深度 | 去冬今春美中部分地区限电事件对比分析

2021年2月14日开始，美国得克萨斯州（以下简称得州）受极端寒潮天气影响，发电机组停机，电力供需严重失衡，电力现货价格暴涨，政府采取措施，实施大面积轮流停电。此次限电事件，让人联想到不久前发生的中国南方多省的用电紧张事件。2020年12月，中国湖南、江西、浙江等省份受大范围寒潮天气影响，工业及居民用电需求突增，出现部分地区部分时段电力供应偏紧，政府发布有序用电通知。

（来源：微信公众号“能源研究俱乐部”ID：nyqbyj 作者：岳昊）

美国得州地处北纬30度附近，与中国湖南、江西、浙江省处于同一纬度，国土面积约70万平方公里，分别是湘、赣、浙面积的3倍、4倍和7倍。相似的地理位置、相似的气候条件，两次限电事件表面上看起来同是极端寒潮天气下，由于电力供需失衡所导致的，但究其背后深层次原因，却有着很大的不同。本文试着从外因、内因、恢复手段、影响程度、市场反应等方面，剖析去冬今春美、中两次限电事件的相同与不同，以期对中国能源电力转型起到警示与启发作用。

图1 美国得州与中国湘赣浙地理位置对比示意图

一

去冬今春美中部分地区限电事件回顾

美国当地时间2021年2月14日起，寒潮席卷美国中南部，得克萨斯州出现30年来的最低气温，部分地区气温降至-18℃。极端天气导致得州电力需求突增，2月15日凌晨1点25分，得州电力可靠性委员会（ERCOT）宣布，要求公共事业公司对用户实施短期轮流停电方案以减少用电需求，避免更持久更大规模的停电事故。但据后续报道部分地区已连续停电数天，超过400万户家庭受到停电影响。截至2月21日，得州恢复了峰值停电用户规模中99%的供电，但仍有3万3千户未恢复供电。

2020年12月，中国南方地区受大范围寒潮、疫情后工业生产快速恢复等因素影响，用电需求快速增长，部分地区短时间内电力供应偏紧，煤炭、天然气资源局部供应紧张，湖南、江西、浙江等地相继发布有序用电或限电通知。12月8日，湖南发改委印发紧急通知，即日起全省启动有序用电，各类工商企业要主动错峰生产，居民、党政机关、企事业单位在高峰负荷时段尽量不使用高耗能电器。12月15日，江西省实施可中断负荷和有序用电措施，对参与用户实行奖励，鼓励企业主动避峰，保障居民生活和重要用户用电。12月14日，浙江省及多个地市发布通知，要求气温在3度以上时政府机关不得开空调，部分地区对企业生产进行限电。

二

两次限电事件背后的相同与不同

（一）外在的诱发因素相同：极寒天气导致电力需求突增

得州处于多气候带交汇地区，往年冬季气候温暖。据美国能源部报告，2021年2月以来，北极气团开始影响美国中部，极寒天气从加拿大边境一直延伸至得州以南，得州气温一度降到-19℃，为1989年以来最低。由于当地冬季采暖主要采用电供暖，极寒天气拉动用电负荷增长远超预期。2月14日晚19点~20点，得州电网负荷急剧攀升，最终创下6920万千瓦冬季用电高峰记录。

图2 2018~2021年得州日平均负荷曲线

2020年入冬后，较强冷空气进入浙江、江西、湖南等中东部省份，12月1日至 18日平均摄氏度气温同比降幅达23%~43%，推升当地空调负荷需求，加剧工业、居民用电，拉高高峰用电负荷水平。12月14日，华中全网最高用电负荷达到14428万千瓦，同比增长21%，创冬季新高，当日湖南、江西电网最高用电负荷分别达到3150万、2548万千瓦，均为冬季新高，较去年同期分别增长35.43%、17.8%。

图3 2016~2020年湖南夏季、冬季最大负荷

除极端天气因素外，后疫情时期工业生产快速恢复拉动用电增长也是另外一项推高负荷的重要因素。下半年以来，我国疫情防控成效明显，全社会用电需求保持高增长，11月、12月用电量更是以9.4%和17.3%的增速连创全年新高。12月湖南、江西、浙江规模以上工业增加值同比增长8.4%、9.3%和10.2%，分别比全国平均水平高1.1个、2个和2.9个百分点。

（二）内在的系统缺陷相同：电力系统灵活性不足

得州电力市场仅有单一电能量市场，缺少容量市场。容量市场可保证保持发电容量储备，以确保电力系统能够满足负荷高峰时段的电力需求。尽管ERCOT认为需要引入需求侧措施来维持电网的稳定，但得州公用事业委员会的监管机构认为电力市场运行良好，目前无需改变市场设计。2019年夏季，得州就因气温升高、传统能源持续退出、以及高比例风电出力不足引发全网电力供需形势紧张，导致了电价飙升至每兆瓦时9000美元，极易引发民生问题。另外，得州的需求侧响应仍然处于较为初级的阶段。目前，除了要求用户实施自愿节能以外，几乎没有技术和商业机制使得负荷供应商在高峰负荷时段将其所服务的用户负荷需求降低至可控水平。

随着我国能源清洁化低碳化转型及城镇化电气化进程不断推进，电力系统“双峰”“双高”特性明显，灵活性资源不足问题逐步凸显。对于湖南，电源侧灵活性方面，2016~2020年，湖南电源装机增长794万千瓦，具有显著波动性和间歇性的风光电源贡献率分别为57%和45%，冬季更易受覆冰和阴天影响。湖南是水电大省，对火电供应灵活性要求较高，而火电受环保约束以及全行业亏损影响，对“十三五”装机增量的贡献率为-7%，装机容量由2322万千瓦下降到2269万千瓦。电网互济方面，湖南电网仅通过3回500千伏交流及1回祁韶特高压直流与省外联络，受电通道能力600万千瓦。受湖南省500千伏交流断面转供能力、交直流耦合、近区潮流疏散以及暂态稳定问题等因素影响，接受外来电力能力仍然无法满足负荷增长的需求。负荷侧灵活性方面，湖南省第三产业和居民用电比例不断攀升，2020年，湖南的三产和生活用电合计占比高达45.7%，远高于全国30.7%的平均水平。居民用电占比高、空调负荷高造成了湖南电网峰谷差突出，电网负荷特性不断恶化，2020年，湖南最大日峰谷差高达1500万千瓦，峰谷差率接近50%。需求侧响应仍多以“有序用电”的方式开展，不能灵活跟踪负荷变化的问题不断显现。而且过大的峰谷差造成本地机组频繁昼开夜停，严重影响机组的安全性。

图4 2019年和2020年湖南日最高、最低负荷曲线

（三）事件的根本性质不同：“黑天鹅”与“灰犀牛”

得州电网限电主要原因是由于小概率的极端天气事件导致机组故障，进而导致电力供应不足。截至2021年1月底，得州电源装机结构中，火电占比64%、风电光伏占比29%；当月发电量结构中，火电占比60%，风电光伏占比27%。

图5 2021年1月得州装机结构（左）与发电量结构（右）

在百年一遇的寒潮来临前，美气象部门早已发出寒潮预警，2月8日，ERCOT发布了预计未来一周在得州出现的极端寒冷天气的通知，要求发电机组采取必要的预防措施，包括检查燃料供应和计划停运以及启动冬季防冰雪程序。但相关企业仍然没有做好预防措施，用于地下抽取天然气的电动泵被冻住，天然气管道运输冻结。2月14日，得州天然气日产量从月初的240亿立方英尺跌至120亿~170亿立方英尺。天然气供应量的急剧下降，导致全州近三成天然气机组无法工作。大量的机组脱网导致系统频率快速下降，为防止更严重的事故，ERCOT不得不宣布进入最高级别的三级能源紧急警报（EEA3），采取维护系统可靠性的最后一道防线——轮流停电。据ECROT报告，2月17日仍有4300万千瓦机组脱网，其中包括因天然气供应中断而无法发电的火电机组2750万千瓦，因严寒被冻住的风电和因严重阴天限制发电的光伏机组1700万千瓦，分别占总装机的32%和20%，造成最大约2900万千瓦的供给缺口。

图6 得州发电机组停机导致频率失稳

我国的限电事件实际上是区域性时段性电力供需失衡，是当前能源行业供应与需求的结构性矛盾、发展与环境的矛盾叠加所造成的。在此次限电事件中，除了负荷侧增长超预期原因外，供给侧的电力供应不足加剧了电力供需失衡。一是本地机组电力供应不足。湖南省迎峰度冬用电高峰期间火电机组已达满发状态，难以应付极端情况；冬季受枯水期水位下降影响，水力发电供给下降。江西省2020年省内火电利用小时5144小时，位列全国第二；风力发电机大规模覆冰停运，覆冰容量达到102.6万千瓦，约占风电装机容量的20%。二是外受电能力有限。湖南能源供给对外依赖性高，外受电力占比达19.2%，电煤对外依存度超过80%。受制于电网“强直弱交”问题，祁韶直流送电400万千瓦，远低于其设计输送能力800万千瓦。受送端西北地区冬季风电和光伏发电能力减弱影响，外电入湘受到限制。三是机组故障停运及电煤供应偏紧。湖南岳阳电厂、宝庆电厂机组相继故障停运，影响电力供应102万千瓦。受工业行业用煤需求旺盛、采暖用煤增长影响，煤炭需求增加明显，火电存煤快速下降。与湖南和江西的电力供应偏紧不同，浙江电力供应能够保障全省电力需求，限电原因主要是为了完成“十三五”能源“双控”目标。

虽然得州是全美国乃至全球的能源供应大州，化石能源极其丰富，虽然当地电网备用了1300万千瓦的机组（800万千瓦火电和500万千瓦风电，约占总装机15%），但意外的是极端天气导致了发电厂原料供应中断，进而引发了这次限电事件，是一次小概率的“黑天鹅”事件。我国早已摆脱了电力建设滞后造成的电量短缺时期，近年来能源供需总体宽松，但几乎每年迎峰度夏、度冬期都会遭遇程度不一的区域性时段性电力缺口，这次限电事件是又一次积累的能源结构潜在性风险爆发的结果，可以说是一次大概率发生的“灰犀牛”事件。前者考验了一国的能源应急能力，后者更关乎长远的能源转型的成效乃至成败，“灰犀牛”比“黑天鹅”更值得关注。

（四）造成的影响程度不同：灾难与平稳

美国得州限电事件造成的影响范围大、停电时间长、波及人口多、经济损失重，已经威胁到了整个国家和地区的能源安全和社会稳定。因电力供应短缺引起电力现货批发价格飙升，大量私营企业作为电网运营商追逐资本获利、“兜底”能力不足。据美国能源部报告，自2月14日实施限电措施以来，得州停电用户数量于16日达到最大共450万户，约占总用户数的17%，次日降至340万户，21日降至3.3万户。但由于持续的极端天气造成了基础设施损坏，一些用户仍然无法恢复供电，部分用户已连续断电超过72小时，日常生活受到严重影响，极寒天气、停电、不当取暖等已造成多人罹难。大规模停电导致得州采油采气、炼油生产中断，进一步恶化了天然气短缺，16日得州天然气日产量较去年底下降了约17%。停电致使在得州设厂的一些全球知名半导体公司停产，加剧全球芯片短缺。2月20日，美国总统拜登宣布得州进入重大灾难状态。

图7 得州受影响的停电用户数

2020年12月我国南方部分省份采取的有序用电措施，坚持“保安全、保民生、保重点、不拉闸”、“先生活后生产”等原则，实施“一天一策”“一企一策”，按照预案有计划组织工商业企业采取错峰生产、避峰让电，保障居民生活用电和公共领域等重要用电不受影响，确保限电不拉闸，最大限度减少有序用电对经济社会发展的影响。有序用电期间，湖南、江西最大错避峰电力分别为305万、102万千瓦，均为工商业负荷。由于受到工业用户有序用电影响，波及到了部分居民用电，但属个别“误伤”，持续时间短，影响范围小。国家发展改革委12月17日称，用电紧张地区居民生活用电未受影响，全国电力供应能力总体充足，能够保障用电平稳。

（五）电网的支援能力不同：独立与互济

得州是美国本土48个州中唯一一个电网独立的州，与外部互联弱，电网互济能力弱，限制了事故中和事故后得州电力的外部支援。得州电网独立于美国东部电网和西部电网，与外部联系有限，仅通过两条共计82万千瓦的联络线与SPP相连，三条共计43万千瓦的联络线与墨西哥电网相连，外受电比例仅为此次最大负荷的1.8%。与周边电网联系薄弱，这就导致了一旦本地电网供电能力不足时，难以从其他地区购买电力及时支援，所以只能采取切负荷、限电等不得已措施。而且美国电网管理体制松散，缺乏统一调度，众多电力公司之间调度难度大，紧急事故下相互支援能力有限，难以组织大范围资源配置。

中国发生用电紧缺后，借助电网集中管理的制度优势，能源主管部门及电网企业迅速采取措施，加强周边省份能源电力支援，以最快速度缓解湖南、江西等地出现的电力供应偏紧局面。国家电网公司出台八项举措，充分发挥大电网平台优势，通过国家级的电力调度平台及时调剂余缺、相互支援，省外电力支援湖南130万千瓦，三峡增发增送湖南155万千瓦，湖南用电高峰时段整体受电能力达580万千瓦。优化电源调度，提高小水电高峰时段发电能力，实施抽水蓄能机组、无功补偿装置替代省内火电支撑措施，释放火电机组旋转备用。深度挖掘电网供电潜力，提升湖南电网受电能力40万千瓦，提升湘西南电源群外送通道送电能力40万千瓦，集中开展厂用电优化调用，最大提升上网电力20万千瓦。加强煤电油气运行调度，积极协调山西、陕西等地煤炭铁路运力。

（六）市场作用的程度不同：市场与政府

得州是全美电力最市场化的地区之一，由于没有设计容量市场，其批发电价水平是世界上最低之一。ERCOT使用稀缺定价机制来激励新增容量投资，确保电力系统可靠性。以去掉容量市场来换取更便宜的日常电价，在极端情况下电价畸形暴涨实际上是必然事件。在此次极端天气影响下，得州因供电严重不足，系统备用短缺，供需严重不平衡，电力批发现货价格暴涨。2月17日，部分地区停电超过60小时，电力现货价格达到系统上限每兆瓦时9000美元，是平时100倍以上。美国电力市场零售电价一般采用固定电价或分时电价制度，只有得州等电力市场引入了“批发指数费率”，使零售电价与批发电价的变化直接挂钩。大多数以固定价格向电力零售商购买电力的用户可以避免价格暴涨而承受高额电费，但选择可变电价套餐和指数电价套餐的用户，短时间内将承受价格暴涨的压力，受到冲击较大，据报道，部分居民每日电费接近3000元。

我国目前尚在电力改革进程中，市场化程度不高，电力市场配置资源的决定作用并未充分发挥。去年冬季部分省份采取行政手段实施有序用电，虽然有力保障了用电秩序和电力平稳运行，但目前这些有序用电都是强制性的，时效性不足，用户体验不佳。同样是“价高者得”的现货市场，试想如果放在此次中国限电事件中，通过合理地反映电能时间和空间价值，用电紧张时的高电价引导需求侧减少用电、电源侧提高机组出力、外来电输入负荷中心，实现系统供需平衡，或许能够以市场之手缓解此次用电紧张。但得州的教训表明，电力市场机制设计是一个系统性问题，不能顾此失彼，否则就会“按下葫芦起来瓢”。应结合分时电价、容量市场、辅助服务市场等更多的市场化手段，以及需求侧响应、可中断负荷等机制来综合施策。值得注意的是，发挥市场的资源配置作用的同时，并不是完全任其自由，鉴于我国国情，要注重发挥政府作用。政府并不是去替代市场，直接进入市场，而是引导和把握市场配置电力资源背后的价值观，动态弥补市场“无形之手”难以起到的作用，在促进竞争、提高效率的同时，兼顾公平、满足“兜底”，避免在极端事件下发生民生灾难。

三

对于我国能源电力发展的启示与反思

当今世界正面临百年未有之大变局，多种作用相互交织促使国内外环境深刻变化，呈现出高度的不稳定性和不确定性。能源是国家安全的基石、国民经济的命脉，我国正处于“两个一百年”奋斗目标的历史交汇期，保障能源安全比以往更重要更迫切。面对不断发生的极端事件和苗头性潜在性倾向性问题，我们必须高度警惕，用大概率思维应对小概率事件，以底线思维防范重大风险，做好预判、预案，未雨绸缪方能防患于未然。

（一）挖掘源网荷储协同潜力，提升电力系统灵活性

随着我国城镇化、电气化的不断推进，居民和第三产业用电会保持高速增长，容量增速将超过电量增速，可再生能源并网容量越来越大，对电力系统的灵活性，特别是对快速爬坡能力和容量备用提出新的更高要求。在灵活性电源的选择方面，中国很难照搬欧美经验。考虑抽水蓄能电站资源、建设工期以及天然气的对外依存度和成本，实施煤电灵活性改造是我国提高电源灵活性的现实选择。可分地区、分机组容量有序实施煤电灵活性改造，充分发挥各类存量煤电机组系统价值。更好发挥大电网资源配置作用，充分利用不同省区用电负荷、可再生能源发电的错峰特性，挖掘跨省区调节潜力。建立区域电网调节资源和备用共享机制，促进送端地区与受端地区调节资源盈缺互济。将储能纳入电力与电网发展统筹规划，推动协调发展。积极探索商业化储能方式，进一步降低储能成本。挖掘需求侧资源潜力，大力发展用户聚合服务，充分发挥电力需求侧管理平台的作用，引导各类用户主动参与电力需求侧响应。

（二）瞄准“30•60”目标，坚定不移发展可再生能源

可以看到，两起限电事件中，可再生能源并非是“罪魁祸首”，却成为了美国党派之争的政治工具。只要市场、技术、机制等措施保障到位，高比例可再生能源下的电力系统安全稳定运行是完全可以实现的。早在2015年，当时光伏出力占负荷50%的德国经受住了日食危机的考验，这正是其大数据准确预测日食发生时刻、应对预案准备充分、全社会集体动员的结果。我国青海在2019年实现连续15日360小时全清洁能源供电，电网保持安全稳定运行，背后有电网实时监视、新能源预测、电网运行控制多方协同努力。此次浙江部分地方为了促进节能减排，避免“十三五”能源“双控”考核，采取了限电措施。实际上，国家发展改革委、国家能源局《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》中明确，省份和企业超额完成消纳量不计入“十三五”能耗考核。如果地方政府能够重视发展可再生能源，积极接受外来清洁电，也就可以避免这次的限电事件的发生。大规模发展可再生能源，减少化石能源碳排放，也是避免由于全球气候变暖导致极端气候现象最主要方式之一。为应对气候变化，我国已经提出了“30•60”雄心目标，到2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。我们要坚定信心，坚持集中式和分布式并举，大力发展可再生能源，做好安全、技术、经济、消纳等多方面的保障，助力实现碳达峰、碳中和愿景。

（三）发挥煤电的压舱石作用，重视原料供应风险

在风电光伏发电没有完全解决其波动性问题之前，煤电可为当前电力系统提供充足的有效容量，未来一段时间仍将是确保我国电力安全可靠供应的主力电源，要发挥煤电的压舱石作用，推动煤电角色从基础电源向“调峰电源、兜底电源”转变。值得注意的是，越是在大力发展可再生能源的时刻，就越要高度重视燃气燃煤供应中断带来的安全风险。北京、上海、天津、浙江、江苏等地燃气发电装机占比较高，特别是北京电网燃气机组已成为主力电源，装机容量达到996万千瓦，占比80%以上。一旦西气东输主管道由于故障等原因中断供气，将导致燃气机组大量停运，电网停电风险增加。特别是单一管道供气地区，如发生电厂供气管道故障，将导致燃气电厂全停，负荷高峰期影响电力电量平衡及中枢点电压支撑，冬季还会影响居民供热。由于煤炭生产企业自身因素、煤炭价格升高等导致的燃煤供应中断带来的安全风险也不容忽视。要加强燃气燃煤供应、储备及管道安全管理，强化燃气燃煤资源组织调配，确保发电用气用煤可靠供应，加强天然气供应、煤炭生产、燃气发电和燃煤发电企业之间的沟通协调机制，避免因燃气燃煤供应中断引发大面积停电事件。

（四）用大概率思维应对小概率事件，加强应急能力建设

国际疫情严峻复杂、世界经济下行风险加剧，我国发展所面对的不稳定不确定因素显著增多，越来越多的极端事件正在威胁电力安全稳定供应。2020年8月14日至19日，持续的极端高温天气令加州用电需求激增，电网运营商对用户实施轮流停电，影响32.1万用户。2021年2月13日，日本福岛县发生7.3级地震，引发多座天然气电厂、燃煤电厂关停，超过百万人失去电力供应。在我国推进能源转型的进程中，要充分考虑到可能出现的“黑天鹅”事件，全面加强电力应急能力建设，由“以事件应急为中心”转变为“以风险管理为中心”。提高电网防灾抗灾能力，突出电网规划引领作用，统筹电源、电网建设和用户防灾资源，有序推进重要城市和灾害多发地区关键电力基础设施防灾建设。加强大电网“互济互保、互联互通、互供互备”，强化跨区电力应急支援能力建设。提高运行控制技术以及并网运行安全防控水平，优化大电网安全防御体系。

（五）充分考虑中国国情，推进电力市场化改革

我国新一轮电改的指导思想在很大程度上来自于国外经验，我们不排斥国际经验，但不能照搬国际经验。应在借鉴国外电力市场先进经验的基础上，坚持普遍性与特殊性相结合，发现符合国情的电力市场建设规律，探索建立与国情相适应的电力市场方案。要结合各地区的实际情况，研究建立“容量市场+电能量市场+辅助服务市场”的完整的电力市场体系，共同为电力供需平衡提供健全的价格信号。完善辅助服务补偿机制，由最初的“补偿成本+合理收益”向“谁受益、谁承担”的竞争性辅助服务市场转变。建立电力现货市场，以反映实时供需情况的分时段价格信号激励市场主体主动削峰填谷参与调节。探索建立容量市场，及时修正和协调市场变化，保障未来电力系统容量的充裕度。我们应该认识到，电力市场并不是解决一切问题的灵丹妙药，两起限电事件表明，在面临极端天气、极端社会事件的情况下，以经济性优先的市场设计理念难以保障系统安全。既要用好“看不见的手”，也要用好“看得见的手”，要更好地发挥政府在宏观调控、市场监管等方面的引导作用，保障基本公共服务的供给，妥善处理电价交叉补贴问题，确保居民、农业、重要公用事业和公益性服务等用电价格相对平稳，切实保障民生。

原文首发于《电力决策与舆情参考》2021年3月5日第9期