欧洲日内价差最高达800欧元/MWh:ENTSO-E揭示东南欧储能投资价值

ENTSO-E本次数据基于各市场过去12个月（截至2026年6月）的实际表现。其核心的储能价值指标，是基于每天充电电价最低的8小时，与放电电价最高的8小时之间的平均日内价差（Spread）计算得出的。

测算显示，全欧24个主要电力市场的储能价值指标在215至800欧元/兆瓦时（EUR per MWh）之间。其中，东南欧多个市场几乎包揽了全欧最高的回报区间：

• 匈牙利：达800欧元/兆瓦时，居欧洲欧第一。

• 希腊：达798欧元/兆瓦时，居欧洲第二。

• 保加利亚：达797欧元/兆瓦时。

• 罗马尼亚：达792欧元/兆瓦时，紧随其后。

• 克罗地亚与斯洛文尼亚：分别为692欧元/兆瓦时和668欧元/兆瓦时。

相比之下，传统的西欧和北欧市场储能收益明显偏低。例如意大利为406欧元/兆瓦时，瑞典为326欧元/兆瓦时，而挪威仅为215欧元/兆瓦时。东南欧地区极高的日内峰谷价差，为电池储能系统(BESS)创造了极为丰厚的套利空间。

与大热的储能相比，东南欧地区的纯新能源发电资产则呈现出不同的盈利图景。由于电价走低以及弃光弃风、电力削减（Curtailments）等因素导致了收益被冲减，这些市场正伴随着“自我蚕食（Cannibalisation）”现象。

光伏价值：整体分化明显

全欧光伏价值区间在27~94欧元/兆瓦时（EUR per MWh）之间，葡萄牙最低（反映了严重的自我蚕食），意大利最高。

在东南欧区域内：

• 克罗地亚最高，为69欧元/兆瓦时。

• 斯洛文尼亚为60欧元/兆瓦时。

• 罗马尼亚位列第三，为58欧元/兆瓦时。

• 保加利亚为57欧元/兆瓦时。

• 希腊最低，仅为43欧元/兆瓦时。

风电价值：整体水平相对走高

全欧风电价值在35欧元/兆瓦时（芬兰最低）至114欧元/兆瓦时（意大利最高）之间。

在东南欧区域内（注：斯洛文尼亚无相关数据）：

• 克罗地亚最高，为108欧元/兆瓦时。

• 保加利亚为107欧元/兆瓦时。

• 罗马尼亚为105欧元/兆瓦时。

• 希腊垫底，为88欧元/兆瓦时。

报告指出，在风电装机份额实质性偏高的国家中，风电价值已比当地日前平均电价低了 5~15 欧元/兆瓦时，显现出早期蚕食效应。不过，由于东南欧市场的日前电价整体水平偏高，因此该区域的风电资产价值整体仍维持在相对可观的高位。

结合ENTSO-E的官方数据，对于计划或正在布局东欧（特别是罗马尼亚）的中国新能源企业与投资机构而言，以下几个业务调整方向与落地策略值得关注：

业务模式向“光储/风储一体化”演进：鉴于东南欧风光发电的自我蚕食效应正在稀释纯发电项目的利润，未来新投项目或现有路条资产在规划时，逐步配置储能设备已成为规避电价风险的必然选择。布局独立电网侧储能（Standalone BESS）或一体化项目，是平衡日内电价波动的核心手段。

评估罗马尼亚的均衡投资环境：数据显示，罗马尼亚目前的各项电力指标发展十分均衡。其储能价值指标（792 欧元/兆瓦时）极高，同时风电（105 欧元/兆瓦时）和光伏（58 欧元/兆瓦时）价值在区域内保持了较强的韧性。相比于容量空间接近饱和的西欧市场，罗马尼亚正表现出更具性价比的战略跳板价值。

供应链优势向本地化合规并网转化：高额的日内价差使东南欧本地开发商对储能项目的投资回收周期抱有乐观预期，项目交付时效性成为核心诉求。中国系统集成商与电池企业在发挥“快速交付与技术成熟”供应链优势的同时，本地化的欧洲电网认证与合规准入正成为决定能否抢占市场份额的关键。

东南欧电力市场高企的日内价差，既映射出该地区电网转型的阶段性阵痛，也为中国新能源出海提供了一个难得的结构性窗口。在风光资产“自我蚕食”初显的背景下，紧跟大储红利、做深本地化合规，将是企业在东欧市场谋求长期稳健发展的必由之路。