德國明年交付的基準電力價格周五升破800歐元，幾乎是去年同期的10倍。

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歐洲能源交易所明年交付的德國電力價格一度上漲7.6%，至每兆瓦時805.15歐元，本周上漲了39%。

在關鍵的冬季取暖季節來臨前，俄羅斯限制天然氣供應量，電價幾乎日日刷新紀錄。能源價格的空前上漲引發通脹。

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自2月24日俄烏沖突全面爆發以來，俄羅斯輸往歐洲的天然氣流量大幅削減，疊加夏季多輪熱浪與嚴峻的干旱，已多次將歐洲的天然氣價和電價推向歷史新高。

洲際交易所(ICE)數據顯示，當地時間8月23日，被視為“歐洲天然氣價格風向標”的荷蘭TTF天然氣即月期貨合約結算價漲13.17%，報276.75歐元/兆瓦時(約合人民幣18.85元/立方米)。這一結算價再次刷歷史紀錄，較去年同期上漲逾5.5倍。

飆漲的天然氣價也影響著歐洲的電力價格。歐洲電力交易所數據顯示，法國、德國日前進行的8月24日電力競拍均價高達645.54歐元/兆瓦時(約合人民幣4.4元/度)和624.34歐元/兆瓦時(約合人民幣4.3元/度)。

根據北歐電力交易所(Nord Pool)的數據，北歐地區8月24日交付的電力系統均價為407.87歐元/兆瓦時(約合人民幣2.8元/度)，英國的電力交付價為526.39英鎊/兆瓦時(約合人民幣4.3元/度)。

歐洲各國日前電力競拍價圖片來源：歐洲電力交易所(epex spot)

ICIS歐洲電力市場首席分析師馬修·瓊斯在接受界面新聞采訪時表示，挪威、意大利、西班牙和法國等國家的水庫水力發電份額較高。由于干旱，今年部分時段，這些國家的水力發電量只有去年同期的一半。另外，法國的核電產量處于30多年來最低水平。

面對供電壓力，法國、英國等多國拉響缺電警報。由于無法負擔高昂的電價，位于巴爾干半島的小國科索沃已停止進口電力并開始限電。

“歐洲電力市場吃緊，但短期內不存在重大停電風險。”馬修·瓊斯對界面新聞表示。

惠譽評級歐洲、中東和非洲區公用事業及運輸評級主管約瑟夫·波斯皮斯爾此前也對界面新聞表示，盡管天氣條件惡劣，但歐洲電網運行仍為正常狀態，尚未觀察到任何正在進行的，以提高歐盟電網的穩定性的緊急措施。

“目前歐洲電網不缺少容量，燃料價格高，但沒有供應中斷。”卓爾德環境研究中心主任兼首席經濟師張樹偉對界面新聞表示，如德國的尖峰負荷一般在70-85 GW左右，該國不包括風光水在內的發電資源，已在100 GW以上。

德國聯邦統計局數據顯示，2021年，德國發電最大的來源是煤炭，占比超過30%，其次為風能、核能和天然氣，占比分別為21.5%、12.63%以及12.59%。

今年一季度，德國煤炭、風能和光伏的發電量同比大幅增加，天然氣和核能發電量同比降低。

7月，德國通過了一項法律，允許在2024年3月31日之前，當天然氣供應出現危機的情況下，臨時增加10 GW的燃煤發電容量。

歐洲整體也在積極尋找俄羅斯進口能源的替代。今年上半年，歐盟非俄羅斯LNG進口同比增加210億立方米；來自挪威、阿塞拜疆、英國和北非的非俄羅斯管道天然氣進口增加140億立方米。

歐洲的互聯互通電網系統，保證了高頻率的跨國電力交易，并使歐洲國家一定程度上共同承擔電力的供需變動。

2009年起，歐洲將歐洲大陸、北歐、波羅的海、英國、愛爾蘭五大電網，與歐洲輸電運營商聯盟合并組成歐洲互聯電網(ENTSO-E)。目前，歐洲互聯電網共有36個國家，超過40個各國的輸電系統運營商(TSO)參與，起到中樞的作用。

由于歐洲各國資源稟賦差異較大，發電方式與發電量不同，對跨國進行電力交易需求高。如法國擁有歐洲最多的核電站，過去一直是歐盟最大的電力凈出口國；北歐和南歐則擁有豐富的可再生能源，也能在保證本國電力需求的同時出口電力。

在跨國電力交易方面，以歐洲電力交易所(EPEX SPOT)和歐洲能源交易所(EEX)為主的交易所允許了現貨、日前、日內與期貨等電力品種的靈活交易。

中國電力裝備有限公司的潘登、王蕊等在《歐洲互聯電網運行和市場交易機制的研究》一文中提出，歐洲最終形成了區域統一的電力交易市場和交易制度體系，考慮了市場供需持續變動、不同客戶對供電效果和質量要求多樣化 、電能供應商本身實際成本和技術類型差異化等在內復雜的技術和市場問題。

馬修·瓊斯對界面新聞表示，當電力需求開始超過供應時，控制歐洲電網的各國輸電系統運營商(TSO)有較多工具可供使用。首先是自愿減少需求的措施，其次是合同需求響應和電壓調整，然后是有管理的停電。

這就需要考驗各國TSO的具體實操能力。若TSO能夠處理非常嚴重的容量短缺，才能避免嚴重的電網失衡和停電。

為促使電力重新形成平衡，歐洲市場化的電力系統的一大手段是，將不斷上漲的價格傳導至消費端，以調整用電側需求。

“承受不了這個高價格的消費者，已經‘自動退出’市場了，比如當前價格下的化肥廠等。”張樹偉稱。

近日，全球最大鋅冶煉企業之一Nyrstar與挪威海德魯公司也因高電價，先后宣布關閉旗下的鋅、鋁冶煉廠。

“歐洲市場化的電力機制，能使價格較為順暢地傳導到下游，從而抑制一部分需求。”8月23日，博眾智合(Agora)能源轉型論壇中國區總裁、國際能源署中國合作部原主任涂建軍對界面新聞表示，因此在歐洲，電力緊缺更多體現在燃料現貨市場價格與批發電價高漲。

但電價水漲船高，使歐洲居民電力消費承受了前所未有的壓力。

機構Cornwall Insight預計，今年10月，英國家庭年度天然氣和電力賬單將上漲至3582英鎊(約合人民幣2.9萬元)；明年1月將為4266英鎊(約合人民幣3.4萬元)。今年4月1日前，這一數字的上限僅為1277英鎊(約合人民幣1.03萬元)。

歐洲用電高峰一般出現在冬季供暖期。隨著俄羅斯削減天然氣供給，高溫和干旱天氣影響水力、核電發電，以及燃煤貨物運輸，歐洲電網面臨的挑戰將愈發艱巨。

歐盟冬季的終端用戶用電量顯著高于其他時期圖片來源：歐盟統計局

張樹偉稱，目前歐洲電網系統發電資源的“冗余”已經有限。馬修·瓊斯也表示，如果未來幾周出現如去年一樣的低風力時期，歐洲電網的情況可能會改變。

由于天然氣電站具備調峰功能，天然氣對穩定歐洲電網仍起到非常重要的作用。近期，俄羅斯方宣布“北溪一號”將在8月31日到9月2日停運檢修的消息，進一步強化了歐洲的天然氣危機與電力危機。

隨著冬天供暖季的到來，天然氣、電力需求上升，歐洲能源市場和電網將迎來全面的大考。

歐洲天然氣總庫存(AGSI+)的數據顯示，截至8月2日，歐盟天然氣儲氣率為77.74%，德國儲氣率已達到80.65%。

但德國聯邦網絡管理局局長克勞斯·穆勒表示，即使德國在11月成功將地下儲存設施填充95%，一旦來自俄羅斯的供應完全停止，該國的天然氣只能維持2-2.5 個月。

8月初，挪威能源部部長對彭博社稱，如果水庫的水位降至非常低的水平，政府可能會對電力出口實施限制。挪威90%的發電量來自于水電，剩下10%來源于風電。

今年四季度交付的電力期貨價，也體現出歐洲對于未來能源供應的擔憂。

受限于核電大幅下降的法國，今年四季度交付的基本負載電力期貨價已漲至1250歐元/兆瓦時以上(約合人民幣8.5元/度)，較年初上漲7.8倍以上。德國今年四季度交付的基本負載電力期貨價也高達743歐元/兆瓦時(約合人民幣5.1元/度)。

“全球多地出現電力供應危機，使得社會各界不得不對能源基礎設施的未來進行深入的思考，尤其是未來如何提高電力基礎設施韌性，以應對氣候變化大背景下頻率越來越高的極端氣候事件，以及因地緣政治局勢緊張所導致的突發事件。”涂建軍對界面新聞表示。(來源：界面新聞)

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