在日前市场中，可再生能源具价格优势并处于主宰地位。从日前市场的交易价格和发电厂的运行情况可以发现可再生能源的大量供应导致传统发电站正在被慢慢替代。根据市场出清曲线的短期边际成本1 可以看出燃气电厂和/或燃煤电厂应该逐渐缩减或者关停。
以第25周（2017年6月19日至25日）的数据来作为参考数据分析，在前半周太阳能发电功率远高于风力发电功率，但是在下半周风力发电功率明显提高了(如图一所示)。合计最高发电功率达到了42GW，而最低发电功率只有1GW。
图1: 风力和太阳能发电在第25周的发电情况 （资料来源 : www.energy-charts.de )
由于天然气价格正处于低位而相比下煤炭价格处于高位3，导致燃煤发电与燃气发电的短期边际成本十分接近（图二）。对发电厂的运行起决定性作用的是发电效率，发电灵活性，其他一些限制因素和盈利的渠道2。
图2 :燃煤电厂及燃气电厂在第25周的日前成交价格和发电成本（资料来源 : EPEX, EEX 以及通过计算的数据）
从燃煤发电厂的运行状态显示：在周中，总发电功率高达18GW，大约有一半是来自于燃煤发电厂（图3）。电力系统所需的灵活性可以通过调整发电功率来实现，其中一些电厂必须保持恒定的运行功率，而其余的发电厂就需要根据用电需求的减少而减少自身的运行功率。周末可再生能源发电量明显增加，然而用电需求却有所减少，因此导致许多燃煤电厂必须停运，而剩余还在运行的燃煤电厂也必须维持的一个相对较低的出力。燃煤电厂发电功率小于2 GW，也就是仅有少于10%的燃煤电厂此时是处于联网运行的状态。
图3 :燃煤电厂在第25周的发电情况 （资料来源 :www.energy-charts.de ）
眨眼一看，燃气电厂的运行情况并不是十分灵活（图4）。在周中， 联网运行的燃气电厂的发电功率几乎保持恒定，其灵活性是通过短期停运和启动个别燃气电厂来实现的。有趣的是，到了周末燃气电厂的发电功率是在燃煤电厂发电功率明显下降的后一天才显著减少，并且主要是通过停运一个大型燃煤发电厂来实现的。从这个结果来看可能会被误导，认为在这种情况下燃气电厂的灵活性比燃煤电厂差。然而在仔细分析对比发电功率的变化就会完全推翻这一结论。目前燃气电厂装机容量大约为30GW，本周最大发电功率接近6GW，即达到装机容量的20％，至周末，发电功率只有约1GW，即5％以下的装机容量。当然，以上分析都是建立于全部或绝大部分的装机容量都被考虑在内的条件下。
图4:燃气电厂在第25周的发电情况（参考资料: (www.energy-charts.de）
对以上各类发电厂发电情况的观查表明：由于可再生能源并网所要求的灵活性并非来自燃气发电厂，燃煤电厂似乎反而能提供更大的灵活性。然而，真正的灵活性是由周边电力市场提供的（见图5）。输入/输出功率平衡变化维持在-1GW至-12GW之间（出口）。这使得德国境内富余发电量4可以出口至周边国家，从而使得常规电厂运行的灵活性显著提升。
图5:第25周输入/输出功率 （参考资料: www.energy-charts.de）
图6清晰地表明，在周中由于光伏发电功率升高，而德国境内电力需求并没有显著提升的状况下，燃煤电厂及燃气电厂发电量有近一半出口至国外。到周末，随着风力发电功率的升高和电力需求的下降，燃煤电厂及燃气电厂的发电量几乎完全用于出口。这清楚地表明，虽然德国境内由于可再生能源发电导致电力市场价格下降，从而导致传统发电厂逐渐退出国内的竞争。但是其发电的灵活性仍然可以通过现有各国之间高度耦合的电网和周边的电力市场体现，如法国和荷兰。至少在对今年第25周的研究中表明燃煤电厂随着电力需求的减少而减少其发电量，而燃气电厂相对来说并没有展现出同样的灵活性。然而，燃气电厂发电功率小于6 GW可能受到了其他因素的影响，诸如为避免缴纳过网费和有供热需求都可能对其运行状况产生决定性的影响。
图6:燃煤电厂及燃气电厂在第25周的输入/输出功率（参考资料: www.energy-charts.de）
- 根据其短期发电成本排序的发电功率升序曲线（燃料，CO2，如果必要的话还需考虑启动成本，不考虑固定费用和财务费用）
- 例如避免的过网费，产热，提供调频功率
- 天然气现货价格在NCG区域市场，煤炭在2017年6月的期货价格以及在EUA的现货价格
- 德国境内电力需求减去风能和太阳能的发电量