欧洲能源危机下英国电网电力保供措施对中国的借鉴启示

俄乌冲突给欧洲能源供需格局带来深刻变革，英国电网2022年冬季的电力供应安全受到严峻挑战。英国电网在冬季来临之前，已对极端情况予以充分考虑，其中包括一次能源供给受阻叠加欧洲大陆电力支援能力不确定等情况，有针对性地提出了应对措施，并在每年定期的迎峰度冬报告中向社会发布，取得了积极成效。从中国源网分开经营、电力体制机制逐渐成熟、区域性供需结构矛盾不时发生的实际情况看，这种基于电网企业对能源电力供给极端情况的分析十分必要，在极端情景的分析范式、应急资源的充分储备、公共信息的及时发布方面，能够为中国新型电力系统建设下的电力保供工作提供充分借鉴。建议源网荷各方市场主体与政府部门协同发力，在电力系统极端情况运行模拟、需求响应资源准备和信息透明化建设方面取得更进一步的成效。

（来源：中国电力 作者：朱瑞，刘卓然，靳晓凌，师玙瑶）

01 英国电网电力保供面临的形势

1.1 英国电网基本情况

英国较早提出了弃煤计划，从20世纪90年代的30%以上，逐步降低燃煤发电的比例，逐渐形成以天然气、核电和可再生能源为主的电源结构。天然气、风能、核能也成为英国电力主要来源，在保证了英国自身需求的同时，还经跨国输电通道同欧洲大陆保持电网连接，长期保持净出口状态。高比例的燃气机组和跨国电力交易，也是英国在保持高比例可再生能源消纳并维护自身能源电力稳定供应的关键。

英国电网与多国电网互联，形成欧洲互联电网。为促进经济发展、提高能效和保障可再生能源消纳，加强各国间电网互联成为欧洲共识。英国电网作为欧洲互联电网的重要组成部分，主网架以400 kV、275 kV及132 kV为主，并通过13条跨海输电线路与丹麦、法国、荷兰等国家相连，如图1所示。

图1 英国跨海输电线路

Fig.1 Transmission lines across the sea of UK

英国的电力保供工作的极端情景在俄乌冲突发生后发生变化，需要考虑一次能源不足和供需情势反转下的欧洲大陆的电力支援能力。英国的电源结构以天然气、核电、可再生新能源为主，长期保持电力盈余，扮演向其他欧洲国家出口电力的角色。俄乌冲突前电网的传统安全风险主要来自新能源的波动性和不确定性，英国的调峰电源较为丰富，其能源电力安全能够得到有效保障。英国总装机量达113.9 GW，以天然气、风力发电为主，其中天然气装机27.6 GW，占比约24%，风电装机28.3 GW，占比约25%，光伏装机15.4 GW，占比约14%。燃气机组、调峰机组、储能是保证系统可靠性的重要依托，到2022年底，其装机容量约占总装机容量的36%，燃煤发电装机则从2015年的22%逐步降低至1%，如图2所示。从供需角度来看，2022年英国电力进出口情况发生了重大变化，总发电量约386 TW·h，总用电量约396 TW·h，进口43.4 TW·h，出口33.8 TW·h，从传统的电力出口国转向电力进口国。天然气发电、风电、核电是英国电力主要来源，合计发电量占比达到75%以上。随着俄乌冲突的发生，英国的电力安全除了受到传统风险的威胁，还将受到天然气资源来源不足、进口电力不足等新的风险影响。

图2 2022年英国装机和发电结构

Fig.2 UK power installation and generation structure in 2022

英国的电力体制机制经历了私有化和市场化改革，电力保供工作的政策举措都建立在市场化的体制机制之下。英国涉及能源电力安全的能源宏观政策制定由英国商务、能源与产业战略部（BEIS）负责。天然气与电力市场管理局（GEMA）是政府能源主管部门，负责制定能源发展战略，起草电力法案并负责执法。其中，天然气和电力市场办公室（OFGEM）主要负责电力市场及电网政策落实情况等电网业务监管。英国国家电力公司则负责电力系统的具体运营，有权根据电网公司的预测直接向市场发布“夏季展望”“冬季展望”等关于能源电力供需形势的分析报告，并可以在报告中声明所面临的风险及为了降低风险将要在市场中采取的行动。

由于俄乌冲突给欧洲天然气市场带来的不确定性，英国国家电力公司在2022年《冬季展望报告》中模拟了天然气短缺下发电站供应受限的断电风险，预测英国部分地区可能将拉闸限电。而实际上，在冬季风力发电量下降和寒潮导致用电需求最高时期，英国国家电网仅通过启用冬季备用的2台燃煤机组填补电力供应缺口，未造成具体的断电事故。

1.2 英国2022年冬季的供需概况

英国在2022年冬季中，“迎峰度冬”电力需求较往年相比略有所下降，并且因为是暖冬，天然气需求不足。在入冬前，一方面，英国电网面对越来越严峻的天然气市场供需紧张形势，做了天然气严重不足的极端情景假设；另一方面，英国电网就从电力出口国向电力受入国的转变，也对可能发生的跨国电力支援中断表现出了担忧。英国电网冬季展望报告主要就来自欧洲大陆电力支援能力受阻和天然气等一次燃料供给受限等做了极端情景假设分析。

英国电网就2022年冬季用电情况的预测，受整体经济不景气影响，保持悲观态度。最大预测值为45.4 GW，最大电力负荷将不会超过46 GW，都较2021年最大负荷46.8 GW和2020年最大负荷46.4 GW要低，最大负荷预测如图3所示。实际上，受冬季风力发电量下降和寒潮影响，英国冬季最大负荷达47.1 GW。

图3 英国2022年冬季电力需求预测

Fig.3 Prediction of winter power demand in the UK of 2022

电网供给侧风险主要来源于欧洲大陆电力支援能力不足和天然气等一次能源供给不足。如不考虑上述风险，各类电源最小可用容量约62.4 GW，考虑寒冷天气及旋转备用下，英国最大用电需求约58.7 GW，可保有6.3%的系统裕度，英国电网2022年冬季电力供给能力如图4所示。

图4 英国2022年冬季电力供给能力

Fig.4 Winter power supply capacity of 2022 in the UK

02 英国电网面临的极端情景及采取的措施

2.1 英国电力保供考虑的极端情景

ESO对极端场景的分析建立在2类极端场景叠加的基础上，极端场景的预演分析体现了对可能风险的关切，分析结果重点在于对电力供应能力和对用户用电可靠性的影响。极端场景建立在供需基础场景的分析上，并在此基础上，一是叠加了电力进口不足的场景，二是叠加了天然气供给减弱的极端场景。总体的判断是，在基础场景上基本能满足用电需求，依然具有较好的充裕性，但是在2个极端场景的叠加上，将导致2022年11月—2023年1月（除圣诞节期间）会造成轮流限电的情况。

在英国电力供应保持稳定的基础场景下，ESO分析最小可用容量依然能够保持6.3%的充裕度。在此基础上叠加电力进口大规模受阻的单一因素，实际是考虑了英国从法国、比利时和荷兰进口电力完全中断，仅从挪威进口一定规模的电力，并保持本土对北爱尔兰和爱尔兰的出口稳定，届时挪威进口电力为1.2 GW，并对北爱尔兰和爱尔兰出口0.4 GW。此时，ESO可通过与EDF（法国）、DRAX（英国）和Uniper（德国）3家能源公司签署的多份应急合同，调用市场化资源以外的2 GW煤电机组，并能够通过部署2 GW需求响应服务来予以应对。在以上应对措施基础上，将导致电力系统裕度从3.7 GW降至3.3 GW，充裕度也从最大用电负荷的6.3%下降至5.7%。在此种情况下，ESO通过考虑用电需求、风机出力及停电的变化，进行了分月度的电力系统充裕度生产模拟。结果显示，英国电力系统整体充裕，若考虑90%置信度的日内波动下，2022年12月—2023年1月（不包括圣诞节）偏紧，预期负荷损失将达到0.5 h/年，结果如图5所示。从英国电力系统裕度实际情况看，实际运行情况基本没有在预测区间内。

图5 单一因素影响下的电力系统充裕度

Fig.5 Power system adequacy under the influence of a single factor

天然气的供应是ESO担心的另一主要因素。在此基础上英国电力供应在极端场景考虑时，除了电力进口受阻，进一步叠加了英国本土天然气供给不足的场景。进一步假定，10 GW天然气发电机组在2023年的1月的两周内不可用。在此基础上进行生产模拟可知，这将使电力系统裕度在此期间多次降低到负值。由此产生的后果是，ESO将不得不对部分用户实施每天约3 h的轮流停电措施，如图6所示。

图6 双重因素叠加下的电力系统充裕度

Fig.6 Power system adequacy under the dual-factor influence

这样的极端情景选择，有其现实合理性。进口困难和天然气供应不济是影响英国2023年冬季电力供应的两大重要因素。从电力进口情况看，互联线路的安全可靠性和电力来源国的能源困境直接影响英国电力进口，尤其需要考虑英国东南部连接法国、比利时海底电缆完全退出的可能，以及法国、比利时、荷兰、挪威等供应受阻的情况。从天然气供给情况看，英国2022年冬季47.4%的可靠电力容量来自燃气机组，约占天然气总需求量的23% 。在需求高峰期主要由LNG和欧洲大陆进口气进行调节，高达单日供应量的37%。寒冬期间，英国单日天然气需求约4.81亿m3，LNG约1.04亿m3，占其高峰期单日供应量21.6%，欧洲大陆来源的天然气约7500万m3，占其高峰期单日供应量15.6%。10 GW天然气发电容量损失大致相当于用气高峰期间LNG和欧洲大陆天然气进口完全中断，其反映了供应链上游的极端情景。但受2023年冬季俄乌冲突等地缘政治因素影响，天然气进口充满不确定性。

2.2 英国电网企业所采取的措施

英国电力系统运营商针对极端情景所采取的措施与国内有比较类似的地方，关注疏通需求响应，并积极调用煤电等提供保障。由于发电企业的电力资源配置基本由市场机制决定，因此ESO将专注于为系统提供需求响应资源和纳入市场交易的额外电力资源。

在需求响应方面，ESO就2022年11月—2023年3月运行的需求响应服务与能源行业进行协商，要求供应商提供的容量为1~100 MW，至少响应30 min，并于2022年10月份开始对投标的供应商进行测试。

在煤电保障方面，在英国商业、能源和工业战略部要求下，ESO与EDF（法国）、DRAX（英国）和Uniper（德国）3家能源公司签署了多份应急合同，使他们能够在市场化手段用尽以后，为英国电力系统提供总计约2 GW的额外煤电可用容量，并通过提供辅助服务中的备用服务参与英国电力市场。

英国“迎峰度冬”为应对极端场景，充分考虑了能够采取的措施。作为对极端场景的应对，ESO有信心部署至少2 GW的需求响应，这将占最大负荷的4.4%，与可调用额外的火电机组基本具有相同的份额。2项举措综合相当于为英国电力系统减少了约4 GW的电力供应缺口，能够基本应对跨国电力输送受阻的问题。

03 对中国电力保供的主要借鉴

3.1 极限情景的分析范式

ESO针对极限情景多因素叠加的极端情况推演的分析范式值得被充分借鉴。以“历史数据+预测数据”结合的方式，首先明确边界条件，确定今冬电力供给和需求的基本面信息；其次逐次叠加供给侧电力进口、一次能源等影响因素，按日进行供需情况模拟，分析出极限情景的电力最大缺口及影响因素，明确应对措施发挥的作用和用户影响。

2023年“迎峰度夏”“迎峰度冬”期间，中国一些区域供需形势仍然偏紧，尤其要根据各地区电力供需的特点，重视可能出现的多因素叠加、交互影响带来的电力保供的风险，在极限情景推演中重点考虑以下3个方面因素，及其叠加带来的极端场景。

1）极端天气方面，2023年大气环流异常，气候预测难度较大，极端天气不确定因素较高。尤其较多气象预报认为今冬可能是整体偏暖，反而可能会导致应对极端天气的疏忽大意，场景分析要充分考虑台风、霜冻等极端天气对关键设施破坏带来的电力供应影响以及短期寒潮带来取暖负荷激增对电力需求的影响。

2）一次能源供给方面，受国际天然气市场需求旺盛的影响，要充分考虑天然气供给不足的场景，尤其是华东地区，其燃气机组装机约4500万kW，占全国燃气机组容量约40%。虽然在总装机中占比不足1.7%，但是多处于经济发达和冬季无供暖地区，影响力大。

3）近端输电通道支撑方面，从去年夏天欧美和国内川渝地区电力短缺情况看，供给不足往往带有区域性特点，短期内难以从临近地区得到充足支撑，依赖于跨省跨区输电通道的资源大范围配置和互济。除电网设备外，极端场景下，要重点考虑送端电源对充裕性和关键时间段的支撑能力。

3.2 应急资源的充分储备

充分借鉴ESO应对极端场景所采用的调动需求侧资源的有效措施，尤其要进一步发挥中国有效市场和有为政府协同发力的制度优势，进一步重视需求响应资源的高效配置。ESO报告指出紧平衡期间，将向容量市场下发调用容量资源的通知，并且在现有市场机制以外，储备了在商业合同用尽后可调用的煤电机组及需求响应资源，预计可提供相当于预测最大负荷8.8%的容量支撑。

以市场手段调节电网尖峰负荷边际波动，经济性和科学性显著，有利于资源的高效配置。中国负荷高峰具有峰值高、持续时间短、温度负荷占比高的特点，需要的电源及电网投资规模较大、效率低。以市场化手段调用需求响应资源将降低对备用容量和灵活性电源的投资需求，能够充分利用需求侧资源促进供需平衡，避免了大规模投资成本疏导后带来的设备利用效率下降和全社会用电成本增加。

虽然得益于中国需求响应资源潜力大，但是更加需要市场手段形成长效激励机制。中国电动汽车保有量大，截至2022年6月底，全国新能源汽车保有量达1001万辆，以每辆车3.3 kW的放电功率、40 kW·h的电池容量计算，相当于3000万kW、13.3 h的储能（4亿kW·h的电量）。中国夏季空调负荷占比高，以上海为例，2022年最大空调负荷预计将超过1400万kW，占全社会最大用电负荷的40%以上，电力紧张的川渝地区空调负荷超过50%。电动汽车充电负荷和温度调节负荷都能作为可调节负荷构成巨大且有效的需求响应资源池。但目前需求响应规模仍然有限，主要在于缺乏市场化手段形成可持续性激励措施，仍然依赖于政府财政支出，可推动协调现有峰谷电价差和现有市场机制，尽快落实需求响应的长效激励机制。

此外，中国未来20年内退役煤电机组规模较大，也需要提前研究，提早准备，为新型电力系统建设提供充裕的应急备用资源。预计从2021年末至2030年，按30年设计寿命估算须退役的煤电机组容量预测约1亿kW，到2040年预计达到5.5亿kW以上。从短期看，对于“三北”“三华”地区现有“关而不拆”煤电机组，及时组织并网测试，确保调用资源切实可用。从长期看，根据《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》，“十四五”期间“关而不拆”煤电机组须保持1500万kW应急备用能力，对应需要加快构建“关而不拆”的煤电机组的激励和补偿机制，进一步细化规定，并推动制定在极限情景下可降低能效、环保方面的标准要求。

3.3 公共信息的及时发布

英国每年定期对外发布《Winter Outlook Early View（冬季早期预测）》《Winter Outlook（冬季展望报告）》《Winter Review and Consultation（冬季回顾与咨询报告）》等3种“迎峰度冬”系列报告，争取广泛社会支持，并及时回溯、科学总结、提出建议。本次冬季展望报告发布后4天，得到了法国电网运营商（RTE）的积极回应，称其将在关键时刻为英国提供电力。

中国也可推动建立电力行业制定者同公众的广泛联系，促进相关电力迎峰度夏政策受到社会广泛认同与支持。越是在电力紧平衡的时期，越需要全社会节能节电的良好氛围，越需要参与有序用电的市场主体和全体民众的广泛支持。随着产业结构的调整和居民对舒适性追求的提高，负荷尖峰时期，工业的主导地位已然发生动摇，限制大规模用户用电所发挥的作用正在减弱，越来越需要聚合全社会方方面面的零散资源。尤其在电力局部区域紧平衡、风险因素层出不穷的当下，日常就要形成倡行节约的良好用能用电习惯。因此，越来越需要政府、能源电力主管部门及时准确地向社会发布供需情势，培育厉行节约的社会氛围，在紧平衡时间段，鼓励全社会共同发挥作用。

公开透明的信息披露容易在电力保供期间形成政府、企业、用户的良好合作。随着民生保障需求的持续增加，电力保供压力逐渐增大，且保供工作的系统性越来越强，一次能源供应保障、应急抢修、极端天气应对等方面越来越需要不同行业间、政府部门间进行协调。以企业协会等组织和政府部门共同作为主导，定期进行电力保供形势研判和分析并公开透明发布，能够更好地促进各方形成相互信任、相互支持的良好合作。

04 结语

通过学习借鉴英国电网企业对英国迎峰度冬的应对措施及其发布的迎峰度冬报告，中国电力系统研判极端情景、储备源荷侧备用资源以及加快电网开放都有助于电力保供。由此提出以下相关建议，以期在电力保供期间形成电力系统中各企业的整体合力提供支持和帮助。

1）建议各省政府部门组织电力企业，协同相关咨询单位及企业，充分考虑跨省跨区输电通道受阻、极端天气、一次能源供给不足等极端情况，尤其考虑多因素叠加的极端情况，按日进行电力供需情况模拟，明确需要重点关注的时间段和场景，有针对性地设计极限情景演练方案，尤其需要提出多种因素叠加的最坏情况及其应急方案。集约资源，科学应对，尽可能做最坏准备，才有可能争取不坏的结果。

2）建议地方能源主管部门，对于可能产生电力硬缺口的省份，进行跨省跨区电力支援的源网荷储联合调控运行的模拟，重点保障人财物等各类资源准备，提前为送端电源应发尽发创造条件。

3）建议电网企业和地方政府部门之间加强协调，以公平开放的手段，开展需求响应，备足专项资金，确保激励力度，鼓励更多用户在电力保供期间积极参与需求响应。对于具有需求响应机制和退役煤电机组调用条件的地区，备足政府专项资金，保证有效激励。

4）建议政府能源电力主管部门及时并如实向社会发布电力保供情况报告，争取社会的广泛理解和支持。并推动在每年迎峰度夏、迎峰度冬期间，形成向社会定期发布相关情势分析报告的常态化机制。