一些媒體對此報道稱(chēng)“倫敦電價(jià)一度飆升5000%”，“英國公用事業(yè)公司的電價(jià)被推高至創(chuàng )紀錄的每兆瓦時(shí)9724.54英鎊”，導致部分網(wǎng)友推算出英國電價(jià)“一度電79元”。實(shí)際上，此類(lèi)表述語(yǔ)焉不詳，此“電價(jià)”非彼“電價(jià)”。
據記者了解，這是英國國家電網(wǎng)電力系統運營(yíng)商(National Grid ESO)迫于電力系統實(shí)時(shí)平衡需要，從比利時(shí)購電的價(jià)格。7月20日午間12:00-13:00，經(jīng)英比電網(wǎng)Nemo互連系統的跨境電力交易最高價(jià)格達到9724.54英鎊/兆瓦時(shí)，創(chuàng )下英國有史以來(lái)為進(jìn)口電力支付的最高價(jià)格。這一數字是2020年全年英國國內電力均價(jià)(不含稅)的約55倍，今年1-3月英國日前市場(chǎng)月均價(jià)的46倍。
以這一創(chuàng )紀錄價(jià)位購入的實(shí)際電量并不多，據外媒報道“只夠滿(mǎn)足八棟房子一年的電力需求”，但“它暴露了英國對從海外特別是法國、比利時(shí)和荷蘭進(jìn)口電力的依賴(lài)”，“在那60分鐘左右的時(shí)間里，跨海峽購電成為平衡系統的唯一選擇”。英國電網(wǎng)方面表示，當時(shí)的競標發(fā)生在十分緊張的市場(chǎng)環(huán)境下，因為歐洲大陸也面臨電力吃緊，推高了整體電價(jià)。這恰恰說(shuō)明了市場(chǎng)機制在起作用：價(jià)格作為信號，反映了稀缺性。
普通電力消費者需為此天價(jià)交易買(mǎi)單。有國內電力行業(yè)人士向澎湃新聞介紹，英國的上述費用屬于電力市場(chǎng)平衡成本，將通過(guò)成本回收機制由電網(wǎng)向發(fā)電商和消費者傳導，造成終端電價(jià)上升。
7月20日不同時(shí)段，英國三個(gè)電力聯(lián)網(wǎng)項目的跨境交易電力價(jià)格在英國電力市場(chǎng)，發(fā)電商和電力供應商(零售商)在不同平臺通過(guò)簽訂遠期交易和短期交易(日前和日內交易)來(lái)滿(mǎn)足發(fā)用電需求。但這樣的雙邊合同并不會(huì )從系統運行角度出發(fā)滿(mǎn)足整體電力實(shí)時(shí)平衡。因此，系統調度機構ESO需要通過(guò)采取包括 “平衡機制(Balancing Mechanism)”在內的一系列措施來(lái)確保電力供需實(shí)時(shí)平衡。由于輸電阻塞、預測偏差等原因，調度機構需要以每30分鐘為一個(gè)結算周期進(jìn)行一系列操作，來(lái)確保電力系統運行的實(shí)時(shí)平衡。早在俄烏沖突爆發(fā)之前，英國電力系統的平衡機制成本就已隨著(zhù)退煤進(jìn)程及波動(dòng)性可再生能源比例的提高而出現激增。ESO今年初公布數據，2021年英國電力系統平衡成本達到26.5億英鎊，較2020年增長(cháng)了48%。造成去年平衡成本上漲的原因包括：間歇性風(fēng)電出力的增加導致網(wǎng)絡(luò )擁堵程度加劇，系統約束成本上升;部分可調度燃煤電廠(chǎng)關(guān)閉，導致調用燃煤發(fā)電機組成本增加;2021年12月的日前基荷平均批發(fā)電價(jià)約為2020年同期的四倍，達到262英鎊/兆瓦時(shí)。ESO今年6月預測，英國7月份電力系統平衡成本預計將同比增長(cháng)78%，達到2.32億英鎊。
自2021年以來(lái)，英國電價(jià)水平飆升。數據顯示，2021年1-6月，其日前市場(chǎng)平均價(jià)格為66.4英鎊/兆瓦時(shí)，7月均價(jià)突然暴增至93英鎊/兆瓦時(shí)。在11月、12月，英國日前市場(chǎng)月均價(jià)分別達到218.28英鎊/兆瓦時(shí)和287.65英鎊/兆瓦時(shí), 為上半年均價(jià)的3.3倍和4.2倍。去年12月16日，單日批發(fā)電價(jià)達到峰值484.39英鎊/兆瓦時(shí)。
德國、西班牙等歐洲國家的電價(jià)也被推至歷史新高。據國際能源署數據，2022年上半年，歐洲的天然氣價(jià)格比2021年同期上漲了四倍，煤炭?jì)r(jià)格上漲了三倍多，導致許多市場(chǎng)的批發(fā)電價(jià)上漲了三倍多。全球主要電力批發(fā)市場(chǎng)的價(jià)格指數達到了2016至2021上半年平均水平的兩倍。
2016-2023年部分地區的季度平均電力批發(fā)和期貨價(jià)格指數，2016年Q1=100。國際能源署《電力市場(chǎng)報告》(2022年7月更新)最危險的時(shí)刻還沒(méi)到來(lái)。英國國家電網(wǎng)公司近日在2022/23冬季展望中稱(chēng)，如果俄羅斯切斷流向歐洲的天然氣，英國將面臨該國能源供應的“連鎖反應”，例如價(jià)格飆升。英國只有約6%的天然氣進(jìn)口來(lái)自俄羅斯，該國政府一直借此數據來(lái)淡化英國能源系統的潛在風(fēng)險。但今冬英國電網(wǎng)的容量裕度低于去年，一旦供應短缺，須依靠連通法國、挪威、比利時(shí)和荷蘭的通道進(jìn)口電力。“在最緊張的日子里(最有可能出現在12月份上半個(gè)月)，英國的電價(jià)將高于歐洲大陸。”英國國家電網(wǎng)表示。
資深能源分析人士哈維爾·布拉斯在觀(guān)點(diǎn)文章中稱(chēng)，英國在7月20日為避免停電付出的代價(jià)是能源基礎網(wǎng)絡(luò )投資長(cháng)期不足的惡果，一旦出現危急時(shí)刻，“即使把電價(jià)漲到天價(jià)也難以為繼。”
歐洲愈演愈烈的電力危機，是多重因素共同作用的結果。在天然氣已陷入困境之際，近期，能夠提供穩定電力的水電、煤電、核電也遭到?jīng)_擊，加之風(fēng)力減弱，歐洲能源安全四面楚歌。
水電是歐盟的第四大電力來(lái)源，僅次于天然氣發(fā)電、核電和風(fēng)電。歐盟委員會(huì )聯(lián)合研究中心月度旱情監測報告顯示，截至7月初，許多歐洲國家的徑流式水電站發(fā)電量低于2015-2021年的平均水平，特別是意大利(與平均水平相比-5039GWh)、法國(-3930GWh)和葡萄牙(-2244GWh)。水電站水庫同樣下降，影響到挪威、西班牙、羅馬尼亞、黑山和保加利亞等國家。
干旱缺水不僅沖擊水電，燃煤發(fā)電和核電站也受此波及。
德國的燃煤發(fā)電廠(chǎng)依賴(lài)萊茵河等水道的駁船運送燃料、法國的核電站依賴(lài)河流進(jìn)行冷卻。最近運營(yíng)歐洲最大核電站的法國電力公司警告，由于干旱導致用于反應堆冷卻的河水量減少，今夏可能會(huì )削減一些核電站的發(fā)電量。上月由于隆河水位下降，法國電力公司已被迫限制位于里昂附近的核電站發(fā)電量。水量太低也影響燃煤發(fā)電，德國萊茵河是將煤炭從鹿特丹運到德國南部最便宜、最簡(jiǎn)單的方式，通常德國燃煤電站利用春季融雪的高水期補庫存，由于水位下降太快，最近德國的一個(gè)燃煤電廠(chǎng)已經(jīng)通報燃煤補給堪憂(yōu)。
分析師們認為，此輪歐洲能源危機中最先停電的可能不是德國或英國，而是法國。
今年法國可用核電裝機容量(紅線(xiàn)代表2022年)遠低于往年作為歐洲最大電力出口國的法國，其國內半數核電站深受管道腐蝕等問(wèn)題困擾而停運，核發(fā)電量一再削減。當寒冷天氣到來(lái)、供暖需求激增，如果核電機組的可用比例仍然很低，法國的日前電力價(jià)格可能會(huì )在今冬直沖4000歐元/兆瓦時(shí)的天花板。
