从美国近期大停电事故的共因看当前电力安全供应问题

美国加州去年8月中旬因高温天气引起电力供应危机，得州今年2月中旬因极寒天气带来更大的电力供应灾难，事故的性质有一定共性。前者在政府和机构事故的调查分析和建议方面已经落地，应对措施正在落实；后者在发生过程中得到了各方面充分讨论，有关机构还将组织专业调查并出具报告，由此引起的市场价格后续问题还没有了结。自然灾害愈加频发等因素对当前电力安全供应造成威胁，这是当前世界各国共同面临的问题，加州和得州是美国经济第一和第二大州，还都是美国电力市场最活跃的地区，各自在10年前也都经历了相似的电力危机，现在又先后发生这样具有代表性的事故，更应从共同成因中反思规律，分析当前气候变化、市场机制运行和能源转型等方面带来的影响，以便全球能源转型与发展引以为戒。

美国对大停电的管理

美国是全球工业化的先驱，历史上其电力规模和技术水平曾长期处于领先地位，在大电网管理方面，无论是经验还是教训，美国都提供了丰富的前车之鉴。

2003年8月14日，美国东北部和加拿大东南部发生了北美历史上最大范围的停电，美国开始特别重视大电网的安全问题。在以往30多年通过民间组织协调电力系统内各单位的发展规划、建设、调度和运行的基础上，2005年8月8日，美国颁布了新修订的国家能源政策法案，通过立法增加了对大电网提升输电设施能力和加强可靠性管理的要求，规定美国联邦能源监管委员会（FERC）介入电力可靠性管理，强化大电力系统安全监督。FERC授权北美电力可靠性公司（NERC）作为全美电力可靠性组织，其7家区域组织负责监管所属区域电网可靠性，监管对象包括独立发电厂、发输电公司、电力调度交易机构、电力市场投资者和营销商等。

在行业管理过程中，NERC制定标准，由FERC批准后成为强制性标准，并开展监控、审计和调查。美国每年有1000次左右可靠性违规情况，一旦核实，企业要缴纳违规罚金，一般为0.1~100万美元，最高罚款案例是3500万美元，全网停电罚款最高。目前的强制性标准有100多项，涉及供需平衡、通信、关键基础设施保护、紧急预案运行、设备接入和维护、交换安排和协调、网间运行及协调、数据建模和分析、核电、人员职能和培训、保护和控制、输电运行、输电规划、电压和无功控制标准等。各区域可靠性组织根据本地区的实际情况制定相应的区域标准，NERC负责协调，以维护整个电力系统的安全和稳定运行。同时，NERC还开展发输电系统的可靠性评估工作，通过中长期预测对系统进行充裕度评估以及安全性评价，对负荷预测和电网规划提出可靠性提升措施，每年夏季和冬季分别发布可靠性评估报告。

美国在实施了市场机制的地区，有10个电力批发市场，其中7个为独立系统运营商（ISO）或区域输电组织（RTO），负责电力调度和市场交易。绝大部分ISO/RTO不拥有任何资产，只负责调度和平衡，是非营利组织，其主要功能一是保证高压电网的安全性和可靠性，这是最重要的目标；二是运行市场交易，发电厂和电力公司在平台上实现交易；三是制定输电系统的长期规划，指导电网建设。加州的电力调度和市场交易中心（CAISO）负责加州80%的电力调度，同时负责加州电力批发市场和西部部分电力公司市场运营；在得州这一机构为电力可靠性委员会（ERCOT），管理得州90%的负荷，也兼管零售侧。由于得州电网相对独立，跨州电量交易很少，因此ERCOT的具体业务不受FERC监管，但接受NERC指导。

在大电网管理方面，美国在联邦和州立法、政府监管和专业管理方面，建立的体系是比较清晰的，无论是FERC的法令还是NERC的强制性标准都非常具体，运行机构也全面开展了工作，近十年没有再发生全网失稳事件，一些具体措施还是值得借鉴的。但是，由于产权分散、基础设施陈旧和各自为政的管理，加之特殊的地理和气候原因，美国依然是发达国家中停电事故最多的国家，2019年美国用电户均停电时间为4.7小时。议会、政府和运营机构可以要求企业不做什么，但没有权力要求企业做什么，企业的行为由投资人决定，最根本的企业主体责任严重不足，社会责任弱化，电力安全供应保障成了建在沙滩上的大楼，没能充分防范各类事故发生。

加州和得州电力事故的对比

去年8月，持续的极端高温天气使加州用电需求激增，供应能力不足以应对用电需求，多重因素导致了8月14~15日不同程度的紧急状态，CAISO两天内三次指令电网公司切除负荷轮流停电，一度中断了超过40多万企业和家庭的供电。得州今年2月14~19日因极寒冰雪天气，以天然气发电为首的每一种发电方式都受到冲击，可用容量与需求负荷增长严重偏离，ERCOT指令电网公司实施轮流断电，停电用户一度超过400万，损失电量据估计约是去年加州夏季限电的1000倍。

加州8·14停电事故和得州2·14停电事故有很多的共性：一是都是由极端气候天气引起，虽有灾害天气预报和防范，但长期准备不足，临时措施无法满足最低应备用容量要求，在电力紧急状态三级警报情况下实施轮停限电。二是都出现在发电侧。加州2000~2001年的电力危机，除电力市场初期缺陷外，主要属于硬缺电，危机后加州新建增加了发电装机容量，大多是可再生能源，特别是太阳能发电，但系统应对新能源波动的灵活调节能力不足，适应不了高温时期局部时段负荷的急剧变化；得州本身发电装机容量充足，但极寒时期发电容量因各种原因损失大约50%，可用容量严重不足，这也是2011年事故的扩大翻版。三是由于极端气候大范围影响的因素，都没能得到外来电力电量的有效支援。四是都触发了稀缺电价机制，批发电价达到了市场最高限价。五是在CAISO和ERCOT统一调度下，运行操作应对无误，系统处于可控状态，没有发生全网崩溃事故。

当前电力安全供应主要问题讨论

加州和得州电力事故实际上反映了电力发展过程中的普遍问题，即新形势下电力供应在安全、清洁、经济三角中失衡。两州过去一是在管理体制上更注重经济性，强调利润最大化，二是在能源转型过程中缺乏保障，在基础设施关乎供应安全方面存在缺陷。同时，事故表现出电力安全供应与上下游密切联系，与社会公共风险息息相关，还缺乏统筹考虑和系统安排，在极端天气、自然灾害和突发事件来临时不得不付出更高代价。加州和得州的事故都不是由设备故障或误操作等单一原因造成的，而是一系列综合因素导致了紧急情况的发生，对行业已经看到的发展问题给出了实证，对需要探讨的问题给出了某些方面的答案，为行业又交了一次学费，教训值得汲取。

应对更加频繁的极端气候影响

近年来，在全球变暖的大背景下，世界范围内因极端天气导致的自然灾害越来越频繁，五十年一遇、三十年一遇的事件似乎更加常见，在加州和得州，十年一次的电力危机演变成了现实，背后的根本原因都是气候变化。美国停电事故80%与天气有关，警示能源和电力系统要更加重视气候变化“新常态”，提前防范极端气候事件。极端气候下导致需求侧用电负荷陡增，而且是刚性需求，同时供给侧供电能力下降，灵活性资源储备不足，给电力基础设施带来很大挑战，对电力系统的整体素质是大考，如果准备不足就将出现供应危机。去年8月美国加州极端高温和今年2月得州极寒天气，历史上的温度记录都被打破，空调制冷/电采暖造成电力需求负荷高峰创出新高，在运行储备出现供应缺口的情况下多次切负荷轮流停电，主要是居民用户负荷。

在系统设计方面，得州能源电力系统缺乏针对极寒天气条件的专门标准，带来设施抗低温能力的缺失，造成持续极寒情况下无法有效维持运转。这次得州大停电突出问题表现在两个方面：一是在燃料安全性方面，ERCOT在做资源充裕性规划时未考虑燃料供应，而且由于井口没有防冻设施，管道埋设浅，没有天然气湿度控制去除设备，缺乏预防管道冰堵的监控措施，也缺乏储气能力，天然气供应短缺导致得州一半以上的天然气发电产能变得不可用，造成有史以来第一次因极端天气导致天然气大量断供致使严重停电，说明电力安全供应和燃气可靠供应之间是密切关联的。二是新能源设备受到影响，大量风机涡轮叶片因缺乏基本的防冻措施而被冻结，300~400万千瓦风力发电机组停运，冰雪覆盖使得当日光伏发电受到影响，虽然只是造成大停电的第二位因素，但如果采用防冻设计并由此增加约10%投资后，会在极端天气下起到保供的支持作用。

在预警和应对方面，得州事故中一是预测估计不足，ERCOT预计寒流下用电需求会达到6700万千瓦，而极限时负荷需求达到7400万千瓦，但没有估计到3100万千瓦机组退出运行，实际负荷4600万千瓦，缺口超过2000万千瓦。ERCOT预测的极端情景下，可调度的火电为5800万千瓦，但实际可用的火力发电只有4200万千瓦。二是在已提前预报即将出现极寒天气后，适应性措施不到位，未能及时调动供给侧潜在发电能力和需求侧响应资源，发电企业具体的应急准备不足。

为应对极端天气对电力供应造成的影响，应加强对非正常状态下能源电力问题研究，建立考虑极端情况影响的电源规划机制，在可靠性和经济性方面取得最大平衡，提高极端气象监测预警能力，制定上下游联动保障预案和应急响应措施，最大程度上化解极端天气对电力供应带来的风险。

重新审视电力供应充裕性

加州和得州事故表明，在运行储备不足、电力供应紧张的情况下，电力系统想要保证安全供应，保证一定的容量冗余非常必要，用电负荷高企时，可用的发电裕度能及时跟进，需要提前优化备用比例和备用方案。NERC没有为充裕性设置可靠性标准，但在对可靠性进行评估时，对以火电为主的系统要求备用裕度不低于15%，对以水电为主的系统要求不低于10%。CAISO以缺电时间预期研究为基准，按照月度必开机组容量的15%确定系统运行备用容量，其中6%为应急备用容量，9%为补偿电厂计划外停机和超历史平均负荷用电。加州8·14和8·15停电事故中，系统运行应急备用降低到6%以下，先后进入二级、三级紧急状态。事故调查完成后，据了解CASIO正在计划在15%~20%之间调整备用容量比例。ERCOT基于不同场景，测算动态调整系统备用容量，2月备用容量约15.5%，但是极端气候情况下，备用容量不等于实际可用容量，停电事故依然没能避免发生。

当前，可再生能源在发电结构中所占份额越来越大，由于其容量系数较低，要重视高可再生能源比例下的发电容量充裕度问题，电力系统需要有足够的可再生能源容量和灵活性电源负荷来满足电力可靠供应标准。加州事故表明，由于新能源的不确定性和波动性，用电负荷不仅爬坡速度快，高峰出现时间偏离传统时间，而且峰谷差变大。在危急情况下，常规能源要有承担基本用电负荷的能力，确保整个系统的装机及备用安排能够随时满足负荷平衡要求。

在加州和得州大停电过程中，常规发电机组可靠性也出现了问题，扩大了负荷缺口。加州事故期间一台容量为49.4万千瓦的燃气机组因故障跳闸，一台容量为47万千瓦的燃气机组因错误指令出力降负荷，得州事故期间一个反应堆由于水泵压力传感管线故障导致反应堆自动跳闸。电力安全供应的先决条件是系统随时保持充足的辅助服务备用容量，要强化运行备用管理，采取有效措施来满足电力供需平衡，保持系统稳定可靠地运行。

更大范围优化配置资源

加州电网属于美国西部电网，北部与俄勒冈州电网互联，南部与亚利桑那州、墨西哥等电网互联，可以通过跨州输电线路从互联电网中得到电力供应。加州每年三分之一的电量是从俄勒冈州和华盛顿州进口的水电，但在去年夏天整个西部都出现高温天气，与加州相邻的3个州的电力需求也高于往年同期，且用电高峰时间接近，另外由于输电线路能力受限，外来电力减少到历史上最大净受入电力的60%，无法在短期及时缓解缺电局面。

得州电网本身相对独立，只与北美东部电网西南电力库（SPP）有2条容量总计800兆瓦的直流联络线，以及墨西哥电网3条容量总计430兆瓦直流联络线互联，限制了得州的电力送出和受入。在大范围冰雪天气下，SPP和墨西哥电力系统也遭受了轮流断电，与墨西哥的联络由于天气的恶化导致输电中断，受限于输电能力的制约，总计输入外部电力不足1000兆瓦，作用非常有限。

从加州和得州事故中可以看出，即使有了电网互联，在大面积自然灾害的情况下，也难以真正起到互相补给的作用，如果要得到其他区域电网的支援，就需要更大范围优化配置资源。特高压输电具有大容量、高效率、低损耗、远距离等多项突出特点，在应对区域资源不平衡和远距离电力调度支援上，特高压直流电技术的优势是显而易见的，在行业业务交流过程中，特高压技术也得到了美国行业人士的高度认同。

客观审视电力市场机制影响

目前美国三分之二的电力负荷由ISO/RTO在提供，非市场化的公司也在逐渐靠近市场，说明市场机制有很大可取性。电力市场建设有不同的理论，也有不同的模式，本身都是复杂的系统。在两州停电事故发生后，充分暴露出所采用市场机制的长期性和即时性的影响。在电力安全供应方面，要看市场机制能否吸引投资，维系长远可持续发展，也要看事故中带来的次生影响。

在电力系统采用垂直一体化、受管制的垄断经营模式时，电力供应的安全基础是明确的。在去管制之后，电网仍受到监管，电网公司的成本计划由ISO和所有利益相关方通过，经过FERC批准后纳入输电价格，由用户承担。但是，在开放的发电市场中，价格由竞争性的批发市场竞价产生，如何吸引投资人对发电的长期投入，维持发电设备安全水平，不同的市场设计了不同的机制。

CAISO负责加州电力日前市场和实时市场的运营，前一天制定次日24小时的计划，在次日再分割为15分钟和5分钟的实时市场，去年8月14日和15日报价负荷与实际负荷的峰值偏差分别达到3386兆瓦和3434兆瓦，由此导致调度计划安排不足，难以应对实时市场上的负荷增长。8月14日由于系统运行备用的供应短缺，触发了稀缺电价机制，导致这几个小时的能量和辅助服务的价格从正常时的几十美元每兆瓦时飙升到报价上限1000美元。得州电力市场是单一电能量市场，以去掉容量市场来换取更便宜的日常电价。在极端天气影响下，得州因供电严重不足，系统备用短缺，供需严重不平衡，导致ERCOT电力批发现货价格80多个小时飙升至市场9000美元/兆瓦时的价格上限，是平时100倍以上，反映了电力的实时价格以及电网不同点的拥堵和损失成本。

停电事故不是市场机制造成的，但在灾害出现的时价格作用的发挥需要客观认识。当自然灾害发生后，电力供需产生异常供需缺口，市场实际上已经失灵，再用价格机制去保证供应、抑制需求作用不大，还有很大负作用，需要政府在紧急状态下进行价格管制，限制天然气价格、电价的暴涨。容量市场和特定时期稀缺电价等市场机制，只是较长期的价格信号，灾害后大幅涨价，这一部分现货电量的高电价如果传递到零售侧企业或居民，只能加深灾难影响。

高度重视高可再生能源渗透率的电力系统韧性

加州一直是美国环境和清洁能源政策的领导者，率先立法承诺碳减排，10年来可再生能源发电量占比从12%大幅增加到31%以上，光伏发电量占20%，属于高比例可再生能源的电力系统。根据加州2018年9月出台的法案要求，随着淘汰化石的逐步燃料，到2024年、2030年、2045年，加州电力系统中可再生能源供给占比将分别达到40%、50%和100%，实现气候友好型能源系统。由于加州陆上风电开发余地已经不大，海岸因素使海上风电成本较高，近年来加州大力发展光伏发电，2018年的法案要求三层以下的新建住房必须安装太阳能设备，并从2020年初开始执行。不断增加的光伏电量使电力需求曲线呈现典型的“鸭子曲线”，需要大量灵活的机组来维持电力供需实时平衡。但去年停限电事故表明，在极端气候条件和风能不足情况下，加州缺乏可灵活调节的发电机组来应傍晚时出现的电力供需缺口，不能保障电力供应。

得州的传统能源和新能源规模都很突出，在选择能源转型路径、应对气候变化问题上存在争议。得州2020年风力发电量占比23%，太阳能占比2%。在过去10年中，得州的风力发电逐渐成为该州的第二大电源，在最强季节甚至可以解决全州60%的供电需求，但冬季低于年均值。今年极寒天气下，由于缺乏防冻设计和措施，约有60%风力发电机冻结，太阳能发电能力一度近零，新能源虽然不是造成停电的第一因素，但自身出现问题的比例较高，也促成了电力供应的不可靠性。

在新能源发展过程中，必须有灵活性电源保障，常规能源、可再生能源和储能协调发展。加州自2010年以来的10年间，已有7个电厂、共计770万千瓦发电容量的燃气电厂退役，2台112.7万千瓦核电机组退役，并且计划在2025年关闭最后一座核电站，还要求火电、核电停止使用直流冷却系统，将导致1900万千瓦电厂需新建蒸发冷却设备或者退役，使得系统容量储备大大降低。在风电光伏发电没有完全解决其波动性问题之前，如果不能做到协调发展，为电力系统提供充足的有效容量，将来在极端气候事件下停电事故的再次发生难以避免，加州给出了实际的例证。

新能源加储能是一种成本较高的组合，加州和得州事故后需要更加重视储能建设。加州的电力储能已经比较领先了，但储存能力与需求相比还非常小，停电事故后储能将得到快速发展。据介绍，今年年初CAISO只有550兆瓦电池储能，预计到今年夏天会增加到1750兆瓦，到2022年、2023年、2024年可能会达到3000、4000、5000兆瓦的电池规模，足以显示出自去年停电事故后，储能的发展具有了更高的战略地位。

实施需求侧响应

在加州事故中，当电力供应不足时，CAISO发布紧急状态信息和弹性警告，呼吁用户通过错峰用电、调高空调温度等措施节约用电，初期效果不佳，实际需求峰值反而超过日前预测峰值；进入二级紧急状态后，则启动了需求侧响应以缓解供需矛盾，在轮流停电发生后的持续高温日子里，用户积极响应呼吁自愿节电，使得多天的实际负荷低于预测，避免了电力供应再次中断，取得了良好效果，需重视需求响应常态化。目前，美国已经广泛推进智能电能表的安装工作，包括空调控制芯片，将可有效调整电量供给，充分利用可再生能源。CAISO与一些可中断负荷和可调节负荷签订合同，在需求高峰供应不足的情况下，可以削减或中断供电并给予一定的经济补偿。

重视危机的社会管理

加州和得州的停限电事故都是在极端气候条件下发生的公共危机。由于美国用电以居民、商业用电为主，工业用电比例低，轮流停电切的主要是居民用户负荷。在酷热、极寒的条件下，人民日常生活乃至生命安全受到严重影响，其中得州进入重大灾难状态，因电力供应短缺引起电力现货批发价格飙升，带来民生问题和强烈的、大范围的舆论冲击，已经威胁到了地区的社会稳定。如同同期的疫情管理，事故中表现出社会治理体制在重大灾难面前的不适应。对于难以避免的停电事故，需要向社会做好预告、疏导和善后处理工作，尽量减小极端事件对民众和社会的冲击。

结 语

从加州和得州的电力危机中可以看出，电力安全供应始终是电力发展和社会生活的基础，需要通过系统思维不断推动发展中问题的解决。在全球碳中和共同目标下，建设以新能源为主体的新型电力系统是发展的必然趋势，电力行业要适应高质量发展要求，发挥传统能源优势，促进新能源发展，通过技术创新和机制创新实现安全升级，全面构建清洁低碳、安全高效的能源体系。

本文刊载于《中国电力企业管理》2021年03期，作者单位：中国电力企业联合会