由于电力互联机制，起源于德国的极端电价波及到了周边多个邻国，甚至引发了“内讧”，目前预测将在大选中击败工党的挪威右翼政党进步党正在寻求切断与丹麦的互联，并重新谈判与英国以及欧盟成员国德国的电力交换协议。
关于12月12日高电价的成因，德国联邦经济部（BMWK）在社交媒体上解释称：我们目前正面临所谓的“低风期”。在短短几个小时内出现的高价格，是由多个因素罕见叠加造成的由于异常的低风速状况，风力发电的平均产能在2024年12月12日仅为3.1GW，比这个季节通常的平均水平19.2GW低了将近85%。
德语中将可再生能源低迷期称为“Dunkelflaute”，在欧洲北部，"敦刻尔克劳特 "源于静止的高压系统，该系统会导致风力极弱，并伴有层云或层积云的阴霾天气。 每年有 2-10 次敦刻尔克劳特现象。 这些事件大多发生在 10 月到次年 2 月；通常每年发生 50 到 150 小时，单次事件通常持续长达 24 小时。
到了12月15日，受益于风力增强，12 月 15 日，德国日均电力批发价格已降至每兆瓦时 48 欧元，高峰时段将降至 85 欧元，风力发电比例上升至 60.4%（50.5GW）。而燃气发电厂的份额则从 33% 降至 9.2%。
我们可以明显看出本次事件具备持续时间短、电价极值高、由单一国家电力市场扩散到周边区域国家的特点。今年夏季欧洲频繁发生的负电价，其实也早早预示了冬季将要发生的极端高电价。
欧洲电力供给的总体情况
两年多来，欧洲电力市场的供应侧还是发生了许多变化，对比2022/2023以及2024/2025欧洲电力供给概况
俄罗斯削减对欧天然气供应
北溪管道受损
欧洲对俄能源依赖度高
可再生能源转型未完成
可再生能源装机显著增加
储气设施扩容完成
跨境输电能力增强
供应来源多元化
大幅降低对俄罗斯能源依赖
欧洲24-25冬季发电能力来源：
据ENTSO-E统计，预计欧洲 2024 年 11 月的总蓄水量低于 2023 年的水平，但明显高于 2022 年的水平。意味着占比17%的水电供应可靠性不存在问题。
同时据ENTSO-E 预估，欧盟的总体电力需求预计将比上一年略低（约 2%），这将在一定程度上缓解即将到来的冬季电力需求的风险。
尽管欧洲电力供应韧性更强，总体供需情况相对乐观，但也存在着许多影响变量。
欧洲冬季电价影响变量
法国因预算问题被迫削减发电量，电力出口就会迅速减少，没有任何其他国家能够以如此低的成本替代法国的电力供应。德国和意大利是欧洲最大的两个电力进口国，如果失去法国的电力供应，将受到特别严重的影响。
建议持续关注法国的政治走向对电力出口的影响。
4. 天然气供应
欧洲天然气的供给主要有两个来源：管道天然气与液化天然气。
欧洲管道天然气的主要来源有：挪威、北非、阿塞拜疆、俄罗斯。经乌克兰过境的俄罗斯天然气预计将在 12 月底停止进口，因此将出现缺口，需要由价格更高的液化天然气来填补。
欧洲液化天然气的主要来源有：美国、卡塔尔、俄罗斯、阿尔及利亚、尼日利亚、特立尼达和多巴哥。
英国牛津能源研究院最新报告中指出，全球液化天然气市场足够大，也足够灵活，欧洲在 2024/25 年冬季开始时储存了超过 1,000 亿立方米的天然气。因此，2024/25 年冬季出现实际短缺的风险不大。欧洲完全有能力应对即将到来的冬季，但市场的紧缺确实意味着供需双方的任何重大变化都可能朝着更加紧缺的方向发展，并可能导致价格上涨的压力。
5. 乌克兰电力进口需求
自 12 月 1 日起，乌克兰获准每小时从欧盟进口 2.1 千兆瓦的电力，原先为（1.7 GW），并保留250MW应急容量，电力分别来自波兰、斯洛伐克、罗马尼亚、匈牙利和摩尔多瓦。
由于东西欧电力互联薄弱，西欧在可再生能源充沛时期的低廉电价无法传导至东欧，受下半年持续上涨的天然气价格以及向乌克兰电力出口加剧了东欧国家的电价压力。
12月5日，东欧各国电力批发价格飙升至200欧元/兆瓦时，高峰时段达700欧元/兆瓦时。匈牙利、罗马尼亚、保加利亚等国深受影响，工业生产面临压力。
12月16日欧洲批发电价
只要乌克兰还存在电力进口需求，意味着东欧电价还将承压。1月20日特朗普正式就任美国总统后，焦灼的俄乌战争或许有望告一段落，战后重建又将创造一波新的需求。
针对今年冬季的电力供应形势，欧洲数字化电力交易公司enspired认为：
2024/25 年冬季是一个由多变的天气模式、可再生能源发电动态和波动的能源需求形成的复杂局面。
在 "Dunkelflaute "时期，可再生能源产出极少，供暖需求达到峰值，这可能会考验电网的灵活性和价格稳定性。
预期中的拉尼娜现象可能会带来比平均温度更低的气温，这进一步增加了在需求激增时对稳健市场解决方案的需求。
预计即将到来的冬季天然气批发价格约为 30-40 欧元/兆瓦时，大大低于 2022 年能源危机期间超过 300 欧元/兆瓦时的极端峰值，但仍高于长期历史平均水平。
同样，整个欧洲的电力批发价格预计在 75 欧元/兆瓦时到 90 欧元/兆瓦时之间，具体取决于地区能源组合和天气条件。这些价格水平反映了储存条件的改善和可再生能源贡献的增长，但在低发电量或高需求期间仍容易出现波动。
在 Dunkelflaute 和其他可再生能源短缺时期，辅助市场的活动预计会加剧，在受影响最严重的时期，平衡成本可能会上升 200-300%。
灵活的发电能力，特别是来自燃气调峰电厂和电池储能系统的发电能力，将在稳定电网方面发挥关键作用。
确保欧洲今冬市场稳定将有赖于有效的短期灵活性、充足的天然气储量以及多样化的能源组合。
对光储需求的影响
总体而言，欧洲今年电力供给相比22/23年更具有韧性，出现长时间、大范围的电价危机的可能性不大（除非发生某些极端性事件，如战争、金融危机等），但大概率会多次出现短期极端电价。
可再生能源比重提升所创造的波动性，为大型储能系统参与批发市场套利以及辅助服务创造了更大空间。
据LCP Delta 预测，从现在到 2030 年，欧洲的电网规模电池储能将急剧增长，到 2030 年，年装机容量将达到 17.6 千兆瓦，年储能装机容量将达到 43.2 千兆瓦时，累计装机容量将达到 123.5 千兆瓦，累计储能装机容量将达到 258.6 千兆瓦时。德国、西班牙、意大利、英国占据主导份额。
极端电价即时出现在电力批发市场，对大型工商业用户有直接影响，但居民电价通常采用固定计费机制，电力批发市场的高电价短期内通常不会影响到居民端。
因此，对户储需求而言，更值得关注的是电力价格均值较高而不是极值较高的市场——东欧、南欧。
针对可能出现的高电价，东南欧多国已出预备措施。
本月，希腊政府宣布针对家庭和企业电价补贴新政策，12月将为用电量500千瓦时以下的用户提供每千瓦时1.5欧分的补贴。此举将惠及90%的国内用户，总成本约2050万欧元，主要应对俄乌冲突导致的电价飙升问题。
本月，波兰总统杜达签署法案，将家庭用电价格冻结在每兆瓦时500兹罗提（约123.6美元），实施期限至2025年9月底。此举预计将耗资37.32亿兹罗提，地方政府及特定机构用电价格也将封顶至693兹罗提/兆瓦时。
更早些时候，波兰重启新一轮户储补贴。
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