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德国电力市场因其众多的市场成员和发电容量（较大的装机容量）而成为欧洲大陆最大电力市场，位于整个欧洲的中心区域，拥有众多与欧洲其他国家相连接的电力网络。德国的电力市场的开放始于 1998 年。虽然英国和斯堪的纳维亚半岛部分地区电力市场开发得更早一点，但各国专家仍然普遍认为德国是欧洲最先开放的电力市场之一。
在德国，电网电压等级 380 千伏和 220 千伏为超高压电网，主要用于远距离输电和国际间电力交换；110 千伏高压电网用于从超高压电网至负荷中心的输送电任务；20～10 千伏为中压配电网，通常直接联结某些中小电厂和工业用户；220 伏低压电网联结大多数用户。图5.1 简要显示了德国的电力系统构成。
图5.1 德国电力系统示意图
德国国内发电量从 1991 年以来逐年走高，在 2008 年达到峰值 5983.974 亿千瓦时，随后因金融危机影响发电量迅速下降。2011 年德国全国的发电量为 5755.534亿千瓦时，位居全球第七位。其主要构成为褐煤发电 24.9 %，无烟煤发电 18.6 %，核电 17.6 %，天然气发电 13.7 %，新能源发电合计 19.1 %（包括风电、水电、生物质、光伏发电）。2011 年德国发电量构成如图5.2 所示。
近几年来，德国电力工业发生了较大变化，可再生能源比重得到极大提高。特别是风电，近几年以 52 %的速度增长，已经成为德国电力工业的重要力量。2000 年德国政府正式颁布了《可再生能源法》，标志着德国可再生能源发展特别是风电发展进入新阶段。《可再生能源法》首先规定了风力发电量必须强制入网消纳；其次，通过电价补贴政策，风电行业在起步伊始就得到顺利发展，特别是生产研究机构的经费得到了保证；第三，德国政府不断根据具体情况制定合适的补贴，并且其补贴政策在可预见的时期内是逐步削减的，使得发电企业在风电发展之初就具有非常强烈的促进技术进步的动力和要求；第四，德国不仅在法律层面，还在公众层面通过中介咨询机构和社会团体的合作，使风电技术和利用风能的公众意识得到提高。因此，德国在风能利用领域有很强的技术基础和工业基础，再加上政府的正确引导和规范，使得风电工业整体上处在良好发展的轨道上，对传统电厂的竞争力不断加强。
图5.2 德国 2011 年发电量构成
2010 年德国国内净消费电能 5491 亿千瓦时，位居全球第六位。不包括俄罗斯在内，德国是欧洲最大的电能消费国家，也是全球第七大能源消耗国，需要进口能源来满足其用能需要。德国能源消费和电力需求与经济增长的关系可以分为三个阶段：1971～ 1991 年为第一阶段，德国一次能源消耗和电力需求随着国民经济的增长而增长，甚至电力需求的增长率大于经济增长率。1991 ～ 1997 年为第二阶段，经济增长与能源消费同步增长的状况发生了改变。一方面，由于不断进行的生产过程合理化改革使得能源消耗相对降低；另一方面，由于经济结构的改变，这主要是指从高耗能工业转向现代化工业，也使得能耗降低，从而导致了一次能源消耗平均增长率为负值。1997 至今为第三阶段，国民经济和能源及电力消费增速缓慢。
德国电力工业起步于 1890 年。早期德国的电力市场无法与天然气市场开展价格竞争。随着地方公共交通业迅速发展，客观上需要有稳定的电力供应，因此，很多大城市为满足交通需要建设了数量众多的发电厂。截至 1910 年，在德国几乎所有大城市都拥有自己的发电厂。
19 世纪后半叶，随着输电网络的建成，很多城市的角色迅速从发电电源点向配电商转变。1898 年，德国莱茵集团RWE作为第一家超大型的区域电力供应商正式成立，其业务范围在短时间内几乎占据了整个德国西北部。
第一次世界大战期间，德国政府战争能源资源管理局开始监管德国电力市场，并通过接管发电商伊瓦格公司EWAG进入电力供应行业（后来被称为维尔格公司VIAG） 。在 20 世纪 20 年代中期， VIAG和REW两家公司所发电量占据了整个德国发电量的 50 %，其余的电力由当地一些工矿企业的自备电厂提供。但是 1935 年颁布的《能源工业法案》改变了整个德国电力行业。
《能源工业法案》引入了国家对经济进行宏观调控的模式，在这种体制下无论是新建或者是扩建发电机组，他们的企业管理以及对电力套餐用户的价格都受到政府的监管。这其中最重要的监管内容是在电量供应领域，实施政府强制许可证管理。如果电力供应商不能保证电力系统安全，或没有提供经济性电价的话，其许可证将被取消。
1958 年，德国议会通过了《竞争性法案》。德国联邦卡特尔办公室负责监管大型电力企业之间签订的内部协议所可能产生的潜在违法行为。由于德国电力市场具有特许经营和分界合同这两种特征，因此这种监管是非常必要的。
特许经营合同是指在一个城市和配电商网络运营商之间的协议，这项协议排他性地只给予某个配电网络运营商以建设、维护电网的权利，保证在一个确定的时间段内、在一个确定的供电范围中，能够提供可靠的电力供应。当地政府收取特许经营费用，按照法律这项收费是封顶的，其费用是基于这个直辖市中电力消费的总量计算出来的。
分界合同由两个电力供应商之间相互签订，以确定在一个城市建筑物之间如何划分这两个电力供应商业务经营的区域范围。一个区域的电力供应由一个电力供应商负责，在这个区域中没有其他的零售商。
20 世纪 80 年代，欧洲共同体把第三方接入问题提上议事日程。1988 年 3 月 2日，欧盟议会第一次出台了关于内部能源市场的相关文件，指出其成员国的电力市场垄断行为与欧盟相关法律不相吻合。1991 年，一个由德国政府组成的关于讨论对电力市场管制的委员会出版了一份电力行业分析报告，呼吁废止垄断的能源市场供给，实现电力市场竞争。进一步讲，政府开始担心因为由于垄断引起的高电价会影响经济发展，因此着手提高德国电力市场的竞争性。
德国电力市场放松管制的过程起源于欧盟指令 96/92/EC，该指令要求对电力市场中产品、人员、服务和资本以及规则的自由流动，不得出现卡特尔和市场力滥用。通过使工业终端用户收费的透明化，达到使其成员国电网的接入向第三者开放的目的。该指令强制电网运营商透明、无歧视化地许可发电企业和用户能够接入电网进行交易。至于如何向第三方开放其网络，该指令给成员国三个选择：一是通过谈判接入、二是受监管的第三方接入、三是单边购买者模式，要求电力供应商独立分开核算其发电成本、输电成本和配电成本，目的是避免歧视、交叉补贴和扭曲竞争。
1998 年 8 月，德国通过发布《能源工业法案》来执行欧盟指令 96/92/EC 。第一，德国电力市场向所有批发用户开放。其次，对电力行业拆分的最低要求虽然也被写入法律，但是不具备强制性。最后，德国采用了一个很松散的监管方案并选择了通过谈判方式的第三者接入方案，这使整个欧洲都感到意外，因为绝大多数的欧盟成员国都选择了严格监管的第三者接入方案模式。谈判式第三者接入方案指的是：不管电网的垄断属性，电力行业没有特殊的监管和调解机构，由市场新进入成员与原有市场成员通过自愿性的相互谈判，来确定新进入者接入电网的条件和方式。这种方式无疑使原有市场成员在谈判过程中具有绝对的市场发言权，从而事实上局限了市场竞争。德国政府一度认为可以通过德国联邦卡特尔办公室来控制自愿性的谈判接入方式，能够很好地解决电网第三方接入和输电费等相关问题。
在德国，关于接入电网的经济方面的非官方规则称为“协会协议（AA）”。这个协议是一揽子合同，将“能源工业协会”成员、发电企业和德国联邦工业联系起来。前后出现过三个版本的协会协议，前两个是关于对电网接入费用标准协议的监管规则，但是仅是在德国工业能源与发电协会VIK和德国联邦工业协会BDI ，以及德国电力协会VDEW之间协商谈判形成的，居民用户消费者、小的商业用户，以及新的电力零售商被排除在这个协议出台过程之外。这些协议的结果是不同网络运营商仅仅开展自我监管，没有体现消费者的呼声。因此，第三个关于对电网接入费用以及如何接入电网有关规定的协会协议，其谈判形成过程就有了更多的参与者。一方面，德国联邦经济局在 2001 年专门组建了一个专案组，与其他小的消费者联盟一起参与了谈判的全过程；另一方面，电力工业拆分为四个部分，产生了三个新的市场成员：电网运营商联盟DVG 、当地电力供应商联盟、城市配电商联盟。第三份协会协议的结果是强化了大众零售业的第三方接入及其更加透明的接入费用，以及不同的网络结构的第三方接入。尽管如此，电网收费仍然是由不同的电网拥有者来商定的。在这段时期内，主要的约束方式就是卡特尔办公室。
尽管这些对电网接入的监管以及对相关收费标准的计算办法，是在基本未向公众公布的情况下产生的，但是仍然对电网接入有一定的控制力。《消费者法案》与1998 年的《基本设施规则》一道，赋予卡特尔办公室监管职责，要求无歧视性并且按照公平且有依据的收费标准接入电网。
在实际运行过程中，卡特尔办公室的约束力并不是很强，而电网接入费用事实上也一直很高。原因之一是由于现存市场成员滥用其支配地位的市场力，导致了大多数索赔和案件，同时，因为传统干预机制都是事后的，这意味着相对那些没有雄厚经济支撑的新市场成员而言，现存市场成员拥有既成事实的市场力和耐心，并故意拖长整个案件诉讼。鉴于这些垄断性案件的审判均是按照个案处理，并不采信于先例，因此在法庭上，卡特尔办公室不断遇到现存支配地位市场成员的挑战；原因之二是卡特尔办公室的人员编制严重不足；原因之三是尽管《竞争性法案》非常适合于解决歧视行为，但是很多问题并不直接表现为歧视性拒绝接入电网，而是表现为更高的接入电网的费用问题，而这样的问题很难用《竞争者法案》来进行处理。
1998 年，德国电力市场开始放松管制之后，国外投资者对进入德国电力市场表现出了浓厚兴趣。尽管德国发电市场相比其批发市场的价格而言，还远不如欧盟其他成员国有吸引力，但是很多国外公司认为，由于德国需要增加发电容量，以及可以预期的电力消费的增长，因此德国的电力市场是一个成长性市场，进入德国这个欧洲最大电力市场具有战略重要性。但是，仅过了几年时间，这种投资的热情就淡灭了。这其中有几个原因：
一是德国电力市场对新进入者充满敌意，第一个协会协议对第三方充满偏见。在那段时间里，一直都有人持续表现出对第三方的歧视。二是找到一个新建电厂的厂址非常困难。三是整个德国电力批发市场的价格确实缺乏吸引力。因此，很多新建电厂项目要么是被迫放弃，要么就不得不寻找那些愿意继续保留这些项目而等待更佳时间的新投资者。新公司的加入，主要是通过并购来实现进入德国市场。
除发电市场外，国外进入者在零售市场上也遭遇挫折。在 1998～ 2002 年间，很多电力零售商起步得非常成功，但随后都由于高额的营销费用和利润下降而一个接一个地退出。这是因为德国竞争性业务和垄断性业务垂直一体化的模式，通常能够使得原有垄断者创造条件，通过使垄断业务的利润极高而让竞争性业务的边际效益极低，来阻碍竞争性业务市场的竞争和新的市场成员的加入。换言之，在经过电力市场化改革的第一阶段后，德国庞大的输电网络系统运营商并不从发电或者零售环节盈利，而是在输电环节通过不透明的价格来进行赢利。初步估计，占有支配地位垂直整合的电力供应商虽然关闭了至少 40 %的零售店业务，以放开给新的市场成员，但却以这种方式迫使新的市场成员最终退出市场竞争。
电力市场化改革第一阶段后，德国电力市场结构仍然保持高度垂直整合的状态，是一个占着有支配地位寡头垄断者的电力市场，主要的四个私人电力供应商拥有运营着整个德国的输电网络和绝大多数发电企业。这些企业既是输电网络运营商，同时又是占有支配地位的发电商。在第一次对电力市场放松管制过程期间，这些大的企业集团数量从原来的八个减少为四个。这些从 1998 年起就对电力行业管制放松的兼并和重组，增加了发电市场以及零售电市场的集中度。这些寡头垄断者采用各种各样的方法，来维持其在德国电力市场中的强有力位置。
2003 年，德国国家经济局出版了关于电力行业协会协议对企业和市场竞争影响的监管报告，讨论其关于对电力网络接入以及市场竞争监管是否真正起到改善作用。该报告指出，对电力市场管制放松和引入市场竞争，并没有带来明显的电力价格下降，其原因是发电市场集中度的提高，以及这些寡头垄断者不断增强的垂直整合度，另外，缺乏广泛采用透明化电网使用费用计算程序这一点，也备受批评。这份报告尤其批评了协会协议根本就不关注电力市场运行的效率问题。报告认为德国联邦卡特尔办公室对网络接入及其费用的控制权限还远远不够。另外，一些其他原因也阻碍新市场成员进入电力市场，包括高额输电费用、更换售电商的合同，以及程序不是标准性合同和程序带来更换售电商的时间成本极高。报告指出应该提升监管力度，尤其是对电网接入费用的计算，需要有一个透明的机制，以引导产生更具竞争性的电价，同时也更有利于保证电力供应安全。
欧盟议会不满意缺乏监管的电力市场，于是发布欧盟法案 2003/54/EC来加速电力行业市场化。指令要求在 2004 年 7 月前，寡头垄断者要将零售电业务向所有非居民电力消费者开放，并最终在 2007 年 7 月之前向所有用户开放。同时，设立国家层面的独立监管机构，并将垄断业务和竞争性业务分离。因此，德国选择的谈判式第三方接入模式，不得不让位于欧盟其他成员国采用的受监管的第三方接入模式。
值得一提的是，在这些内容中，德国已经成功地影响了法案，监管机构仅仅有权许可计算电网费用的方法，但对具体收费的计算过程无法监管，相关收费情况仍然处于事后监管状态。具体到对电网运营商的拆分，欧盟指令要求成员国可以决定不对垂直一体化的电力企业进行拆分，如果这些企业的用户低于一百万户，对于德国电力市场而言，这意味着几乎 85 %的电力供应商被排除在强制拆分的范围之外。
2005 年，德国《能源工业法案 2005 》出台。该法案采纳了欧盟指令 2003/54/EC中的很多内容，主要目的是建立一个安全、无歧视、价格合理、用户界面友好、富有效率，同时又能持续发展的电力供应体系。新法案的关键要素如下：第一，加强了关于拆分的规则，尽管这也就仅仅达到欧盟指令的最低要求。第二，虽然没有出台关于事前批准和事后控制相结合的监管方案，但是产生了一个清晰的对电网使用费用的事前监管步骤。第三，产生了电力行业具体的监管机构——联邦管网署the Federal Network Agency（BNA - Bundesnetzagentur） 。《能源工业法案（2005）》遵循欧盟指令 2003/54/EC中对电网拆分的相关要求内容，要求采用法律分离方式拆分输电商和配电商，但是对财务信息和结算信息进行保密。欧盟指令要求至少在第三方进入之前，修改或者批准对电网适用费的计算方法，在该法案出台之前，德国坚持在事后对电网使用费进行控制，是对成本的监管。在《能源工业法案（2005）》出台后，转换到以激励为基础的监管方式，这种方式是对价格进行封顶或者对利润进行封顶。
联邦管网署BNA有权对包括电力、天然气、电信、邮政在内的行业进行监管。BNA负责对在不限于一个州里、不少于一百万个用户的电网拥有者进行监管，中心任务是在上下游市场中，通过对电网拆分和对能源供应网络监管，来为建立一个竞争性市场创造先决条件。其监管任务包含从确保无歧视的电网接入，到由电力供应商征收电网使用费率的有效控制，以及对反竞争性行为监督和对电网运营商维护系统责任的监管。保护终端用户遭受过度价格盘剥的责任则留给了联邦州政府，在全国范围内经营的零售商的定价，仍然由卡特尔办公室控制。
2005 年 7 月，关于接入电网的条例《电网接入条例》（StromNZV）和关于接入电网费用的条例《电网收费条例》（StromNEV）开始生效。《电网接入条例》（StromNZV）具体落实《能源工业法案（2005）》，要求电网无歧视条款地向任何人开放，以使得不同的电力供应商能够公平竞争终端用户，从而使终端用户真正拥有自主选择零售商的机会。为达到该目的，就必须设置平等条款。条款一方面体现公平支付电网接入费用，另一方面详细定义接入电网的必备条件。
2006 年 11 月，《配电网络的接入条例》（NAV）以及《终端电力用户基础性供电普遍条件条例》（GVV）开始生效。 NAV要求电网运营商有义务开放配电网络及其接入，内容包含电网接入及其费用、电网接入的形式和数量、对原有规则的取消、对土地使用、电能计量和接入权利的阐述等。同时， NAV界定了市场成员的义务（NAV的第十八章以举例的方式描述了在停电状态下电网运营商的必须的义务）。但是，鉴于相互连接的电网以及高度发达的线路非常容易受到干扰，条例对电网运营商的义务进行了非常严格的限制，没有对其无限放大，对赔偿的最大金额，以及由于电网运营商的疏忽所带来的责任进行了限制。《终端电力用户基础性供电普遍条件条例》（GVV）提出了配电商在供电过程中必须遵循的普遍要求，提供了基本电力供应合同样本，重点强调了配电商的告知义务。 GVV的规定包含电力供应程度、计量和付费方式，包括允许电网运营商在非常严重拖欠电费状态下，有对终端用户断网的权利。
2007 年 7 月，《发电企业接入电网规则条例》（KraftNAV）生效，目的是为新建电厂接入电网提供便利。该条例要求电网运营商有义务在技术可行条件下，提供方便的电网接入。如果接入方案在技术上是可行的，电网运营商授权同意电网接入并收取一定的接入费用。当同一个点收到多个接入申请时，按照申请的时间顺序来进行接入安排。
2007 年 10 月，《对电网基于激励机制的监管规则条例》（ARegV）生效，但是一直到 2009 年才被正式应用。德国政府摈弃了基于成本的监管方案，最终选择了基于激励机制的监管方案，其目的是让受监管的企业提高收益来使整个行业的效率提高。企业不需要采用事前批准的降价提量方式，而是在一段时间内保持价格不变下，通过降低成本获利，只有成本占优的企业才更容易获得利润，而不是依靠规模垄断。条例强调了对关键时间点平均利润的事前封顶测算，控制周期是五年一次，相关的效率可以通过与可对照的标杆企业进行对比来进行测算。
2009 年 7 月，欧盟通过了一揽子能源市场改革法案，被称为欧盟第三能源包。第三能源包由两个内部市场指令（天然气市场和电力市场）和三个条例（天然气输送网络的接入、电力跨境交换的接入以及能源监管合作署的建立）组成，主要目的是，进一步在欧盟范围内开放能源市场，并推动建立单一的欧盟能源市场。
第三能源包的主要条款包括：能源业务分拆方案、建立更强的监管体制，以及建立协调统一的单一内部能源市场规则。欧盟委员会起初提议采用最激进的所有权分拆方式，要求所有的垂直一体化能源公司，出售其天然气和电力输送系统。然而，该提议遭到德国、法国等一些国家的强烈反对，最后欧盟做出了妥协，提供了三种拆分方案供成员国选择。
在 2012 年 3 月之前，输送系统的所有者要成为输送系统运营商，并且满足以下要求：
（1）同一实体不能同时既对有生产、销售业务的实体实施直接或间接的控制，又对传输系统运营商或传输系统实施直接或间接的控制或享有任何权利。
（2）同一实体不能同时既对传输系统运营商或传输系统实施直接的或间接的控制，又对有生产、销售业务的实体实施直接或间接的控制或享有任何权利。
（3）同一实体对有生产、销售业务的实体实施直接的或间接地控制或享有任何权利的同时，不能向传输系统运营商或传输系统委派高级管理人员（监督会、董事会等成员）。
（4）同一人员不能同时承担传输系统运营商或传输系统的高级管理人员和有生产、销售业务的实体的高级管理人员。
此处的“权利”主要是指投票委任高级管理人员的权利、控股权。此处的“控制”是指事实上或法律上赋予的能行使决定性影响的的权利、合同或其他方式，主要是指所有权或使用全部或部分资产的权利、赋予对一个机构组成、投票或决策有决定性影响的权利或合同。
输送系统由垂直一体化实体拥有，但是必须在法律形式、组织机构、决策机制方面与垂直一体化实体的其他业务独立，并且其经营权必须转让给一个指定的独立系统营运商（ISO），该营运商的组织机构独立、人员独立、商业和投资决策独立。
输送系统成为一个独立输送运营商（ITO），由ITO拥有、管理输送网络业务。该营运商的组织机构独立、人员独立、商业和投资决策相对独立。垂直一体化实体对ITO的控制仅限于委派部分监督委员会（Supervisory Board）成员。
欧盟要求成员国在 2011 年 3 月前将第三能源包指令转化为国内法，从 2011 年3 月开始实施；要求拥有能源输送资产的实体在 2012 年 3 月前经过认证成为TSO ；要求对第三国控制的实体、不是垂直一体化的实体，其认证可延至 2013 年 3 月 3日，由欧盟成员国能源监管机构或其他有认证资格的实体进行认证。
德国作为欧盟成员实施了相关的欧盟指令。在机制上，德国改变协议第三方接入为受监管的第三方接入，立法框架规定了对于输电和配电网建立第三方接入的监管系统。在体制上，输电网拆分出来Amprion公司、 TenneT公司、 EnBW传输管网公司和 50Hertz传输管网公司负责运营，它们是从四个现有运营公司RWE 、 E.ON 、EnBW和Vattenfall Europe中分离出来的。其中， E.ON将其电网卖给了荷兰公司TenneT ， Vattenfall将其输电网的 60 %卖给了比利时电网的运行者Elia ，40 %卖给了50Hertz传输公司输电网的运行者澳大利亚工业基金管理委员会。 RWE卖掉了其大部分股权，但是仍保留了 25.1 % Amprion公司的股份。 EnBW仍然拥有它原来的综合输电网并将其作为一个独立的运营商。
除了对输电网进行拆分外，德国对配电网的反垄断力度也在加强。以前区域或当地配电网，由大量垂直一体化公用事业公司负责运营，而四大供电商RWE 、 E.ON 、EnBW和Vattenfall持有很多这些公共设施的股权。针对此情况，联邦卡特尔办公室在不久前已经阻止了大型运营商对地区运营商股权的收购整合，并强调，区域市场中类似由大型运营商进行利益收购的行为，会加强市场力。现在市政当局和其他大型公用事业公司，也就是所谓的“城市公共事业”，不仅保持了对于本地电网运营商的控制力，而且继续通过独立经营或与其他公用事业公司合作并购，来增加它们在发电和电网运营市场中的份额。