讓我們先來通過2008年的實際數據，來大致了解哈爾茨地區(qū)的電力供需情況（資料3）。地區(qū)內的電力消費量為1300吉瓦時（1吉為10億），占德國整體的0.2%。發(fā)電容量為191兆瓦（1兆為100萬）。發(fā)電量為467吉瓦時，其中，水力占5%，風力占67%，太陽能占2%，生物燃氣占7%，生物質占2%，天然氣熱電聯(lián)產占18%。除以地區(qū)內的消費量1300吉瓦時，推定自給率為36%，其中30%是可再生能源。但是，在這樣的情況下，風力及太陽能發(fā)電輸出功率的變化仍然會造成過?；蚴嵌倘薄Ｒ?5分鐘為單位進行估算，從地區(qū)外輸入電力的比例為65%，向地區(qū)外輸出的比例為2%。
RegModHarz項目進行模擬的對象是2008年實際數據、2020年方案以及100%可再生能源方案，其中，風力和太陽能的輸出功率將大幅增加。風力將按照151兆瓦→248兆瓦→630兆瓦，太陽能將按照10兆瓦→90兆瓦→708兆瓦的速度擴大。隨著兩種發(fā)電方式的比例增加，發(fā)電量的變化隨之增大，輸入輸出的規(guī)模也會擴大。而且，在不同的季節(jié)和時段，發(fā)電量會發(fā)生變化，電力價格也會發(fā)生變化。二者的權重越大，生物質這種靈活電源就愈發(fā)重要。
　　在電力交易市場上直接買賣可再生能源發(fā)電
　　對于生物質發(fā)電，德國采取了怎樣的引導措施？其關鍵詞是與市場直接交易（DirectMarketing）。
德國政府于2009年1月修改固定價格收購制度（FIT：FeedinTariff），使可再生能源發(fā)電可直接在電力交易市場上銷售。按照固定價格收購制度的規(guī)定，輸配電企業(yè)要在20年的時間里，以固定的優(yōu)惠價格收購可再生能源發(fā)電，但隨著制度的修改，發(fā)電方也可選擇直接向市場銷售。但是，因為市場價格一般低于收購價格，所以市場銷售不受青睞。
　　2012年1月，德國實行“市場溢價”，給直接市場交易提供了機會。這是在市場價格低于收購價格時補齊差價的制度。協(xié)議以月為單位簽訂，國家按月均市場價格減去固定價格的差額給予補償。如果在高價位時段銷售的電量多，利潤也會相應增加。
　　直接交易需要企業(yè)提供銷量與銷售時間的預期，偏離預期需支付違約金。為了彌補風險，國家將向企業(yè)支付“管理溢價”。隨著預測精度的提高，溢價逐漸縮小。并且，對于生物燃氣發(fā)電，由于要按照供需調整輸出，運轉會受到限制，因此為了彌補損失，國家將向企業(yè)支付“彈性溢價”。
生物質與火力發(fā)電一樣使用燃料，輸出功率有望保持穩(wěn)定。能夠按照預定進行輸出和供電，可以較高的市場價格出售。通過推測次日市場的價格和自身的發(fā)電容量，精確上報利潤最高的時間和銷量。因此，能夠享受較高的市場溢價，以及各種溢價。
　　此次制度修訂雖然也給風力等變動電源帶來了相應的好處，但生物質得到的實惠最大，成為了一大投資誘因。因為人們可以作出判斷，靈活的可再生能源發(fā)電具有相當高的價值。在政策支持下，生物質更容易得到融資，這也起到了刺激追加投資的作用。
　　生物質直接交易的期待與課題
　　生物質雖然得到了制度的力挺，但課題也不少。推行直接交易后，越來越多的生物質發(fā)電企業(yè)開始采取在市場行情高的時候發(fā)電并銷售，在行情低的時候停止發(fā)電的方式。作為現(xiàn)場電源，生物質通過包括供熱在內的熱電聯(lián)產（CHP）系統(tǒng)，利用效率會大幅提升。但電力市場的價格走向與地區(qū)的熱需求未必一致。