美国得州2021轮停事故分析及其对中国电网改革的启示

冷喜武

（国家电网有限公司国调中心，北京市 西城区 100031）

0 引言

美国得克萨斯州(以下简称“得州”)当地时间2021年2月15日凌晨01:25，得州电力可靠性委员会(Electric Reliability Council of Texas，简称 ERCOT，同时也是得州电网调度机构)宣布启动最高等级的三级紧急状态，针对居民用户和小型工商业用户采取轮流停电措施[1]。因应对不力，直至19日10:35供电才基本恢复正常。此次轮流停电事故由极端天气影响下的供需失衡导致[2-7]，最高限电负荷超过1 650万kW，约450万人口用电受到影响。同时电力供应不足导致得州现货市场电价飙升至 9 000美元/(MW·h)(折合人民币近60元/(kW·h))，是2020年平均电价22美元/(MW·h)的400多倍、最高电价100美元/(MW·h)的90倍。3月1日，得州最大的电力合作公司布拉索斯电力合作公司宣布破产，理由是该州电网运营商欠下的18亿美元债务。

此次冬季风暴并非毫无预警，根据 ERCOT发布的信息，早在 2020年 11月 5日，ERCOT气象专家便准确预测了此次极寒天气的可能性，然而超前的预警没能敦促得州发电商未雨绸缪。这也并非得州第一次在寒潮中出现大规模缺电，在1989年和2011年的冬季得州分别经历了规模不小的停电事故，美国政府和专家也曾提出应对紧急事件的改善建议，但前车之鉴未能成为后车之师。应该从体制机制方面深入挖掘导致此次轮流停电事故的深层次原因，在实现“2030碳中和、2060碳达峰”目标的背景下[8]，对我国高比例新能源电力系统发展予以警示和启发。

本文介绍了得州电网的基本概况，梳理和分析了此次得州轮停事故的发展过程和深层次原因，从电源电网结构、电力系统运行以及电力市场建设等方面对我国电网改革提出相关建议。

1 得州电网基本情况

得州电网主网架电压等级为345 kV，是一个独立的交流电网，仅通过直流(总容量 125万 kW)与Southwest Power Pool (SPP)、墨西哥电网相联[9]。得州电网和电力市场均由独立系统运营商 ERCOT负责运营，ERCOT不提供零售电力服务，也不拥有发、输、配电资产。得州电网历史最大负荷为7 482万kW(2019年8月12日)，在今年之前最大冬季负荷为6 591.5万kW(2018年1月17日)。

得州作为美国能源中心，在促进新能源发电方面一直走在世界前列，目前风力发电已成为该州的第二大电源。据 ERCOT发布的数据，得州电网2020年冬季总装机容量约1.04亿kW，其中燃气机组占比 53.4%，燃煤机组占比 13.8%，风电占比23.8%，核电占比5.0%，水电占比0.5%，光伏占比2.1%，考虑新能源的波动性、水电的季节性等因素，其可信容量(实际纳入电力平衡的装机容量)为8 243万kW。事故发生前得州电网电力供应情况如图1所示。

得州的电力市场化改革手段也同样激进[10-14]。1995年是该州电力市场化改革的元年，次年得州电力批发市场开始试运行，ERCOT成为全美第一个 ISO。得州电力市场是单纯电能量市场(energy only market)，在高度市场化理念的驱动下，2014年 ERCOT引入实时备用价格增量(real-time reserve price adders，RTRPA)，这种稀缺电价机制能够反映实时市场中备用资源的稀缺价值，但也在系统资源紧缺时存在批发电价飙升的风险。

图1 事故发生前得州电网电力供应情况Fig. 1 Power supply of Texas power grid before the accident

2 事故过程

2.1 事故前准备操作

当外部条件的变化使电网无法维系安全可靠运行状态时，ERCOT会发布运行条件通告(operating condition notice)。通告类型主要包括咨询(advisory)、监视(watch)和能源紧急警报(EEA)等[15]。当运行备用分别小于3 000、2 500 MW且预期无法在30 min内恢复时，ERCOT将通过热线或公告栏向市场参与者发布事件咨询(advisory)与监视(watch)通告。当运行备用小于 2 300 MW时，则激活能源紧急警报(EEA)。EEA又进一步分为3个级别，其触发条件如表1所示。

2月8日，ERCOT针对极端寒冷天气事件发布情况通知，并发布在公共网站上；2月10日，在公共网站上发布关于极端寒冷天气事件的公告，并向市场媒体代表发布最新的电网情况；2月11日，发布寒冷天气事件检测报告(热线电话、市场参与者通知、公共网站)，通过社交媒体发布有关预报极端天气的新闻；2月12日，召开得克萨斯州能源可靠性委员会会议；2月13日，国家行动中心通过新闻发布会发布预测保护警报；2月14日，发布呼吁节电的新闻稿，进行社会媒体宣传，举行媒体吹风会。

表1 EEA分级和触发条件Tab. 1 EEA classification and trigger conditions

2.2 事故发展时序

2月 14日 07:06pm，得州电网负荷达到了69 222 MW，创冬季峰值负荷新纪录。

2月15日00:12am，ERCOT监测到系统备用响应低于3 000 MW。

2月15日00:15am，系统备用低于2 300 MW，ERCOT发出EEA1级警报并触发对应操作。

2月15日01:07am，系统备用低于1 750 MW，警报升级至 EEA2级，ERCOT敦促部署节电措施。

2月15日01:20am，警报升至EEA3级，此时已累计损失发电量35 343 MW，ERCOT紧急启动轮流限电措施，各输电公司等比例开展有序用电，每户每轮次停电时长为15～45 min，最大限电负荷达10 800 MW。

图2为ERCOT公布的切负荷期间系统频率变化曲线。当发电量逐步减少，系统频率也逐步下降。大约01:50 am，频率低至59.4 Hz，之后低于该频率运行的时间长达4 min 23 s，期间系统通过2次分别切除3 000 MW和3 500 MW负荷，才阻止了系统频率跌落的趋势。

2月16日，得州断电用户达到峰值约490万户，负荷预测峰值达此次事故期间最大值76 819 MW，同时切除发电量也达到峰值52 277 MW，占总装机容量的48.6%，如图3所示。

2月17日，尽管气温回升使部分发电机组重新恢复运转，但由于损失了中西部直流联络线的内送电量，ERCOT表示仍需削减负荷14 000 MW。当晚，大约8 000 MW负荷得到恢复。

2月18日—20日，更多的发电机组重新投运，发电量持续增加。2月 18日 12:42pm，ERCOT宣布取消最后的有序停电命令，恢复了大型工业设施的并网。2月19日09:00—10:35am，EEA警报逐级解除。

图2 事故过程的事件时序与系统频率变化Fig. 2 Event sequence and system frequency change in accident process

图3 得州2月14日—20日的切除负荷量Fig. 3 Load shedding from February 14 to 20 in Texas

受机组停运缺电影响，得州电力市场严重供不应求，实时市场电价应声飙涨，最高达到 1.1万美元/(MW·h)，见图4，而通常情况下得州电力市场价格不超100美元/(MW·h)。

3 事故原因分析

图4 得州电力市场2月10日—16日实时市场电价走势Fig. 4 Trend of real time market price in Texas power market from February 10 to 16

此次得州轮流停电事故的直接原因是极端气候引发的电网供需失衡：一方面，居民为了抵御严寒需要加开电热取暖，电力需求急剧上升；另一方面，极低气温导致油气输油管道冻结、涡轮机结冰、老旧的煤电机组故障频发，得州电网主要依赖的天然气、风电等发电来源中断，供电能力受限严重，同时高度独立的电网结构特性使其无法通过跨区互济获取外部支援。此外，得州电网应对极端情况的紧急预案考虑不周也是不可忽略的内部原因。

3.1 小概率极寒气候的袭击

本次得州遭受了30年一遇的极寒天气，多地气温降至0 ℃以下，部分地区最低气温甚至达到-26 ℃，而往年二月份得州的最低气温为-3.3～13.3 ℃。由于得州已广泛普及电采暖，气温骤降导致当地居民大开暖气，引起得州电网负荷增长超出预期。得州2月14日—17日负荷预测和限电后实际负荷如图5所示。

图5 得州2月14日—17日负荷预测和限电后实际负荷Fig. 5 Load forecast and actual load after power restriction in Texas from February 14 to 17

与此同时，极寒天气导致机组因设备故障跳闸、燃机因天然气供应不足停运、风电机组因设备结冰无法发电，总计约4 000万kW机组无法正常运行，超过总装机的 1/3，极大削弱了得州电网供电能力。

3.2 跨区互济能力不足

由于政治经济等原因，得州电网相对孤立，主要依靠网内电源实现电力平衡，仅通过5回直流(总容量125万kW)与美国其他地区电网和墨西哥电网相联，跨区输电能力仅占得州电网最大负荷的1.7%。当网内供应能力不足时，无法通过跨区互济获取外部支援，加剧了得州供电紧张形势。

3.3 电力基础设施投入不足

得州冬季温暖、夏季炎热，寒潮、暴风雪天气较为罕见，发电机组等设备对低温高湿环境的耐受性设计不足，加之服役年限较长，超过 20年的占到 1/3。图 6为事故期间各种燃料类型机组切除的发电量，可以看到因风机桨叶覆冰和输气管道冻裂导致的风电和燃气发电切除量占主导，但本该在低温天气下起支撑作用的煤电厂也出现部分故障无法并网发电的情况。

图6 不同燃料类型机组的切除发电量Fig. 6 Generation capacity out by fuel type

根据 ERCOT发布的报告，包括得克萨斯州公用事业委员会(PUC)或 ERCOT在内的任何实体都没有权利强制电力业者遵守天气计划或执行最低天气标准，发电机所有者和运营商无需满足任何最低天气标准要求，也无需对寒冷天气的运行脆弱性进行详细审查。当 ERCOT要求查看详细的发电厂记录时，只是由业主自己确认是否满足天气标准。缺乏对执行最低天气标准的强制性，发电商基于成本考虑自然不会对设备耐寒改造投入太多，这直接导致了此次寒潮中发电机组的大规模崩溃。

3.4 电源结构不合理

得州近年来大力推进新能源发电，其中风电已成为仅次于天然气发电的第二大能源供给，此次寒潮中风机冻结使风电可信容量非计划停运400万kW，发电占比由42%骤降至8%。结合国际国内多次停电或电力紧缺事件[16-20]，在极端情形下新能源发电保障力系统可靠运行相比于传统电源具有明显劣势，得州电网在进行能源改革时激进地采用新能源机组替代煤电机组，导致系统灵活性调节资源配置不足，削弱了得州电网的运行可靠性。

3.5 应急预案不充分

从 ERCOT发布的报告来看，委员会早已预测到寒冷天气并且多次对当地运营商发出警报。停电事故发生前的几日多次召开新闻发布会和媒体吹风会，同时也对可能停电的风险采取了一些措施：考虑到天然气的传输限制，要求得州铁路委员会优先安排天然气运输；取消影响 1 600多个电力传输设备的停电维护，并推迟了其他停电计划；要求TCEQ/DOE在预期事件期间对电厂排放执行自由裁量权。

尽管做了以上准备，ERCOT应急预案仍未充分考虑极寒天气下燃机等机组燃料供给、耐寒耐湿性能等问题。紧急情况下需求侧响应资源作用难以发挥，只能依靠用户自发节能节电。在后续事故处理过程中，州政府缺乏协调能力，各主体责任不明确、抢修恢复慢、限电复电调度混乱，造成居民长时间缺电。

3.6 市场运行机制不完善

得州电力市场模式与加州和 PJM 市场模式不同，选择单纯电能量市场稀缺电价机制，没有容量市场。虽符合其高度市场化的理念，但不适用于对高电价承受能力较弱的地区和用户。实践表明，单纯的电能量市场价格难以有效引导长期投资，也缺乏对系统整体供应安全的统筹考虑，反而会明显增加居民用电负担。

4 对中国电网改革的启示与建议

此次轮流停电事故暴露了得州电网在新能源大规模发展的背景下，电源电网结构、电力系统运行和电力市场建设等方面存在的问题。随着我国“双碳”目标的提出，推动能源转型必将给我国电网带来广泛而深刻的变革，新能源装机比例的快速提升将对我国电网规划和保障安全稳定运行带来严峻挑战。

4.1 合理规划电源电网结构

4.1.1 电源结构规划

此次停电事故中新能源发电本身具有的弱稳定性备受关注，但同时应该看到，常规天然气电源在极端气候下也具有脆弱性。寒潮来袭后，风电机组因桨叶覆冰脱网 400万 kW，燃气机组也因气井减产、输气管道冰堵或冻裂出现非计划停运近2 600万kW，煤电机组也无法正常运行。现阶段能源结构的转型并不意味着可再生能源装机和煤电装机之间是非此即彼的关系，相反唯有构建多元化的电能供给体系才能最大程度地保障极端情形下的电力可靠供应。必须规划各类电源有序开发，在促进新能源发展的同时，合理兼顾常规电源及灵活调节电源的发展规模和布局，推动我国电网发展“清洁低碳”和“安全高效”双轨并行。

为了助力实现“双碳”目标，大力发展风电和太阳能发电是我国未来电源结构的基本；义无反顾发展水电，中国常规能源(其中水力资源为可再生能源，按技术可开发量使用100年计算)的剩余可采总储量水利资源占比仅次于煤炭[21]，水电在实现非化石能源发展目标中占据十分重要的战略地位；量力而行发展核电与燃气发电，作为清洁低碳基荷电源的核电有利于改善能源与负荷分布的空间结构，但受核技术发展程度明显制约，天然气发电因其燃料具有低碳特性而被列入清洁能源范畴，但天然气具有国际供应的依赖性和脆弱性；全面推行煤电等容量旧机组换新机组，适当新增煤电装机，减煤量不等于减煤机，煤机能够为电网提供经济、可靠的容量备用，是重要的应急电源储备，对风电、光伏的发展起着关键支撑作用。

4.1.2 电网结构规划

得州电网的高度独立性为其风电的快速发展创造了有利条件，但却在此次寒潮风暴中将其推入了孤立无援的境地。在我国，建设全国互联的统一大电网为全网平衡奠定了坚实的物理基础，以2021年初寒潮时期为例，国家电网组织跨省跨区输送电力达8 399万kW，占全网负荷的14.8%，有力保障了全网电力的有序供应。未来我国电网的规模还将持续扩大，电网特性也将日益复杂，资源禀赋决定了必须坚持“全国一张网”，充分挖掘跨省跨区输电通道送电能力，保障高比例新能源电力系统的安全稳定运行。加快建设国家级特高压交直流混联大电网，形成南北互济、东西互补的电网格局。

4.2 加强系统支撑与调节能力建设

此次得州大停电事故同样暴露出高比例新能源电力系统在保证电力电量平衡和频率电压支撑调节能力方面的不足。新能源发电具有天然的随机性、间歇性和波动性，在负荷适应上又具有反调峰特性；同时新能源机组的转动惯量减少降低了系统的频率鲁棒性，电压和频率支撑能力也存在缺陷。建议通过以下措施提升高比例新能源系统的平衡与支撑调节能力：

1）优先消纳风力、太阳能发电量。促进风光消纳是助力实现碳中和的基础，现有国家相关标准对新能源机组一次调频调压性能未进行要求，应研究风电、光伏电站参与系统调频调压，而不是全面通过火电、水电机组作为可调机组，支撑电网电压、频率稳定。

2）加大调节性综合利用水力发电。抽水蓄能电站是现代电网中不可缺少、优选的调峰电源，具有调峰填谷双重功能，抽水蓄能电站具有反应迅速、运行灵活、启停方便的特点。应完善抽水蓄能电价形成和容量电费分摊机制，加快抽水蓄能电站建设、推动梯级水电站加装水泵实现抽水蓄能功能、促进抽水蓄能电站和水电厂具备调相运行能力。

3）支撑核能、天然气发电。尽管核电厂具备一定的调峰能力，但为保证核电厂安全运行，我国目前投运的核电均以带基荷运行为主，在少数极端情形可让核电机组通过降功率运行的方式参与调峰。燃机具有启停方便、响应速度快的特点，调峰能力和跟踪负荷的性能高于火电厂，但目前天然气发电仍受制于气源等基础设施建设的不完善，随着未来天然气供应渠道的多元化，气电发展的经济性、竞争性有望提升，气电可在沿海、峰谷差较大的电网中扮演效率高、排放小、灵活性强的电源角色，实现与风电、光伏等新能源的协同发展。

4）火力发电从技术上仅仅是安全稳定运行的保障和电力供应安全的托底，应“增容减量”。推进火电机组改造为调相机运行、新能源广泛加装分布式调相机、实现火电机组灵活性改造等措施，加强电力系统的支撑与调节能力建设。

5）储能建设速度不宜过快。储能具有反应速度快、精度高的特点，可以在系统调节里发挥一定作用。但从目前的技术看，电化学储能的绝对存储能力远低于电网需求，运行寿命也比抽水蓄能低了足足10倍之多，投资储能电站的成本也相对较高。未来储能发挥作用的能力有多大，取决于相关技术发展和成本水平。

4.3 优化电力市场化改革的体制机制设计

我国电力行业正处于由计划向市场转型的重要阶段，终端电价双轨制短期内很难取消，社会也不会容忍电价剧烈波动，需要结合国情和发展阶段特点，建立适合的容量市场机制和紧急熔断机制，确保电价稳定。首先应在电力市场建设中及早实现容量支持机制，探索建立事前招标购买容量的制度，激励电源科学投资，保障发电容量的充裕性。其次要在市场化发展中明确紧急熔断机制，即在应急情况下，退出市场机制，实施紧急调度和价格限定。具体建议如下：

1）推进风光全电量参与市场化交易，全面推进补贴退坡。随着风电、光伏规模化发展和技术快速进步，在资源优良、建设成本低、投资和市场条件好的地区，已基本具备与燃煤标杆上网电价平价的条件，推动风光发电无补贴平价上网已具备时机。要健全完善管理政策，加大竞争配置力度，以市场化手段促进新能源消纳。

2）加大峰谷价差，运用价格信号鼓励电力削峰填谷。加大峰谷价差可引导用户增加谷段用电负荷，降低尖峰时段用电负荷，削峰填谷，平抑峰谷差，减轻发电侧调峰压力。需求侧灵活调节是应对电力紧缺的有效手段，建议采用市场化手段积极培育需求侧响应这一新型灵活性调节资源，调高电力系统运行弹性。

3）将火电的定位由常规电源整体转变为电力系统调节电源，在电力市场各个交易品类中提升火电灵活调节价格，同时补偿火电作为调节电源的闲置成本。

4）市场化补贴其他调峰手段，引导核电参与调峰辅助服务交易。尽管核电参与调峰存在诸多风险和经济性问题，但随着大规模风光接入，电网的调峰压力持续增大，装机占比逐渐增加的核电终将无法在调峰任务中缺位。应及早研究核电用于调峰的运作机制，加大对核电调峰的考核、补偿力度，提高核电参与电网调峰的积极性；完善电力辅助服务补偿(市场)机制，实现电力辅助服务补偿力度科学化，破解核电参与调峰难的困境。大力推进源网荷储协调调控能力建设。

4.4 注重大众科普和舆论引导

近年来高比例新能源电力系统停电缺电事件频发，对于是否应该鼓励推进新能源大规模并网的质疑声此起彼伏。电网作为能源生产的核心配置平台，是关系民生福祉的公众事业，业界及相关学者应直面质疑，找准矛盾根源，深入剖析每次事故发生的原因，从中汲取经验教训。及时以报告的形式向公众还原事故真相，以缓解事故引发的焦虑情绪。对于高比例新能源电力系统的规划应建立在理论基础之上，针对争议性问题提出的观点需进行充分讨论。具体建议如下：

1）注重ΔP的极端重要性。任何一次大停电都不是巨大缺额引发，5%的缺额就会引发巨大社会灾难和舆论响应。以得州停电事件为例，间歇性风光电源极寒无风也是主要风险，风能和太阳能发电只占得州电力的20%左右，这次关键时刻基本全部停机，问题就严重了。

2）淡化装机数据的使用和宣传，简单堆砌间歇性风电、光伏装机容量既不科学也无实际意义，应研究和使用装机有效容量和发电量承担全份额占比的统计和宣传方法。

3）要向公众科普不同能源的特点及缺陷，避免盲目乐观。得州停电事件问题主要出在美国似乎运行最纯熟的天然气体系上。作为亚热带地区的得州，缺乏预防控制天然气冰堵的意识，在早已发出的大寒潮预警中，缺乏天然气湿度控制去除设备，也缺乏预防管道冰堵的监控措施，最终导致在寒潮中天然气管网被冰堵中断。而中国天然气关键时刻的供应比加州更加脆弱，公众应该对此享有知情权。低碳环保的间歇性风电、光伏是要付出比常规能源更多的用电成本的。

4）不要污名化火电。2020年，得州风力发电首次超过煤电，而在全美，煤电在总发电中的占比降至24%。长期以来，狂飙突进的风电挤掉了作为“压舱石”的煤电，得州不仅毫无警惕，反而盲目乐观，该州的项目开发商甚至建议未来接入电网的新一代发电设施中，风能、太阳能以及大容量储能电池要占到95%。不过，此次大停电后，相信得州乃至全美对新能源发展会有更加客观、清醒的认识。不应人为划分出来局部区域成为全部新能源运行的绿色电网，而罔顾其他相邻电网常规电源为之正负备用的事实。

5）必须坚持统一调度、分级管理。面对危机，没有统一、互联的大电网，就无法有效应对跨区域支援。

6）电力市场只能作为调节手段，而不是保障，更不是兜底保证供应的灵丹妙药。此次得州完全遵循“市场经济”，导致一方面极度缺电，一方面价格奇高。我国的体制无法承受如此剧烈的电价波动，中国电力市场化改革必须考虑公开、公平、效率和普遍服务的平衡。

5 结论

此次得州大规模轮流停电事故为各国高比例新能源电力系统的发展敲响了警钟。通过梳理得州停电事故的发展时序，从极端外部条件影响、区域间电力互济、能源基础设施建设、电源结构、应急预案、电力市场机制等方面分析了停电的原因。我国电网发展应该从此次轮停事故中汲取经验教训：应优化电源侧能源供给结构，大力推进新能源装机的同时，保障煤机等灵活调节机组的占比；进一步加强大电网建设，充分挖掘区域互济能力；加强系统支撑与调节能力建设，提升新能源消纳能力的同时保障供电可靠性；建立合理的容量市场机制和紧急熔断机制；把握正确的舆论导向，加强大众科普。