2017年8月19-20日，由于恰逢周末和暑期，德国的高比例可再生能源的需求量大大减少，周末午间出现长达5小时的负电价，并且这样的负电价未受到《可再生能源法》约束。
本周六，欧洲电力交易市场的德国日前电价低于0EUR/MWh成交，最低交易价格-4EUR/MWh。在周日，由于电量需求达到最低，电价甚至低至-14.4EUR/MWh。
图一：德国、法国日前电价走势图，来源：EPEX Spot SE
虽然法国周六保持正电价，但周日也出现了负电价。根据欧洲电力传输网络系统运营商公布的数据，太阳能发电功率在周六超过18GW，风力发电功率超过19GW，这两种新能源发电量可以满足65%的电力需求。同时，传统可调控的电厂发电量大幅减少，无烟煤发电厂周五晚上发功率近2GW，在周六早上发电功率下跌至仅几百MW。而褐煤发电厂在周六下午的发电功率由15.6GW减少至8GW，直至周六傍晚发电功率才再次增加。
核能在周日的发电功率也相应减少了近1GW左右——相当于近一个核电厂的发电功率（相当比周六的最高发电功率减少近10%），抽水蓄能电站发电功率约4GW，生物能发电功率几乎没有变化（仅减少2%），径流式水电站减少6%，废物能源发电减少3%。
图二展示了德国周六至周日电力供给侧与需求侧的变化趋势。
图二：德国电力供应及消费曲线，来源：ENTSO-E Transparency
周日，太阳能发电功率的峰值是1.5GW，风力发电功率的峰值是3GW，低于往常水平。此外，电量需求也在下降，最高需求量6.3GW左右，也低于周六的需求量。
很多发电厂的产能减少是导致周六出现的负电价格比周日多的原因，例如，核能减产至2.3GW，相当于两个核电厂的产量；以及褐煤发电厂发电量低于往日的均值产量。
德国在本周六日连续向其他国家提供电力输出达12GW，图3是德国进出口总量的趋势（负电价代表出口）。为了满足欧洲各国发用电平衡，跨境电力的物理传输是真实在发生的。
图三：德国电力进出口平衡走势图，来源：ENTSO-E Transparency，物理潮流
注释：
电力生产、电量需求和潮流传输的价格是实时波动的，而现货交易市场显示的是基于日前预测的价格，因为系统平衡以及不确定的实时市场，无法单独用电力系统数据解释和说明日前价格。
来自欧洲电力传输网络系统运营商的德国数据并不完整，与其他发电资源类型相比无烟煤发电厂和天然气发电厂的数据仅仅覆盖了全部机组的小部分。