欧洲电力批发市场价格创纪录，冬天还会更高

由于亚洲经济复苏导致相关煤炭和天然气价格飙升，加上较高的碳价、油价和不利于本地可再生能源的气候等多种因素的综合作用，欧洲电力批发市场价格近几周来创纪录上涨，而且不太可能在年底前缓解，这意味着欧洲消费者将迎来一个昂贵的取暖季节。

两周前，基准的欧盟电力合同——德国Cal 2022基本负荷电力合同——创下了每兆瓦时97.25欧元（115.09美元）的新合同记录，而法国电力合同则打破了每兆瓦时100.4欧元的记录。交易员和分析师表示，展望第四季度和即将到来的冬季，近期和远期的天然气都面临紧张的供应基本面，几乎所有的天气和燃料市场指标都是看涨的。

最大的未知数是从俄罗斯到德国的Nord Stream 2（NS 2）天然气管道（每年550亿立方米）建设已经完成，可使俄罗斯经波罗的海的天然气出口能力翻一番。但德国监管机构尚未批准这一管道的运营，这可能需要几个月的时间。过去一年中，亚洲买家大量抢购液化天然气，而欧洲工业从新冠疫情导致的需求下降中恢复的速度比预期的要快，导致目前天然气库存在70%左右，低于正常水平（去年这个时候，库存水平为93%）。

由于欧洲今年的风速低于历史平均风速，从而抑制了风电场的发电量。以德国为例，德国未来两周的风力发电量预计平均每天仅为5吉瓦，而此前三年9月份平均水平为10吉瓦以上。同时，影响电价的其他成本，如碳排放配额不太可能改变。欧盟碳基准合约目前为每吨62.4欧元，接近历史新高。由于发电商试图避免高企的天然气价格，煤炭发电需求正在上升。由于燃煤电厂的二氧化碳排放量是天然气电厂的两倍，这反过来又导致了更多的碳排放交易需求和更高的碳价。欧洲用于发电的动力煤价格处于12年来的最高水平，而亚洲处于13年来的最高水平。

但是，欧洲电力市场至少有一个有利因素——即主要电力出口国法国的核电可用性，应该会让电力工程师们舒口气。目前法国9月份的核电机组的可用容量在45GW到47吉瓦之间，约占装机总量的73-75%，比五年平均值高出6到7吉瓦。11月和12月的法国核电的可用率应接近90%。