，陆上风电场发电量为98.7TWh（987亿度电），海上机发电量32.6TWh（326亿度电）。截至11月底，德国陆上风电装机容量为58.2GW，海上风电装机容量为8.1GW。太阳能发电量为57.7TWh（577亿度电），其中大约52.6 TWh（526亿度电）的光伏发电输出被输送到公共电网，5TWh（50亿度电）被自用。
常规能源中，相比天然气主要依靠进口，德国煤电对国外的依赖程度较低。德国约60%的燃煤发电来自褐煤，褐煤需求可由国内生产；40%来自硬煤，主要来自进口。受俄乌冲突引发的能源危机影响，燃煤发电量连续第三年增长。褐煤发电厂向电网提供107 TWh（1070亿度电），硬煤贡献了56 TWh（560亿度电）。
为什么德国可再生能源比例高，却没有出现大范围的缺电现象？
首先德国和中国的用电量、发电量不是一个数量级的。
根据中电联数据，2022年我国发电量8.4万亿度电，用电量8.6万亿度电。根据国家能源局数据，2022年我国风力+光伏发电1.19万亿度。我国全年用电量大概等于18个德国，风+光发电量大概等于6.3个德国。同样是缺1%的电，我国和德国完全是两个数量级。
其次是德国现货市场要比中国更加完善。
现货市场最直接的体现是德国火电厂的灵活性，根据不同时段的现货价格，或电池对市场上的实时价格信号做出不同反应，简单来说就是电价够高，足够覆盖掉火电调节功率的成本。在风、光发电旺盛的时候，火电厂减少甚至关停生产。在风光发电不足时，火电厂加大运作功率，迅速实现交接。波动性大的风电光伏必须变得更加像一个基础负荷电厂，火电厂摒弃掉以往稳定功率运行的状态，要变得更加灵活，风光和火电两者职责调换。
根据国泰君安证券研究，2021年德国平均零售电价为0.32欧元/千瓦时，仅次于丹麦为欧洲第二高零售电价。较高的电价以及市场化定价机制进一步鼓励灵活性电源参与电能量市场，获得调峰收益。德国以市场化手段，推动电力系统全周期参与调频，电源侧以及用户侧均可参与并提供辅助服务。输电运营商通过招标的方式采购辅助服务或者在合同中约束电源侧提供强制性辅助服务。
火电也是德国目前最主要的的电力现货交易市场以及调频辅助服务市场参与者，可以提供调峰资源以及调频备用服务。德国目前的新建的无烟煤发电厂最低负荷已达到25%，未来经改造后最低负荷可进一步降低至20%，技术优势领先。而火电厂最低负荷越低、启动时间越短、爬坡率越高，则表明灵活性越强。
另外，火电调节成本必须由终端用户承担而不是由火电厂承担。批发与零售电价均包含供电费以及电网服务费，德国火电厂通过电力市场交易在弥补提供灵活性措施而提升的运维成本的基础上，也可以获得收益，改造意愿充足。
现在国内存在火电承担调节成本，但是并没有在电价上得到回报，导致火电调峰积极性不高的问题。脏活累活火电干，但是付出和回报不对等。这个问题的解决需要国内进一步推动电力现货市场建设。中国在电力现货市场上也开始了一定的尝试。2017年，山东、山西、蒙西、甘肃、四川、浙江、福建、广东8地区开始首批电力现货市场交易试点。2020年，上海、江苏、安徽辽宁、河南、湖北6省份开始第二批电力现货市场交易试点。2022年1月，国家发改委和国家能源局也明确提出：到2025年初步建成全国同一电力市场体系；到2030年全国统一电力市场体系基本建成。
另外德国充分受益于欧洲电网互联。
德国位于欧洲大陆的中心，与周围许多国家，尤其是法国、荷兰、丹麦和捷克的电网联系非常紧密。电网互联为德国解决了10%左右的电力负荷。德国与邻国之间的这些跨国输电线路扩大了德国新能源发电的平衡区域，有利支撑了德国电力系统运行。在德国风电、光伏等新能源发电出力大发，与常规电源发电出力超过德国用电负荷时，这些跨国输电线路可以将德国自己无法消纳的多余电力出口到邻国。在德国新能源发电受天气等因素影响出力较小，加上常规电源出力还尚不能满足德国用电需求时，这些跨国输电线路又可以将邻国电力输送给德国。
电网配置还不够灵活也是目前国内面临的重要问题。2022年四川夏季电力短缺使得该问题更加凸显。2022年夏天受干旱少雨、来水少、水力发电不足+高温天气下用电需求旺盛影响，四川电力供应面临严峻考验。用电难的同时在西电东送的大背景下，四川仍需要向东部省份输送固定份额的水电。四川省内向家坝、洛溪渡、锦屏等梯级大型水电站，均由国家统筹安排开发和消纳。其电量在全国范围内统筹分配，省内、省外有固定的分配比例，并不是四川优先消纳、多余电量才外送。虽然缺电，但四川水电外送仍需履约，除非接收省份同意，否则不可因省内缺电不送或者少送。省与省之间是要用协议说话的，四川向外供应的电要有一个固定额度，如果今年四川缺电了立马减少东送的电力，东部省份缺的电怎么办呢？所以哪怕四川再难，也要硬着头皮把东部保障好。2021年四川省发电量为4530.33亿千瓦时，本省电力消费量为3275亿千瓦时，全口径水电外送电量为1368亿千瓦时，近三分之一。
目前四川向江浙沪方向输送电力的主要特高压工程有六条：向家坝—上海±800千伏特高压直流工程、锦屏—苏南±800千伏特高压直流工程、溪洛渡左岸—浙江金华±800千伏特高压直流工程、白鹤滩—江苏±800千伏特高压直流工程、白鹤滩—浙江±800千伏特高压直流输电工程、雅中—江西特高压。这些特高压工程都是我国“西电东输”的重要组成部分。可以说四川为全国的用电做出了极大的贡献。
而四川的大部分高压线路设计成只向一个方向输送，在高压直流输电线路中只有500kV的德阳-宝鸡交流输电项目可以实现双向输电。然而这条线路是为季节性的调整设计的。夏秋季，四川电网向西北电网输送富余水电；春冬季，西北电网向四川电网输送新能源和部分火电，以此实现两地资源“丰枯互济”。但这样的双向输电通道少之又少。过去多年四川一直是以送出为主，本身送入的空间不大，不是说有电网就能送电进去。当时国家电网已在最大限度跨省调度电力支援四川，陕西、甘肃的输电通道已是满功率运行。但是除此之外，特别是东部省份的电很难输入四川。这暴露出我国省际之间（成渝地区与周边地区还没有建立坚强的互补互济的电网，特别是与西北地区）电网布局还不够充分的情况。2019年国际能源署的研究也发行，省际调用比专用调峰电厂更有效，高效的电力现货市场和双向的省际交易是成本最低、效率最高的灵活性解决方案。
最后储能发挥了一些些的作用。
储能按照应用领域不同可以分为表前储能、表后储能和便携储能。其中表前储能指的是电源侧储能与电网侧储能，属于电力工程投资。表后储能则主要用于工商业与户用场景，多是以自发自用为主，一般与光伏相结合，可以实现白天多余电力充电、晚上放电，户用储能系统目前呈现出比较明显的家用电器化特征。便携储能就像一个大的充电宝，主要应用于户外旅行和应急备灾。
与建设在表前相比，通过储能优化布局，表后储能能够最快响应终端需求并使得整个系统成本最小化。但是在我国，储能建设以表前储能为主。根据国家电网数据，我国88%的储能为表前储能，其中33%在电网侧，55%在电源侧，只有12%储能建设在负荷端。
为什么会出现这种情况？
在德国，政府较为鼓励户用储能发展，表后储能的安装非常火爆，其应用每年都在增长。德国储能市场大部分是家用，2021年德国新增14.5万台家用储能系统，总量达到45万台（3.5GWh）。预计随着俄乌冲突对能源供应的冲击，2022年总安装量有可能达到5GWh。工商业和大型公共场所的储能规模也在增加，但是规模相对较小，预计在0.75GWh左右。而在国内，因为安全问题的原因，户用储能受到高度限制。包括在工业厂房、园区都不太鼓励安装电化学储能。
此外，近些年风电光伏电站按容量以某一比例配比储能成为开发电站先决条件。全国目前已有21个省份要求在风或光建设时必须配套储能且很多省份的强制配储有愈演愈烈的趋势。但是在储能的商业模式尚未完善的前提下，强制配储为光伏电站开发带来了巨大的经济负担，这实际上是对这些新项目征收附加税费，并将能源灵活性的成本完全分摊到开发上而不是终端用户上。以10%/2h为例，100MW光伏项目按4元/W来算，就是4亿元。10%/2h对应20MWh=2万度储能，按磷酸铁锂储能电池0.7元/KWh，储能系统1.4元/KWh，2万度电储能成本就是2800万元，对应项目增加成本0.28元/W。
总而言之，随着我国新能源发电量占比不断升高，新能源发电的不确定性和波动性将对局部电网造成越来越大的冲击。德国在电力现货市场、灵活性电源改造和储能方面的经验给出了一条潜在的发展路径。但是考虑到我国的用电体量，可能需要有进一步的智能化创新和需求侧改革才能支撑有朝一日全国新能源发电占比超过50%，甚至80%。