7月，突破历史极值的热浪席卷欧洲，对本已脆弱的能源市场火上浇油。7月19日，英国气温突破40摄氏度，经历了自有记录以来最热的一天，首都伦敦当日宣布进入“重大事件”状态。极端高温加剧了供应紧张并刺激短期电价上涨。7月20日，一场停电危机在英国悄然上演：英国国家电网以一笔天价交易避免了英格兰东南部陷入黑暗之中。
一些媒体对此报道称“伦敦电价一度飙升5000%”，“英国公用事业公司的电价被推高至创纪录的每兆瓦时9724.54英镑”，导致部分网友推算出英国电价“一度电79元”。实际上，此类表述语焉不详，此“电价”非彼“电价”。
(资料图片)
据澎湃新闻了解，这是英国国家电网电力系统运营商（National Grid ESO）迫于电力系统实时平衡需要，从比利时购电的价格。7月20日午间12:00-13:00，经英比电网Nemo互连系统的跨境电力交易最高价格达到9724.54英镑/兆瓦时，创下英国有史以来为进口电力支付的最高价格。这一数字是2020年全年英国国内电力均价（不含税）的约55倍，今年1-3月英国日前市场月均价的46倍。
以这一创纪录价位购入的实际电量并不多，据外媒报道“只够满足八栋房子一年的电力需求”，但“它暴露了英国对从海外特别是法国、比利时和荷兰进口电力的依赖”，“在那60分钟左右的时间里，跨海峡购电成为平衡系统的唯一选择”。英国电网方面表示，当时的竞标发生在十分紧张的市场环境下，因为欧洲大陆也面临电力吃紧，推高了整体电价。这恰恰说明了市场机制在起作用：价格作为信号，反映了稀缺性。
普通电力消费者需为此天价交易买单。有国内电力行业人士向澎湃新闻介绍，英国的上述费用属于电力市场平衡成本，将通过成本回收机制由电网向发电商和消费者传导，造成终端电价上升。
7月20日不同时段，英国三个电力联网项目的跨境交易电力价格
在英国电力市场，发电商和电力供应商（零售商）在不同平台通过签订远期交易和短期交易（日前和日内交易）来满足发用电需求。但这样的双边合同并不会从系统运行角度出发满足整体电力实时平衡。因此，系统调度机构ESO需要通过采取包括 “平衡机制（Balancing Mechanism）”在内的一系列措施来确保电力供需实时平衡。由于输电阻塞、预测偏差等原因，调度机构需要以每30分钟为一个结算周期进行一系列操作，来确保电力系统运行的实时平衡。
早在俄乌冲突爆发之前，英国电力系统的平衡机制成本就已随着退煤进程及波动性可再生能源比例的提高而出现激增。ESO今年初公布数据，2021年英国电力系统平衡成本达到26.5亿英镑，较2020年增长了48%。造成去年平衡成本上涨的原因包括：间歇性风电出力的增加导致网络拥堵程度加剧，系统约束成本上升；部分可调度燃煤电厂关闭，导致调用燃煤发电机组成本增加；2021年12月的日前基荷平均批发电价约为2020年同期的四倍，达到262英镑/兆瓦时。ESO今年6月预测，英国7月份电力系统平衡成本预计将同比增长78%，达到2.32亿英镑。
自2021年以来，英国电价水平飙升。数据显示，2021年1-6月，其日前市场平均价格为66.4英镑/兆瓦时，7月均价突然暴增至93英镑/兆瓦时。在11月、12月，英国日前市场月均价分别达到218.28英镑/兆瓦时和287.65英镑/兆瓦时, 为上半年均价的3.3倍和4.2倍。去年12月16日，单日批发电价达到峰值484.39英镑/兆瓦时。
德国、西班牙等欧洲国家的电价也被推至历史新高。据国际能源署数据，2022年上半年，欧洲的天然气价格比2021年同期上涨了四倍，煤炭价格上涨了三倍多，导致许多市场的批发电价上涨了三倍多。全球主要电力批发市场的价格指数达到了2016至2021上半年平均水平的两倍。
2016-2023年部分地区的季度平均电力批发和期货价格指数，2016年Q1=100。国际能源署《电力市场报告》（2022年7月更新）
最危险的时刻还没到来。英国国家电网公司近日在2022/23冬季展望中称，如果俄罗斯切断流向欧洲的天然气，英国将面临该国能源供应的“连锁反应”，例如价格飙升。
英国只有约6%的天然气进口来自俄罗斯，该国政府一直借此数据来淡化英国能源系统的潜在风险。但今冬英国电网的容量裕度低于去年，一旦供应短缺，须依靠连通法国、挪威、比利时和荷兰的通道进口电力。“在最紧张的日子里（最有可能出现在12月份上半个月），英国的电价将高于欧洲大陆。”英国国家电网表示。
资深能源分析人士哈维尔·布拉斯在观点文章中称，英国在7月20日为避免停电付出的代价是能源基础网络投资长期不足的恶果，
一旦出现危急时刻，“即使把电价涨到天价也难以为继。”
欧洲愈演愈烈的电力危机，是多重因素共同作用的结果。在天然气已陷入困境之际，近期，能够提供稳定电力的水电、煤电、核电也遭到冲击，加之风力减弱，欧洲能源安全四面楚歌。
水电是欧盟的第四大电力来源，仅次于天然气发电、核电和风电。欧盟委员会联合研究中心月度旱情监测报告显示，截至7月初，许多欧洲国家的径流式水电站发电量低于2015-2021年的平均水平，特别是意大利（与平均水平相比-5039GWh）、法国（-3930GWh）和葡萄牙（-2244GWh）。水电站水库同样下降，影响到挪威、西班牙、罗马尼亚、黑山和保加利亚等国家。
干旱缺水不仅冲击水电，燃煤发电和核电站也受此波及。
德国的燃煤发电厂依赖莱茵河等水道的驳船运送燃料、法国的核电站依赖河流进行冷却。最近运营欧洲最大核电站的法国电力公司警告，由于干旱导致用于反应堆冷却的河水量减少，今夏可能会削减一些核电站的发电量。上月由于隆河水位下降，法国电力公司已被迫限制位于里昂附近的核电站发电量。水量太低也影响燃煤发电，德国莱茵河是将煤炭从鹿特丹运到德国南部最便宜、最简单的方式，通常德国燃煤电站利用春季融雪的高水期补库存，由于水位下降太快，最近德国的一个燃煤电厂已经通报燃煤补给堪忧。
分析师们认为，此轮欧洲能源危机中最先停电的可能不是德国或英国，而是法国。
今年法国可用核电装机容量（红线代表2022年）远低于往年
作为欧洲最大电力出口国的法国，其国内半数核电站深受管道腐蚀等问题困扰而停运，核发电量一再削减。当寒冷天气到来、供暖需求激增，如果核电机组的可用比例仍然很低，法国的日前电力价格可能会在今冬直冲4000欧元/兆瓦时的天花板。
