0 引言

随着全球气候变化不断加剧以及电力系统中可再生能源渗透率不断提高，极端天气对电力系统的影响日益增强[1-2]，电力安全保供问题变得尤为关键。2019年7月20日，受雷暴、大风和冰雹等极端天气影响，美国威斯康星州、密歇根州和纽约州等地发生大规模停电事故，84万用户受到影响。2019年11月28日，受大雪、强风影响，美国密歇根州、俄亥俄州和加利福尼亚州近30万用户失去电力供应。2021年10月29日，超强风暴袭击澳大利亚墨尔本，最高风速高达143 km/h，造成众多输电线路毁坏，52万用户停电数日。2022年1月11日，由于连日高温导致用电需求激增引发供电线路故障，阿根廷首都布宜诺斯艾利斯发生大规模停电事故，超70万用户受到影响[3]。

在极端天气影响日益增强的背景下，电网可以采取的应对措施以及发挥的作用愈发受到关注。文献[4]提出了一种极端天气下电网故障预警及风险评估模型。文献[5]基于历年气象数据分析了风暴对电网停电的影响。文献[6]考虑极端天气与绝缘材料老化的影响，建立了一种提高输电系统应对短路故障能力的多状态模型。文献[7]提出了一种数据驱动的输电系统防御规划模型，用于提高电力系统在极端天气条件下的恢复能力。但是，现有研究成果对实际大规模跨国电网在应对极端天气中的保障作用的分析较少。

欧洲是全球应对气候变化的倡导者，重视通过加强跨国电网互联等方式，应对极端天气影响、保障电力供应安全[8]。虽然欧洲曾多次出现因极端天气引起的局部电力供应紧张情况，但在欧洲跨国互联电网等设施或机制的保障下，尚未出现大规模停电事故。例如，2019年6月，因天热无风导致风电等可再生能源发电出力大幅低于预测值，德国电网在多个时段出现可用电力严重不足，需求峰值时电力缺口达到1000万kW。在此过程中，周边国家通过扩大对德国电力出口极大缓解了电力供应紧张情况[9]。此外，2022年夏季，极端高温干旱天气引起的电力供应紧张导致欧洲电价创下历史新高，跨国互联电网同样在电力保供过程中发挥了重要作用。该轮电力供应紧张整体规模大、持续时间长、社会关注度高，对于研究极端天气下的欧洲电力安全保供问题具有较高代表性。

近年来，关于欧洲跨国互联电网的研究主要集中在新能源并网与电网规划[10-11]、电网互联的成本效益分析[12]、运行和交易机制研究[13]、电网解列后的事故分析[14]等方面，较少有研究关注欧洲跨国互联电网在极端天气下的电力保供中发挥的作用。

本文聚焦欧洲跨国互联电网在极端天气下的电力安全保供中发挥的作用开展研究。首先，在梳理欧洲跨国互联电网发展进程与跨国电力配置趋势的基础上，研究提出欧洲电网跨国互联的目标体系；其次，分析欧洲跨国互联电网支撑电力保供的交易与调度特征；然后，以2022年夏季极端天气下的欧洲电力供应紧张为例，分析欧洲跨国互联电网发挥的作用，并剖析欧洲互联电网仍面临的问题；最后，提出对中国电网发展的思考和建议。

1 欧洲大规模跨国互联电网发展概况

1.1 跨国互联历程与跨国电力交易

20世纪中期至21世纪初，随着经济快速发展与电力需求不断提高，欧洲电网互联规模持续扩大、电压等级不断提升，欧洲电网跨国互联与输电运营商联盟发展相互交织、协调推进，如图1所示。目前，欧洲已形成欧洲大陆、北欧、波罗的海国家、英国、爱尔兰5大同步电网，受地理、技术、政治等因素影响，各同步电网之间通过直流线路异步互联。其中欧洲大陆、北欧、英国及爱尔兰电网主网架为400（380） kV，波罗的海国家主网架为330 kV。目前，欧洲共有35个国家的39家输电运营商加入欧洲输电运营商联盟（European Network of Transmission System Operator for Electricity，ENTSO-E），形成世界上最大的跨国互联电网。欧洲电网跨国互联情况如图2所示。

图1 欧洲跨国电网同步互联进程[15]
Fig.1 Development process for the synchronization of European power grid

图2 欧洲电网跨国互联现状[16]
Fig.2 Current status of cross-border interconnection for European power grids

随着跨国电网互联不断加强，欧洲跨国跨区电量交换规模日益扩大。2010—2018年，ENTSO-E内部跨国交换电量从3472亿kWh/a提高至4349亿kWh/a，增长约25%，2018年跨国交换电量约占全年用电量的12%[17-18]。若根据文献[16]将欧洲划分为西欧、东欧、北欧、南欧、波罗的海国家、不列颠群岛6个区域，则2010年至2018年欧洲跨区交换电量从1088亿kWh/a提高至1474亿kWh/a，增长约35%，各跨区断面输送电量变化如图3所示。

图3 2010—2018年欧洲跨区输送电量变化[17-18]
Fig.3 Changes in cross-regional electricity transmission in Europe from 2010 to 2018

1.2 跨国互联目标

本文将欧洲推动电网大规模跨国互联的目标归纳为如图4所示的目标体系，即以保障电力供应安全为基础，以促进能源电力绿色转型为方向，以电量余缺互济、平衡资源共享、电力市场一体化、可再生能源消纳为支撑。

图4 欧洲电网跨国互联目标体系示意图
Fig.4 Schematic diagram of the target system for cross-border interconnection of European power grids

1） 保障电力供应安全。欧洲大陆最早形成跨国互联电网的是德国、法国、意大利等8个国家，其对保障电力安全高效供应的强烈需求是推动电网跨国互联的内在动因。同时，由于跨国互联电网在共享发用电资源、事故紧急支援、构建统一电力市场、平抑发电波动等方面具有明显优势，有助于进一步提高电力供应的安全性，因此8国同步电网逐步扩大，最终形成了世界上规模最大的跨国互联电网。

2） 实现电量余缺互济。欧洲各国根据资源禀赋与发展阶段，逐步形成了各具特色的电源装机结构，如波兰煤电资源丰富，法国电源以核电为主体，意大利气电装机规模较大，不同类型机组具有差异化的出力特性，使得各国电源具有极大的互济优势。此外，各国由于产业结构、气候环境、需求响应政策等因素差异，用电曲线存在一定的互补性。欧洲跨国互联电网能够有效利用各国发用电资源的相对优势，在更大范围内推动电量余缺互济。

3） 推动平衡资源共享。为应对不断提高的不确定性对电力供需平衡的挑战，欧洲在跨国互联电网基础上推动形成一套跨国电力平衡市场管理规则与方法，希望建立覆盖多国的电力平衡资源共享机制[19]。各国输电运营商可以借助该机制购买邻近国家的灵活性调节服务，从而实现平衡资源的跨国共享，降低单个国家的平衡成本与不平衡风险。

4） 加速电力市场一体化。一方面，随着电网跨国互联不断加强，欧洲可以持续推动电力市场跨国交易与电网跨国运行机制的交叉融合及协调；另一方面，欧洲允许输电系统运营商（transmission system operator，TSO）通过收取阻塞盈余（congestion revenue，CR）以及输电容量拍卖费用等方式回收跨国输电线路的投资，进一步夯实跨国电力交易的物理基础。此外，在跨国电网与统一电力市场交叉融合的过程中，基于跨国电力交易的区域价格耦合机制（price coupling of regions，PCR）初步形成，有助于缩小各国电价差，促进欧洲各国电价趋同[20]。

5） 促进可再生能源大规模消纳。欧洲可再生能源发电与实际电力需求存在较大的时空错配。时间特性方面，风电、太阳能发电具有较高的季不平衡性、波动性和间歇性，难以匹配欧洲在冬夏两季出现的较强刚性电力需求；空间特性方面，欧洲风电资源主要集中在北海、波罗的海、挪威海周边地区，太阳能资源主要集中于西班牙、意大利、希腊等欧洲南部地区，水电资源主要集中在北欧等地，而欧洲电力需求主要集中在西欧等地。为实现《巴黎协定》目标，近年来欧洲可再生能源装机规模不断提高，在此背景下，加强欧洲电网跨国互联，将北欧水电、北海风电、南欧太阳能发电等清洁电力以互补互济的方式进行大规模消纳，有助于提高可再生能源高渗透率条件下的供电安全性。

总体而言，欧洲是全球主要电力消费地区之一，但是受限于自身资源禀赋、可再生能源开发现状、可再生能源出力特性等因素，每年仍需进口大量石油、天然气等传统化石能源。这使得欧洲电力系统具有天然的脆弱性，具体表现为对内要解决电力供应的不确定性风险，尤其是极端天气下的电力安全保供问题，对外要解决一次能源供应的高依赖度问题，同时在结构上要减少化石能源消费占比较高的问题。而通过加强跨国电网互联，可以推动欧洲各国电量余缺互济与平衡资源共享，为统一电力市场搭建物理平台，促进具有高不确定性的可再生能源在更大范围内互补互济，从而加快可再生能源开发与相关产业链升级，降低发电用化石能源消费及对外依存度，最终有助于从技术、产业、资源、机制等多方面提高欧洲电力供应的安全性。

2 欧洲跨国互联电网支撑电力保供的交易与调度特征

在统一电力市场已基本形成的背景下，欧洲跨国电力交换主要由市场行为驱动。因此，跨国互联电网对电力保供能力的提升，与欧洲电力市场交易、电力调度方式紧密相关，其主要特征如下。

2.1 分区定价且调度与交易分离

欧洲从运行角度将电力系统分为同步区、负荷频率控制区、监视区、控制区等不同层级的分区，同时从市场角度划分了竞价区、容量计算区等，如图5所示。在现有分区方式下，欧洲单个国家包含一个或多个竞价区，且同一个竞价区内的日前电价相同，这使得竞价区内部的电能交换可以打包成标准产品在二级市场交易，且对于储能、需求响应等灵活性调节技术具有更好的适应性，这有助于提高电力系统的抗扰动能力[21]。

图5 欧洲电力市场与电网运行分区之间的关系[22-23]
Fig.5 Relationship between electricity market zones and power grid operating zones in Europe

此外，欧洲分设电力交易机构与输电系统运营机构，实现了市场范围和调度区解耦。欧洲电力交易机构负责电能市场的组织、出清与结算，而以各输电运营商为代表的调度机构则负责电网安全分析、交易结果确认与潮流校核等，同时并不要求交易范围与调度范围一致[23]。相较于美国部分集中式电力市场中市场出清与电网安全分析融为一体的方式，欧洲的交易与调度方式出清逻辑简单、透明度高、计算复杂度较低。因此，欧洲调度与交易方式相对更适合跨国电力交易规模的扩展，且对于部分突发情况具有较快的市场响应能力[21]。

2.2 自调度模式下市场成员灵活性较高

目前，西欧、北欧各国电网主要采用自调度模式，即发电商等市场成员可以自主选择如何在规定时间和地点交付规定的能量。在集中式调度方式的机组组合中，每个机组在日前市场中都具有各自的组合方式与个性化合同，这使其在日内市场中难以调整出力计划，因此集中式调度方式对日前市场关闭后出现的波动响应较为迟缓[21]。而在欧洲的自调度模式下，市场成员具有较大的自主决策权，可以自行安排机组组合和出力计划，自行优化发电、用电、储能、调节电源的配置，能够在市场成员层级上进行资源优化配置，在系统平衡、新能源消纳等方面充分调动市场成员的积极性[23]。

2.3 跨国电网耦合机制循序渐进

欧洲长期以来主要采用基于净输电容量（net transfer capacity，NTC）和可用输电容量（available transfer capacity，ATC）的机制来解决跨价区输电容量分配问题[24]，并在跨区电力交易的出清中采用简化电网模型。如图6所示，NTC指扣除输电可靠性裕度（transmission reliability margin，TRM）后的区域间最大输电容量，ATC指区域间可以用于电力交易的输电容量，由输电断面两端的电力调度机构负责计算。该机制主要考虑竞价区之间而非竞价区内部的输电能力，出清结果对应到各个价区，规则简洁透明、解释性强，在跨国/跨区电力交易规模较小及主要由双边交易构成的市场中适应性较好。对于竞价区内部阻塞问题，可以通过改变网络拓扑结构、再调度、对冲交易等方式，实现市场与调度的协调运行。NTC是根据未来较长一段时间内预想较为恶劣的系统运行状态计算的，因此可以在较大程度上保障跨国电力的安全供应。

图6 欧洲跨区输电断面输电容量构成[25]
Fig.6 Tranter capacity of European cross-region transmission

随着欧洲跨区电力交易规模的扩大以及可再生能源持续大量接入，不同跨区断面之间、跨区断面与区域内部输电通道之间的相互影响日益增强，部分跨区断面的阻塞更加严重，且各区域内部面临不断增大的再调度压力。因此，欧洲进一步提出“基于潮流的市场耦合机制”（flow-based market coupling mechanism，FBMCM），在跨区输电容量分配中进一步考虑各区域内部电网的等值参数。该机制有助于增大跨区输电断面的容量可行域，并减少再调度压力，减少非计划潮流与电网阻塞，提高跨国输电通道的电力保供能力。然而该机制计算过程相对复杂，出清结果可解释性有所下降。

2.4 跨区输电容量分配方法灵活适应不同场景

欧洲跨区输电容量分配主要由市场驱动，贯穿了中长期市场、日前市场、日内市场与平衡市场，如图7所示。并且在不同时间尺度的市场之间、输电系统运营商与其他市场主体之间形成了紧密的耦合关系，保障了大范围电力配置的顺利进行。在不同的市场场景中，欧洲灵活调整跨区输电容量分配方式，实现社会福利最大化或安全优先。例如，在日前市场中，欧洲采用价格耦合出清算法，由市场统一出清得到跨区输电容量分配结果，在此过程中以提升整体社会福利为优化目标；而在日内市场中，由于容量分配更加靠近实际运行时刻，为保障供电安全，欧洲采用“先到先得”的连续交易方式分配可用跨区输电容量，而非以统一出清方式分配，因此有效提升了市场效率，提高了跨国互联电网应对日内突发情况的能力。

图7 欧洲互联电网跨区输电容量分配机制
Fig.7 Cross-border capacity allocation mechanism of European interconnection grid

3 欧洲跨国电网在极端高温干旱天气下的电力保供案例分析

3.1 2022 年夏季欧洲供电紧张基本情况

2022年夏季（7、8月份），受极端高温干旱天气等因素叠加影响，欧洲出现区域性、结构性电力供应不足，引发了以电价大幅波动为代表的电力供应紧张问题。受数据获取来源等因素限制，本文在统计欧洲总体数据时主要覆盖欧盟27国。

电力需求方面，与往年同期相比，欧盟国家2022年夏季用电量并未出现明显增长。虽然遭遇了大范围高温干旱天气，但受高电价、政府政策、需求侧管理等因素共同作用，欧盟国家2022年夏季总用电量为4001亿kWh[26]，略低于2021年同期水平，如图8所示。电力消费大国德国、法国、意大利、西班牙、波兰2022年夏季最大负荷与2018—2021年同期最高水平基本相当，如图9所示[27]。

图8 欧盟国家2018—2022年夏季（7、8月份）用电量[26]
Fig.8 Electricity consumption in EU countries in summer(July and August) from 2018 to 2022

图9 欧洲部分国家2018—2022年夏季（7、8月份）最大负荷[27]
Fig.9 Peak load in some European countries in summer(July and August) from 2018 to 2022

电力供给方面，2022年夏季欧洲清洁能源发电量占比大幅下降，化石能源发电量占比同比回升。2022年夏季，欧盟国家清洁能源发电量占比58%，比2021年同期下降6个百分点；水电、核电发电量占比共31%，为2018年以来最低水平；煤电、气电、油电发电量占比共32%，同比提高5个百分点；太阳能发电量占比上升至12.3%，为同期最高水平。各类型电源发电情况如图10所示。

图10 欧盟国家2018—2022年夏季（7、8月份）发电量及发电结构[28]
Fig.10 Electricity generation and power generation mix in EU countries in summer (July and August) from 2018 to 2022

电价方面，水电、核电等价格较为低廉、可控性强的电力供应不足，可再生能源受限于规模及出力特性难以补足用电缺口，叠加俄乌冲突造成的供气危机、化石能源自给率低、市场价格机制不完善等问题，导致欧洲出现结构性、区域性电力短缺，引发电价升高、各国电价差增大等问题。欧洲部分国家批发电价均值变化情况、2022年夏季批发电价峰值分别如图11和表1所示。

表1 2022年夏季（7、8月份）欧洲部分国家批发电价峰值[29]
Table 1 Peak wholesale electricity prices in some European countries in summer (July and August) from 2018 to 2022

国家电价/ （欧元·（MWh）-1）国家电价/ （欧元·（MWh）-1）国家电价/ （欧元·（MWh）-1）立陶宛823罗马尼亚735保加利亚700拉脱维亚823瑞士723荷兰700斯洛文尼亚751斯洛伐克720爱沙尼亚681克罗地亚746捷克709芬兰502匈牙利746比利时706瑞典403塞尔维亚743丹麦705挪威402法国740卢森堡703波兰388意大利740德国703西班牙201奥地利735希腊700葡萄牙201

图11 欧洲部分国家2018—2022年夏季（7、8月份）批发电价平均值变化趋势[29]
Fig.11 Development trends of average wholesale electricity prices in some European countries in summer (July and August)from 2018 to 2022

3.2 跨国电网在电力保供中的“四个平台”作用

3.2.1 电量余缺互济平台

2022年夏季，欧洲电力缺口最大的国家是法国。为缓解国内电力紧张状况，法国7月仅出口电量18亿kWh，同比减少60亿kWh，进口电量大幅增至51亿kWh，同比增加46亿kWh，净进口电量同比增加106亿kWh[30]，占其当月用电量的32%，由传统的电力净出口国转变为电力净进口国。

法国电网与周边国家紧密互联，起到了重要的电量余缺互济作用，其跨国电力进出口能力如图12所示。跨国直接送电方面，德国、英国、西班牙、瑞士、比利时等国都不同程度地扩大了对法国的电力出口规模。德国、意大利7月份向法国送电最大功率创下自2018年以来的最高值，而法国向德国、西班牙送电功率明显下降，如图13所示。跨国转送方面，与2021年7月份相比，挪威大幅减少向丹麦、瑞典、荷兰的电力出口，对英国电力出口增加4.7亿kWh，同期英国对法国电力出口增加16.6亿kWh，挪威-英国-法国输电通道起到了重要的电量转送作用。7月份法国最大净进口功率达到1087万kW，约占其最大负荷的20%，而同期法国最大净出口功率仅为115万kW，有效保障了法国电力供应安全。

图12 法国与周边国家输电通道最大净传输容量[31]
Fig.12 Maximum net transmission capacity of transmission channels between France and neighboring countries

图13 2018—2022年欧洲部分跨国输电通道7月最大功率
Fig.13 Maximum power of some European cross-border transmission channels in July from 2018 to 2022

3.2.2 平衡资源共享平台

欧洲通过灵活调节跨国线路输电功率保障电力平衡，充分发挥跨国输电通道尤其是直流输电通道的双向传输作用，提升跨国电力互补与平衡资源共享能力。挪威与周边国家潮流反转次数明显增加，充分发挥了挪威水电在跨国平衡资源共享中的重要作用。例如，2022年7月，挪威-德国（直流）、挪威-英国（直流）、挪威-瑞典输电通道小时级潮流反转次数比2021年同期分别增加157%、1225%、45%，如表2所示。由于气电是欧洲在发电侧的最主要调节资源之一，在天然气短缺、光伏出力大增的背景下，跨国互联电网对挪威水电出力进行优化配置，降低了周边国家平衡资源不足的风险，保障了欧洲电力的安全供应。

表2 2018—2022年欧洲部分跨国输电通道7月份小时级潮流反转次数[30]
Table 2 Number of hourly reversals for power flow in some European cross-border transmission channels in July from 2018 to 2022

年份挪威-德国挪威-英国挪威-瑞典英国-比利时荷兰-德国2018006206 201900711556 202000137840 202114451274 202236537488104

3.2.3 电力市场统一性支撑平台

欧洲跨国互联电网根据各竞价区之间的电价差从低价区向高价区送电，降低高电价地区用电成本，保障市场统一性。以法国和西班牙为例，两国分属相邻的不同竞价区，2018—2021年每年的夏季，通常是西班牙电价高于法国电价，因此多为法国向西班牙送电，且送电规模随着价差的提高而扩大，如图14所示。2022年7月，法国由于电力短缺导致其电价显著高于西班牙，受此影响，西班牙低价电力通过两国边境的2回400 kV交流、2回220 kV交流、1回132 kV交流、2回直流线路流向法国，使法国获得大量低价电力，进一步保障了法国电力供应的安全性。

图14 2018—2022年7月法国与西班牙日前平均电价差值与交易电量[30, 32]
Fig.14 Differences of average day-ahead electricity prices and cross-border traded electricity between France and Spain in July from 2018 to 2022

3.2.4 可再生能源消纳保障平台

跨国输电功率的灵活调整有效保障了欧洲各国可再生能源消纳。以荷兰为例，2022年7月1日至7日，荷兰风光总发电功率占负荷比重最高为31%、最低为2%。在此期间，荷兰整体跨国送受电方向改变次数达到近20次，最大净受入、净输出功率分别占最大负荷的30%、22%。通常当风电大发时，荷兰会增加电力出口，反之会通过进口电力满足实时平衡，如图15所示。通过跨国互联电网保障风电等可再生能源消纳，可以减少该时期供应较为紧张的天然气等化石能源消费，将有限的天然气发电资源作为备用，从而有助于提高欧洲供电安全水平。

图15 2022年7月1日至7日荷兰电力平衡示意图[27, 30, 33]
Fig.15 Schematic diagram of the Dutch power balance from July 1 to 7 in 2022

3.3 面临的问题

1）跨国电网安全运行与市场经济运营矛盾不断凸显。由于竞价区划分不够完善、电网模型较为简化、对机组出力特性考虑不足等原因，欧洲频频出现市场交易结果与实际执行情况偏差较大的情况，从而引起明显的非计划潮流，给再调度等环节带来较大压力。虽然欧洲提出将对竞价区开展进一步优化，但竞价区的调整将为近中期市场运营带来诸多不便。此外，尽管为了维护电力市场的统一性，西班牙在电力供应紧张期间持续向法国送电，使法国获得大量低价电力，但这进一步加剧了西班牙国内的电力短缺，给西班牙电网运行带来更大风险。因此，如何协调跨国电网安全运行与市场经济运营之间的关系，平衡整体与局部的利益及风险，是欧洲仍需解决的问题。

2）跨国电力市场价格机制仍不完善，存在传导和放大供电紧张的风险。欧洲电力与天然气价格具有高度耦合性，在现有边际电价机制下，大部分时段气电为定价机组，天然气价格一旦上升，电价必然随之上涨。自2021年下半年开始，天然气需求快速增长、供给减少、储备不足，使得欧洲天然气价格与电力价格经历了多个阶段的同步上涨。在正常情况下，这种机制可以使可再生能源发电获得与气电相同的电价，有助于提升可再生能源发电收益，促进可再生能源发展。但在天然气价格飙升的非正常情况下，这种机制会为低发电成本的电源带来大规模超额收益，即使一个国家的电力大部分来源于成本相对低廉的可再生能源发电，用户也需要按照天然气机组的出清价格支付高电价，从而引起市场电价失控，这在跨国电网互联与统一电力市场背景下将进一步传导和放大电力危机。

3） 电网规划落地困难，影响跨国电力互济能力提升。欧洲虽然建立了由ENTSO-E主导的电网规划体系，并每2年发布一版《能源网络十年规划》，但是由于成本、环保等多方面挑战，欧洲部分重点输电通道建设仍落后于规划。例如，受极端环保主义和地方保护主义影响，德国南北输电通道规划遭到途经地区的不断抗议，导致线路建设滞后于规划，北海风电送出受阻，德国的南北向潮流被迫借道波兰、捷克等国电网通过[34]。这在一定程度上降低了该地区电网的跨国互济潜力，影响欧洲跨国电网的安全运行。因此，如何持续推动电网规划落地，也是欧洲提高跨国互联电网安全保供能力过程中需要重点关注的问题。

4 对中国电网发展的启示

中国能源资源与负荷中心呈逆向分布，随着中东部负荷和“三北”地区新能源装机规模持续增长，仅依赖本省、本区域的电力电量平衡及清洁能源消纳将愈发困难。同时，中国当前也面临着能源转型加速推进、受极端天气影响增多、电力市场机制不完善等压力。2022年夏季受持续高温干旱影响，中国以水电为主的川渝地区迎来历史同期最少降水量，丰水期来水偏枯严重，电力供应能力腰斩。通过有序用电、增大水电留川规模、跨省跨区电力余缺互济等措施，最大限度缓解了川渝地区电力供应短缺问题[35]。但长期来看，中国电力需求持续刚性增长，叠加新型电力系统生产和消费双侧面临愈加明显的波动性，未来迎峰度冬、度夏时期如何有效保障供电，已成为迫在眉睫的问题。借鉴欧洲经验，并结合中国电力系统发展情况，本文提出如下思考和建议。

1） 进一步加快全国大电网互联互通进程，为保障电力安全提供基础和条件。随着能源电力绿色转型的持续推进，电力系统将在保障中国能源安全、稳定供应中发挥更大作用，为此要加快提升区域互济、多能互补水平，充分发挥全国大电网的配置调节作用，为清洁能源的大范围消纳及跨省跨区互补互济提供基础平台。一方面，要统筹好互联通道在送电与互济两方面的作用，在保障送电能力的同时，通过优化运行机制等措施，提高部分关键互联通道的调节能力；另一方面，互联通道规划与运行过程中要为应对极端情况留出裕量，不仅要考虑线路经济效益，还要考虑社会风险防范效益。

2） 加快全国统一电力市场建设，持续优化覆盖省间省内、多时间尺度协同的电力市场体系。推动电网互联的同时，需要加强全国统一电力市场的顶层设计和统筹协调，加快推进现货市场和辅助服务市场建设。一方面，需要强化电力市场与电网运行、中长期市场与现货市场的统筹衔接，推动在中长期交易中适当考虑部分实际运行约束，并在落实跨省跨区中长期电力交易的基础上，推动省间电力现货交易。另一方面，近中期内跨省跨区电力现货交易可以考虑以省为主体，并综合考虑电力供应安全与社会福利最大化，在日前市场、日内市场选择合适的跨省输电通道容量分配方式，当送受端存在互济需求且输电通道存在富余容量时，组织有关单位开展跨省现货交易。此外，逐步建立适应新能源出力特性的省间现货交易与电网运行协调机制，使市场交易进一步贴近实时运行情况，避免将系统平衡压力全部压到实时运行环节。

3）健全电力价格形成机制，推进反映供需关系并具有保障性的电力价格改革。进一步完善一、二次能源的价格传导机制，并在电价中体现支撑性、调节性电源的价值，科学疏导新型电力系统建设成本，并充分发挥市场价格信号的引导作用，通过价格辅助用户科学有序用电，降低极端天气等风险情况下的电力不平衡风险。此外，还要完善适应极端条件的电力价格保障机制，通过控制风电、光伏等低边际成本可再生能源的超额收益等措施，避免电价在短期内过快上涨。

4）完善电力供应保障机制，提升全国大电网应对极端天气等突发事件的电力保供能力。要协调好电力安全保供与低碳转型的关系，在大力建设风电、光伏等低碳电源的同时，不可忽视煤电、大水电、核电等传统电源在极端天气下的“压舱石”作用。同时，应高度重视极端天气对全国大电网发展的影响，加强电力气象研究，深入分析风电、光伏发电占比较高以后全国大电网在极端天气下的应对举措，进一步提高电力系统韧性。此外，加强应急管理，坚持开展一、二次能源联动分析，定期评估电力供给风险，制定风险防控与应急响应预案，构建起新型电力系统的一道安全底线。

5 结语

欧洲目前已经形成了互联较为紧密的跨国电网，互联容量与跨国电力配置规模不断增长，跨国电力交易与调度体系初步形成，为应对极端天气等风险事件提供了物理与机制保障。在2022年夏季极端高温干旱天气发生期间，欧洲充分发挥跨国互联电网在电量余缺互济、电力平衡资源共享、电力市场统一性支撑、可再生能源消纳等方面的平台作用，有效保障了电力安全供应。但是，欧洲仍面临跨国电网安全运行与市场经济运营矛盾不断凸显、跨国电力市场价格机制有待完善等问题。

借鉴欧洲经验，跨省跨区大电网与统一电力市场可以在中国应对极端天气与电力安全保供中发挥关键作用。在加强跨省跨区电力互联的基础上，利用市场之手挖掘电源侧、负荷侧、电网侧、储能侧的灵活性资源，实现资源的高效分配，同时健全应急处理机制，发挥政府在电力领域的宏观调控、秩序监管、兜底保障等作用，使坚强电网、有效市场、有为政府形成合力，共同保障中国电力高效、安全供应。