讓我們先來通過2008年的實際數據，來大致了解哈爾茨地區的電力供需情況（資料3）。地區內的電力消費量為1300吉瓦時（1吉為10億），占德國整體的0.2%。發電容量為191兆瓦（1兆為100萬）。發電量為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%，天然氣熱電聯產占18%。除以地區內的消費量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，風力及太陽能發電輸出功率的變化仍然會造成過剩或是短缺。以15分鐘為單位進行估算，從地區外輸入電力的比例為65%，向地區外輸出的比例為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。隨著兩種發電方式的比例增加，發電量的變化隨之增大，輸入輸出的規模也會擴大。而且，在不同的季節和時段，發電量會發生變化，電力價格也會發生變化。二者的權重越大，生物質這種靈活電源就愈發重要。
　　在電力交易市場上直接買賣可再生能源發電
　　對于生物質發電，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定，輸配電企業要在20年的時間里，以固定的優惠價格收購可再生能源發電，但隨著制度的修改，發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，國家將向企業支付“彈性溢價”。
生物質與火力發電一樣使用燃料，輸出功率有望保持穩定。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電企業開始采取在市場行情高的時候發電并銷售，在行情低的時候停止發電的方式。作為現場電源，生物質通過包括供熱在內的熱電聯產（CHP）系統，利用效率會大幅提升。但電力市場的價格走向與地區的熱需求未必一致。