【特别策划·观点】多国供电紧张原因分析及启示

　　 文_ 国网能源研究院?许传龙?姚力?刘之琳?李江涛

　　今年以来，欧洲、北美、亚太多国出现电力供应紧张情况。酷热干旱拉动电力需求快速增长、降低各类电源发电能力是直接原因。而地缘冲突导致的国际能源供应紧张、激进的能源转型导致的电源结构失衡、电网发展不合理导致的区域互济能力不足、价格机制不畅导致的发电企业保供能力受限等问题，使极端天气下的各国电力供应变得更加脆弱。 

　　多因素交织引发电力供应紧张

　　气象方面，今年夏季极端高温席卷欧洲、北美、亚太多国，导致电力负荷攀升、发电能力下降。欧洲水力发电量因严重干旱大幅减少，极热无风导致风力发电量明显下降，高温导致光伏发电板功率折损，法国超半数核电反应堆因高温缺水影响冷却无法正常运行；美国加州夏季用电负荷创2006年以来新高，触发一级能源紧急警报；日本电力需求创多年新高，发布供电紧张警报；印度用电负荷创历史新高，采取大规模限电措施。

　　能源供应方面，欧洲和日本的天然气发电、印度的煤电均高度依赖进口燃料，发电能力受到国际能源供应的严重制约。受俄乌冲突影响，今年2月份以来，全球煤炭、石油、天然气供应紧张、价格大幅上涨。以日本为例，高昂的燃料成本导致天然气电厂减少发电甚至关闭，东京电力公司44座天然气电厂因燃料受阻关闭，18座减少发电。

　　电源结构方面，近年来欧洲多国激进减退煤电、核电，叠加发电燃料短缺、可再生能源出力不稳定，造成电力供应紧张。2010～2020年，英国、德国煤电发电量占比分别由28%骤减至2%、43%降至25%，德国核电发电量占比由22%降至11%。

　　电网发展方面，美国长距离跨区输电网建设严重滞后，各区域电网互联能力较弱，区域电网之间大规模电力余缺互济能力不足。日本东部地区电力紧缺较为严重，然而日本政府拟重启的核电站均位于西部，目前东西部联网的最大输送容量仅210万千瓦，“远水解不了近渴”。

　　价格机制方面，印度煤电装机占比过半，在电力供应中占据主导地位。印度地方政府长期对终端用电实施行政限价，配电公司利润微薄甚至长期亏损，对上游发电企业累计债务已达1.1万亿卢比（约合950亿元人民币），严重影响煤电企业存煤能力和发电意愿。 

　　多措并举应对电力供应危机

　　为应对电力供应危机，各国均出台一系列政策，既有短期应对举措，也有中长期转型路径规划。

　　加强能源供应保障，压减电力消费。供给侧，印度提高国内煤炭产量，增加煤炭进口，限制非电用煤；欧盟加大能源进口，并积极推动天然气进口多元化。消费侧，欧盟水泥、钢铁、化工、铝业等行业大面积减产停产，多国要求削减公共建筑用电，呼吁居民节电；日本建立奖励制度，鼓励家庭与企业节电。

　　优化电力系统运行，提高应急能力。美国加州限制市场主体开展例行设备维护，确保所有可用的发电和输电设备都能及时提供服务；美国得州要求发电厂随时在线，提高发电机运行状态信息的上报频次。

　　限制能源企业暴利，给予消费者补贴。欧盟委员会宣布紧急干预能源市场，对可再生能源、核电以及煤电生产商设置价格上限，超过上限的收入将由成员国政府征收，用于补贴能源消费者；英国计划对石油和天然气公司征收暴利税，用于帮助英国居民支付能源账单。

　　增加电网基础设施投资，提高抗灾能力和系统裕度。美国能源部启动105亿美元电网升级计划，以减少极端天气和自然灾害的影响，提高电力系统的灵活性、效率和可靠性。欧盟委员会发布3000亿欧元的能源投资计划，其中290亿欧元用于电网投资。

　　短期转向煤电、延缓核电退役，长期加速电力供应多元化和低碳化。短期，德国、荷兰等国家重启已关停的燃煤电厂，德国正式推迟年底退出核电的计划。长期，英国、法国相继宣布大规模建设核电项目；德国计划大幅提高风电和光伏发电量目标，2030年实现可再生能源发电量占比达到80%。 

　　给我国带来的启示

　　今年夏季，我国遭遇创历史纪录的极端高温天气，多地负荷连创新高，川渝地区出现“汛期反枯”罕见现象，电力供需矛盾突出。国家气候中心研究表明，气候变化导致极端天气气候事件呈现频发、广发、强发和并发的趋势，高温热浪和干旱可能会更加频繁地发生，电力安全供应面临巨大挑战，未来应统筹提升极端气象条件下我国电力保供能力。

　　首先，需要强化气象灾害联合监测预警。建立跨地区、跨部门联合监测预警机制，提升对高低温、冻雨、寒潮等极端天气预测的准确性、时效性。完善气象预警互通机制，健全气象灾害防御组织体系，提高跨地区、跨部门协同应对能力。

　　其次，必须统筹好各类电源协调发展。充分考虑极端天气下可再生能源出力的不稳定性，科学规划电源结构。尽快完善电价机制，提高煤电投资积极性，保持煤电等灵活性电源合理发展规模，保障备用容量充裕度。

　　再次，继续加强区域电网余缺互济能力。加强不同区域之间电网的互联互通，增强余缺互济能力。发挥我国“统一调度、分级管理”的体制优势，完善省间现货交易、应急调度交易等市场化机制，调动全网资源进行电力保供。

　　最后，应大力挖掘电力负荷资源调节潜能。深化电力负荷管理方案，细分资源种类，常态化参与电力系统运行调节。进一步健全需求响应市场机制，完善峰谷分时电价政策、尖峰电价政策，有效激励电力负荷资源参与电力保供。