欧洲天然气价格升至2022年底以来最高水平。据《华尔街日报》报道，周五荷兰TTF天然气基准合约继续上涨，当周涨幅接近7%。市场担忧美国与伊朗紧张关系再度升级，冲击冬季液化天然气供应。
燃料涨价的同时，欧洲部分时段的电力价格仍在跌至零以下。摩根大通本周三发布的研报显示，9月和10月欧洲电力日内峰谷价差进一步扩大，负电价时段增多。午间光伏发电增加与晚间供需收紧，正在把一天中的电价拉向不同方向。
天然气价格上涨会推高燃气机组的发电成本。路透社周五报道，英国燃气电厂通常决定电力市场价格，自伊朗战争爆发以来，英国近月天然气和电力合约价格分别上涨约180%和120%。
这条传导链对晚间电价尤其重要。摩根大通指出，欧洲主要市场晚间的净负荷状况趋紧，加上与燃料价格挂钩的边际成本，以及机组快速增加出力的需求，共同支撑了高峰时段电价。
气价还包含对冬季供应的担忧。《华尔街日报》引述分析人士称，欧盟天然气储存水平似乎仅在75%左右见顶。澳新银行表示，预报显示欧洲西北部下周将重返偏暖天气，但11月气温预计下降，温和天气能持续多久仍影响供需判断。
价格高企与供给能力是否足够，需要分别观察。英国天然气管网运营商National Gas预计，今冬天然气峰值需求为每日4.93亿立方米，峰值供应能力为每日5.92亿立方米，留有9900万立方米的缓冲；全球液化天然气市场中断仍可能影响供应。
摩根大通的研究把日内电价分化归因于可再生能源发电与系统需求在时间上的错位。光伏渗透率上升，持续压低午间电价；太阳能出力回落后，晚间仍需其他电源补足需求，电价承受的燃料成本压力随之上升。
该行观察到，2026年多个欧洲市场的日均峰值电价比谷值电价上升更快，峰谷差扩大，负电价出现频率提高。德国、意大利、英国和奥地利均呈现这一趋势，但各市场变化幅度不同。
希腊提供了一个具体案例。据路透社报道，2020年至2025年，该国太阳能装机规模增至原来的三倍以上，储能建设却落在后面。即使拥有充足的日间太阳能，希腊在晚间用电高峰仍依赖进口天然气发电。
希腊自2023年以来举行了三轮独立电池储能拍卖，今年4月才投运首批项目。根据政府数据，到今年年底，储能装机预计达到1吉瓦。白天生产的电力能有多少转移至晚间使用，仍受储能设施规模约束。
保加利亚已经扩大了跨时段供电能力。路透社报道，在7亿欧元欧盟补助及监管调整推动下，该国储能装机从一年前的3吉瓦增至约6吉瓦，能够把白天的太阳能电力储存起来，在晚间高峰释放。
保加利亚电力生产、储存和交易协会的数据显示，该国今年以来电力出口同比增加62%，至3.5太瓦时。7月和8月热浪推高邻国用电需求时，这些电力帮助缓解了周边电网的供应压力。
储能投资回报也随市场变化。摩根大通提醒，电价差不能直接替代项目收益率，当地市场设计和运营策略同样重要。储能除了利用不同时段的价差，还可以参与辅助服务、需求响应和削峰等业务。
保加利亚已出现储能扩张压缩价差的情况，低价充电、高价放电可取得的收入随之减少。该国能源部向路透社表示，电池可能开始侵蚀自身部分收入，参与电力平衡市场和系统服务将变得更加重要。
季节变化还会限制电池的供电作用。保加利亚电力系统运营商中央调度管理负责人迪米塔尔·扎尔切夫（Dimitar Zarchev）预计，冬季日照缩短、太阳能发电减少，该国将更多依靠常规电厂，储存的可再生能源电力所起作用会低于夏季。