直观来看，2021年11月至2022年3月属于欧洲采暖季。在储气库持续释放的同时，俄罗斯天然气维持在3000-4000GWh/d的输气量。 2022年截至8月初，俄罗斯天然气的每日输气量已降至1200GWh/d，缺口2300GWh/d（假设正常水平为3500GWh/d），采暖季日均缺口约13%。 按采暖季4个月计算，缺口达到276000GWh（276亿立方米）。根据2022年初《REPower EU》规划，2022年计划使用非俄罗斯LNG 50 bcm，非俄罗斯管道气10 bcm。 但截至2022年8月，完成进口非俄罗斯LNG 21 bcm，距规划目标较远。 主要原因在于全球LNG供应紧张，以及欧洲LNG接收站接收能力有限。欧洲天然气传输系统运营商网络(ENTSOG)预测，随着2022年7月份天然气供应的全面中断，天然气储存比例在11月将达 到65-71%。模拟显示，在正常的冬季条件下，2022年冬天的天然气缺口为200至300亿立方米。包括各自交付季度的年度期货，季度期货和现货市场价格。
在个别情况下，采 购成本可能因采购战略、采购情况和客户群结构的不同而有很大差异。电力现货市场边际出清机制下，2022年1-6月电力现货价格走势与煤电占比高度拟合，即高成本机组决定边际价格。 而在交易体量上，期货远大于现货，即使不同的电力供应商采购结构不同，但基本决定了未来电价的长期走势。截至2021年底，德国有4家大型输电系统运营商和875家配电系统运营商。为了实现德国的气候目标，未来甚至需要通过电网输送更多的 电力并进行分配。根据最新的规划，到2020 年底，输电网总规划约7783公里，其中已完成约1600公里。 因此，我们预计随着输配电网络的大规模投资，德国输电费用和配电费用仍将保持上涨趋势。从德国居民电力零售价中所包含的税费品类来看，更多反映了能源转型过程中所产生的额外成本，如离岸责任税、热电联产附加费；以 及工业、居民之间的交叉补贴。零售电价：本质上承担着能源转型成本，长期呈上涨趋势； 分布式光伏上网电价：体现光伏行业降本，长期呈下降趋势。 当上网电价低于零售电价，光伏自用就有经济性。因此，2012-2013 年，德国户用储能出现萌芽。
