原標題：究竟｜倫敦電價暴漲50倍？更大風險逼近，歐洲電力危機何解
澎湃新聞記者 楊漾 實習生 黃錦暄
7月，突破歷史極值的熱浪席卷歐洲，對本已脆弱的能源市場火上澆油。7月19日，英國氣溫突破40攝氏度，經歷了自有記錄以來最熱的一天，首都倫敦當日宣布進入“重大事件”狀態。極端高溫加劇了供應緊張并刺激短期電價上漲。7月20日，一場停電危機在英國悄然上演：英國國家電網以一筆天價交易避免了英格蘭東南部陷入黑暗之中。
一些媒體對此報道稱“倫敦電價一度飆升5000%”，“英國公用事業公司的電價被推高至創紀錄的每兆瓦時9724.54英鎊”，導致部分網友推算出英國電價“一度電79元”。實際上，此類表述語焉不詳，此“電價”非彼“電價”。
據澎湃新聞了解，這是英國國家電網電力系統運營商(National Grid ESO)迫于電力系統實時平衡需要，從比利時購電的價格。7月20日午間12:00-13:00，經英比電網Nemo互連系統的跨境電力交易最高價格達到9724.54英鎊/兆瓦時，創下英國有史以來為進口電力支付的最高價格。這一數字是2020年全年英國國內電力均價(不含稅)的約55倍，今年1-3月英國日前市場月均價的46倍。
以這一創紀錄價位購入的實際電量并不多，據外媒報道“只夠滿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、比利時和荷蘭進口電力的依賴”，“在那60分鐘左右的時間里，跨海峽購電成為平衡系統的唯一選擇”。英國電網方面表示，當時的競標發生在十分緊張的市場環境下，因為歐洲大陸也面臨電力吃緊，推高了整體電價。這恰恰說明了市場機制在起作用：價格作為信號，反映了稀缺性。
普通電力消費者需為此天價交易買單。有國內電力行業人士向澎湃新聞介紹，英國的上述費用屬于電力市場平衡成本，將通過成本回收機制由電網向發電商和消費者傳導，造成終端電價上升。7月20日不同時段，英國三個電力聯網項目的跨境交易電力價格
在英國電力市場，發電商和電力供應商(零售商)在不同平臺通過簽訂遠期交易和短期交易(日前和日內交易)來滿足發用電需求。但這樣的雙邊合同并不會從系統運行角度出發滿足整體電力實時平衡。因此，系統調度機構ESO需要通過采取包括 “平衡機制(Balancing Mechanism)”在內的一系列措施來確保電力供需實時平衡。由于輸電阻塞、預測偏差等原因，調度機構需要以每30分鐘為一個結算周期進行一系列操作，來確保電力系統運行的實時平衡。
早在俄烏沖突爆發之前，英國電力系統的平衡機制成本就已隨著退煤進程及波動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年增長了48%。造成去年平衡成本上漲的原因包括：間歇性風電出力的增加導致網絡擁堵程度加劇，系統約束成本上升；部分可調度燃煤電廠關閉，導致調用燃煤發電機組成本增加；2021年12月的日前基荷平均批發電價約為2020年同期的四倍，達到262英鎊/兆瓦時。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78%，達到2.32億英鎊。
自2021年以來，英國電價水平飆升。數據顯示，2021年1-6月，其日前市場平均價格為66.4英鎊/兆瓦時，7月均價突然暴增至93英鎊/兆瓦時。在11月、12月，英國日前市場月均價分別達到218.28英鎊/兆瓦時和287.65英鎊/兆瓦時， 為上半年均價的3.3倍和4.2倍。去年12月16日，單日批發電價達到峰值484.39英鎊/兆瓦時。
德國、西班牙等歐洲國家的電價也被推至歷史新高。據國際能源署數據，2022年上半年，歐洲的天然氣價格比2021年同期上漲了四倍，煤炭價格上漲了三倍多，導致許多市場的批發電價上漲了三倍多。全球主要電力批發市場的價格指數達到了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和期貨價格指數，2016年Q1=100。國際能源署《電力市場報告》(2022年7月更新)
最危險的時刻還沒到來。英國國家電網公司近日在2022/23冬季展望中稱，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”，例如價格飆升。
英國只有約6%的天然氣進口來自俄羅斯，該國政府一直借此數據來淡化英國能源系統的潛在風險。但今冬英國電網的容量裕度低于去年，一旦供應短缺，須依靠連通法國、挪威、比利時和荷蘭的通道進口電力。“在最緊張的日子里(最有可能出現在12月份上半個月)，英國的電價將高于歐洲大陸。”英國國家電網表示。
資深能源分析人士哈維爾·布拉斯在觀點文章中稱，英國在7月20日為避免停電付出的代價是能源基礎網絡投資長期不足的惡果，一旦出現危急時刻，“即使把電價漲到天價也難以為繼。”
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、核電也遭到沖擊，加之風力減弱，歐洲能源安全四面楚歌。
水電是歐盟的第四大電力來源，僅次于天然氣發電、核電和風電。歐盟委員會聯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，燃煤發電和核電站也受此波及。
德國的燃煤發電廠依賴萊茵河等水道的駁船運送燃料、法國的核電站依賴河流進行冷卻。最近運營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，今夏可能會削減一些核電站的發電量。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電量。水量太低也影響燃煤發電，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，最近德國的一個燃煤電廠已經通報燃煤補給堪憂。
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題困擾而停運，核發電量一再削減。當寒冷天氣到來、供暖需求激增，如果核電機組的可用比例仍然很低，法國的日前電力價格可能會在今冬直沖4000歐元/兆瓦時的天花板。