张树伟：从欧洲电价暴涨看电力系统安全
在欧洲，11月份以来，因为天气寒冷用电激增，风光出力不凑巧也非常孱弱（有个专门的德语词汇被高频提及并迅速普及：Dunkelflaute，无光弱风），电价出现暴涨。
据欧洲电力交易所（EPEX）数据，11日，德国日前每小时电价在拍卖中飙升至18年来的新高936.28欧元/兆瓦时（短期电力交易价格）。同日，欧洲多国的现货电价都飞上了天，法国、西班牙等国平均现货电力价格均创下了21个月新高。
在近年频发的世界大事中，电力系统往往是诱因或者显著受影响部分。电力系统的产业特征、价格动态、脱碳进程、技术进步，乃至政治与军事的脆弱性日益引发人们的关注。
电力系统日益成为“风暴眼”
电力系统逐渐成为当今社会动荡与矛盾的“风暴眼”。无论是经济困境中的能源成本，还是战争和地缘政治中的基础设施安全，电力问题正以前所未有的方式影响全球局势。
1.古巴：陈旧发电设施与经济的恶化
作为一个美洲岛国，古巴严重依赖燃油发电，并且在多年经济封锁下，使用的都是年久失修的进口设备。而国际油价目前的常态水平已经让古巴买不起可能卖家的石油。大范围、高频率的停电加剧了社会不满。电力危机可能引发连锁反应。
2.乌克兰：战争中的电力设施与冬季的严酷考验
乌克兰的民用电力基础设施在战火中受损严重。寒冷的冬季加剧了这一问题，电力中断成为无法忽视的生存威胁。这不仅是人道主义危机，也揭示了电力系统在现代战争中作为基础设施的战略关键性。任何和平方案都无法回避一个核心问题：如何从根本上解决战争中的导弹威胁，恢复电网安全。
3.叙利亚：腐败与战争夹缝中的“恩惠电力”
目前，叙利亚新政权仍在摸索治理的方向。叙利亚的电力困局由来已久。过去大部分地区，每天仅有两小时的供电，却被冠以“恩惠”的名义施与百姓。这不仅是技术问题，更是治理问题。在反对派占领阿勒颇（Aleppo）之后，本地电网居然首次实现较为稳定的供电。
4.德国：核电站关闭与电力进口的困境
以发展风电光伏加上天然气（必须Hydrogen-ready）著称的德国2024年关闭了最后几座核电站，日益从电力出口国转向进口依赖。虽然这一政策源于绿党的意识形态与民众取向（主要是对核废料处理无解的担忧），但其如何影响能源安全却是一个无比复杂缺乏足够预见能力的问题。11月13日的日前电价，傍晚时分的那个小时，欧洲大陆电价因寒冬飙升到接近1欧元/度（请注意：这是批发电价，终端还要加输配电成本以及各种税费）。很多国家（北欧）与群体（电力用户）无法接受。日益明显站队的国际组织“和事佬”国际能源署IEA称关停核电为“历史性的错误”。
信念的力量
如何理解这些已经发生的事情，需要价值标准，并且往往既有的信念更重要。就拿信息透明度最好的欧洲大陆电价暴涨事件来说吧。 “欧洲电价太贵了”？
持有这一信念的人群通过这一个小时的电力市场动态，信念再一次得到了加强。但他们似乎从未认真思考：“贵”到底意味着什么？
是可贸易部门的竞争力（这个汇率转换靠谱）？是本地服务业的电力成本（这个需要分析成本构成，IT企业完全不是个重要因素）？还是居民用户的负担（这个需要跟收入比）？还是电力部门的效率（这个需要扣除价格中的各种税费来比较）？
笔者的一个认知是：欧洲的高耗能大工业，几乎不用交任何税费，其年度平均电价大致10欧分左右（部分商业机密）参考1。
“风光靠不住”？
很少有人去追问：为何结论不是“正是因为有了风光，系统才得以在正常情况下实现低电价”？当风光不出力时，依赖化石能源的高成本体系在燃料价格高企和网络阻塞的背景下，电价暴涨几乎是必然的。
从逻辑上讲，正是因为风光系统的存在，低价格才有可能——如果它们不在系统中，那么导致高电价的结果又如何归咎于它们呢？
此外，它们并无超越实现预测出力之外的“应然系统义务”，将其视为万能解决方案本就不合理。高电价往往并非风光能源的问题，而是其缺席时化石能源系统的必然表现。
“挪威以邻为壑”？
一位英国博主如此评价挪威的跨境电力贸易限制可能：“这种限制毫无益处，甚至可能影响更广泛的商品和服务贸易。”这种观点笔者难以赞同。
挪威不再出口电力，本地电力用户显然直接受益。毕竟，挪威的人均用电量超过2万度，堪称电力大户，尽管人口也就几百万。电价上涨之下，电解铝以及取暖桑拿用户（覆盖率接近100%）无疑首当其冲。他们的抱怨自然会加剧。
当然，话不能只说一头。挪威作为一个小型电力系统，并不总是一个出口者，用户有的时候也会从跨境互联中受益：系统与大规模电力市场的连接提高了稳定性，尤其是在夜晚或特定月份，进口少量便宜电力成为可能。
但问题的复杂性在于：是否“以邻为壑”？
互联贸易确实“做大了整体蛋糕”，但其中依旧存在受损者。损失的程度如何衡量，何种权重下中断贸易可能才不算“以邻为壑”？这显然是一个主观性的问题。举个例子，当选美国总统特朗普的贸易观念：只要出现贸易逆差，就是“别人占了便宜”。如果挪威的电价上涨只有30%（而不是12日这一小时的300%），是不是可以接受？
“德国关停核电后，从法国进口核电”？
这样的评论，其实反映出对电力系统均一特性的误解。德国从法国进口电力的唯一理由是：在那个时刻、那个地点，这么做是经济上最合算的选择，省钱。至于这份电力是否来自法国的核电站并不重要，甚至根本无从知晓。电力的均一特性决定了，给电力划成分往往既没有必要也没有可能。这一论断说明德国与法国的电力互联是纯粹的交易逻辑结果，而非政策失败的象征。当然，这并不意味着政策的成功，而只是一个不相干的因素。
中国可以从中悟到什么
从古巴、乌克兰、叙利亚、德国以及挪威的电力系统问题中，我们看到了一些共同的经验与教训：电力系统不仅是技术和经济问题，更是社会稳定与国家安全的核心要素。古巴因依赖燃油发电而在经济压力下接近崩溃边缘，叙利亚的电力成为腐败治理失败的缩影，乌克兰则在战争中见证了电力系统作为基础设施的脆弱性与战略意义。德国关闭核电站后一系列超越历史的极端体验，暴露了统一市场中各种因素交叉下的复杂互动；而挪威与邻国的电力贸易争议，则提醒我们能源市场利益分配的平衡挑战。
回到中国，电力系统具有很多“特色”。其中最大的特色就是：同一般的电力系统追求供给=需求（t） 的平衡不同，中国电力系统进一步追求在很大的时间尺度𝑇 上，净需求（需求-不可控电源）保持稳定。也就是可控电源可以维持一条线运行。
如此，发改委可以给5000 多个发电厂设置类似的小时数，方便定价。大家都差不多，5000 个并不比 1 个增加复杂度与工作量；电网可以比较省事地安排平衡的时间尺度，不用频繁干预。二者各得其所。
但是，这一机制也带来了一些新的问题，重载了大量的电力工程与经济学基本概念，比如发明了“调峰辅助服务”，以稳定输出为美。2005 年开启的电力体制改革到今天已经接近 10 周年了，这一特色没有削弱，反而有所加强，可谓一场“光摸石头、没有打算过河”的机会主义实验。
当前市场的割裂与局限：
中国存在的各种术语定义的市场，粗略数来已经超过 15 个之多。每当官方定义一个新的概念，或者沟通一个新的模式，就会自动形成围绕这一概念或模式的拥趸与市场参与者，特别是市场的潜在供给者。供给者会成为新的既得利益集团，推动市场的形成，甚至膨胀到明显夸张的地步。
新的市场与原有市场功能割裂，缺乏联通与充分竞争，定价机制也难以统一。与其称之为市场，理解为“地盘”或更为合适。这样的体系显然不会有任何弹性，而是一个高度静态化的控制安排。
例如，目前主要的“地盘”包括：
·年度煤电交易：占总用电量 80% 以上，由发改委管控价格和合同（煤电基准电价，0.3-0.5 元不等）。
·跨区电力特供：占用电量 5%多，计划设定总潮流、边际上调整来自于双边交易，价格随机。例如浙江曾经 5-10元/度【参考2】的高价双边交易买电，国家调度中心计划设定潮流。
·月度与周度交易：占总用电量 5%-10%，由地方交易中心控盘，价格与年度煤电交易相似。
·需求侧响应市场：占总用电量 1%，价格 0.3-3 元/度不等，地方主导。
·储能放电补偿：占总用电量 0.01%，价格 0.5-3 元/度不等。
·绿电交易：发明“绿色价值”概念并脱离机制设定，各地试点机构控盘，价格随意，从零到几分不等。
·其他如系统运行费、煤电容量电费、深度调峰市场等。
这些小市场往往通过系统用户/发电机组成本分摊来筹集资金，创造潜在供给者的需求，维持整个体系的运行。这种做法涉及公平性以及道德风险，危及发电企业与用户的正当权益，形成“躺着也中枪”的局面。
电网拓扑结构的风险暴露：
与上述问题尤其相关的，是中国电网经年累月形成的拓扑结构——大需求中心网络加上若干条超级“大飞线”，类似于外露的动脉。在当前国际形势下，这种拓扑结构的脆弱性（比如相比网状电网而言。中国的西北/华北并没有那么远，它们在山西/陕西相接，只需要几条背靠背就能实现类似的电力交换目的）正在逐渐暴露。
例如，浙江的外来电比例已经超过 1/3，随着第三条特高压线路的建成投运，其外来电容量比重将超过 5000 万千瓦，相当于当地每日最低负荷水平，超过最高负荷的 35%。一旦出现多回直流同时故障、关键枢纽变电站全停等情况，系统的安全与稳定将面临重大考验。
国家能源局底线式思维文件中提到，需要围绕这些系统性重大风险落实“一案一策”的管控措施，确保大电网的安全稳定运行。然而，现实问题是：要在本地安排 5000 万千瓦的备用电力吗？如何安排？如果不能确保足够备用，所谓“确保大电网稳定运行”又该如何落地？
这是电力工程技术与国家战略安全问题都必须回答的问题。
总之，爱情与战争中，发生任何事情都不奇怪。现在，这个论断还需要加上“电力系统”。
