Ember对欧洲国家电力系统的数据统计显示，2023年以来，欧盟国家风能与太阳能发电量截至10月增长了12%，而煤电与天然气发电量则下降了20%。经过2022年的旱情，2023年的水力发电量同样有所上升。
2022年，欧洲在面临多重危机的情况下进入了冬季。高昂的天然气价格、水力和核能发电量处于历史低位，以及俄乌冲突后对天然气供应安全的担忧。
面对危机，欧盟和各成员国出台了大量临时政策，降低系统性风险并控制影响范围，这些措施包括削减天然气和电力需求，为部分燃煤电厂提供紧急燃煤储备以及实现化石燃料供应多元化。虽然欧盟国家的煤炭发电量在2023年夏初有所上升，但由于暖冬中电力需求下降、清洁能源发电量创下纪录，欧洲实质上并未出现回归煤电的情况。根据Ember的分析，2022年冬季，欧盟国家煤炭发电量下降了11%，且欧洲可再生能源发电量首次超过了化石燃料发电量。
2023年以来，2022年冬天出现的电力需求下降并未反弹，叠加风能和太阳能新增装机容量以及法国核电复苏等变化，意味着2023年冬天欧洲的煤炭发电量可能会再次下降。
2022年冬天，为了应对天然气价格飙升、供应安全受到威胁等挑战，一些国家采取了恢复部分煤电机组的紧急措施，一些预期准备淘汰的煤电机组被继续使用，一些本来作为冬季储备机组的煤电机组也开始发电。共有32个机组获准复工，但其中6个机组并未实际运行。据统计，这些机组的平均运行率为其满负荷的27%，这表明大多数机组仅按照计划规定在需要时运行，而不用于批量发电。在2022年冬季，这些机组发电量为 13TWh，约占欧盟冬季煤炭发电总量的6%。这些机组大部分位于德国，占 14GW装机容量中的10GW。
尽管极具挑战性，但与预期不同，欧盟国家2022年冬天的煤炭和天然气发电量相比2021年冬季发电量分别减少了27TWh（-11%）和38TWh（-13%），这主要与欧盟电力需求较上年同期大幅下降有关。其中，法国冬季电力需求同比下降幅度是欧盟国家中最大的（-24TWh），比2021年同期下降约10%。
2022年电力需求的大幅下降可以归因于家庭和工业减少电力消耗的努力以及温和的天气。过去十年来，欧盟的煤电一直处于结构性衰退。即使2022年的部分月份煤炭发电量有所上升，煤炭发电量总体仍比2015年低37%，仅占欧盟电力的16%。整个2022年冬季，欧盟煤炭发电量比2021年同期减少了近30TWh，下降11%。
在欧盟现有的18个使用煤电的国家中，有15个国家都减少了冬季煤炭发电量。与2021年冬季相比，波兰和德国的煤炭发电量同比下降幅度最大（这两个国家的煤炭发电量合计占2021年欧盟燃煤电厂排放量的一半）。2023年2月，波兰电力结构中的煤炭发电量创下新低，首次跌破发电量的三分之二。葡萄牙的煤炭发电量下降幅度最大，因为该国在2021年冬季淘汰了仅存的燃煤电厂，并提出了在2030年前实现80%可再生能源发电的目标。
2022年冬季煤炭发电量为数不多出现同比增加的国家是意大利（+26%）、芬兰（+12%）和匈牙利（+3%），这些国家的天然气发电量均出现大幅下降。
在核能发电方面，欧盟核能发电量与上一个冬季相比减少了47TWh，降幅达 13%。
与2021年冬季的情况相比，2022年冬季欧盟国家从俄罗斯进口的天然气进口总量削减了16%（-42bcm）。欧盟天然气发电量减少了38TWh，其中约三分之二的减少量来自意大利和西班牙。
2022年冬季，可再生能源在欧盟电力中的占比（40%）首次高于化石燃料（37%）。与2021年冬季相比，可再生能源发电量增加了4%，达到 524TWh。风能和太阳能发电在2022年全年继续呈上升趋势，在冬季提供了欧盟近四分之一的电力，同比增长6%（18TWh）。
在水力发电方面，由于欧洲在2022年出现了500年来最严重的一次干旱，水力发电量降至2000年以来的最低水平。与2021年冬季相比，水力发电量下降了66TWh，同比下降19%。其中，阿尔卑斯山地区受到的打击最为严重，发电量比本世纪迄今为止的最低年份低9%。伊比利亚地区的水力发电量为本世纪第四低，北欧地区的发电量略高于平均水平。与2000-2021年平均水平相比，缺口 50TWh，其中意大利15TWh，法国13TWh，西班牙11TWh。
2022年冬天，几乎所有欧盟成员国都削减了用电量，少数国家实现了自愿减少10%的电力消耗目标。欧盟总用电量比五年平均水平低6.2%。
2022年10月，欧盟出台了一系列紧急电力市场干预措施，试图解决能源价格异常高的问题。最重要的措施之一是成员国自愿制定的目标，即在11月至次年3月的冬季月份减少10%的电力消耗。减少量是指2022年11月至次年3月每个月的消耗量与五年平均值（以下称为基准期）之间的差值。
2022年冬季伊始，欧洲电力的月度需求出现了自2020年春季大流行封锁以来的最大同比降幅。2022年第四季度与2021年相比，需求下降8.5%。这一趋势持续到2023 年第一季度，需求比2022年下降5%。
对冬季用电量的分析显示，大多数成员国（27个成员国中的23个）减少了每月电力需求。然而，只有三个国家达到或超过了10%的自愿目标：罗马尼亚、斯洛伐克和希腊。在此期间，出现电力消耗增加的国家是波兰、丹麦、马耳他和爱尔兰。
用电需求的减少与气温有关。2022年冬天欧洲所有月份的气温都高于平均水平，从而减少了对电供暖的需求。月度降幅最大的是2022年1月（8.9%），最弱的是2022年12月（4.3%）和2023年3月（4.7%）。这些每月模式对应于欧洲的温度波动，因为一月是相对于历史平均值最热的月份（平均温度异常为+2.2°C），而12月和3月是最冷的月份（温度异常为+0.9°C）。然而，气温上升并非唯一的原因。
许多政府推出了节能措施，人们也采取了行动，以应对不断上升的成本。2023年 1月发布的研究显示，27个成员国中有19个采取了减少天然气和/或电力消耗的措施，其中12个国家强制实施。
但行为改变带来的减少可能已被不断增长的耗电行业或新电气化技术需求的增加所抵消。例如，在爱尔兰，数据中心的电力消耗从2020年到2021年增加了 32%。在波兰，热泵市场仅2022年就增长了120%。热泵只是从化石燃料转向电气化技术的一个例子，人们普遍认为，脱碳将需要中长期电力需求的强劲增长。在引入需求节约目标的欧盟紧急立法中，规定减少需求的措施不应损害欧盟的电气化目标。
总体而言，与参考期相比，2022年11月至2023年3月欧盟电力需求减少节省了价值120亿欧元的电力。在所有成员国中，法国的储蓄总额最高，为34亿欧元，其次是德国，为25亿欧元。然而，可以预见的是，从绝对值来看，拥有电力市场规模最大的国家节省的资金最多。
从能源系统安全的角度来看，需求减少是一个积极的结果。然而，并非所有消费减少都是可持续的或在经济上、社会上可取。个人或企业做出的减少用电量的决定可能会以牺牲舒适度或生产为代价。
按不同经济部门研究了解消费模式有助于解释需求减少的根源，但目前还没有相关的冬季数据或2022年的总数据。不过，一些工业生产指标能够解释。以德国为例，2021年，德国工业消耗了44%的电力，几乎与建筑消耗的电力一样多。2022年德国工业生产仅比2021年下降0.6%，比2019年下降5%。2023年的最新统计数据显示，1月和2月的连续增长“超过了2022年12月的大幅下降”。因此，工业产出下降本身不太可能导致德国冬季电力需求减少5%-15%。
欧盟委员会预计，到2030年，电力系统的灵活性需要增加一倍以上，才能实现可再生能源目标（按每日时间尺度计算，增加133%）。需求的灵活性将成为一种重要的低碳灵活性来源，它有可能奖励消费者在电力过剩时使用电力，并在供应紧张时减少电力系统负载。
需求灵活性潜力巨大，其中大部分来自家庭，但商业和工业活动也可以做出有意义的贡献。虽然数据稀缺，但据称目前欧盟市场至少有13GW活跃装机容量。相比之下，到2030年，估计的上调潜力为164吉瓦，下调灵活性为130吉瓦。
2022年冬天的情况表明，利用现有市场框架内提供的需求灵活性选项（包括自愿行动），可以减少高峰时段的消费。尽管如此，天然气仍然是欧洲电网灵活性的最大提供者。为了改变这一现状，欧盟2023年提出的电力市场改革方案旨在提供额外的工具来支持非化石能源的灵活性。一揽子计划包括成员国有义务评估其灵活性和存储需求，并从2025年起在国家能源和气候计划（NECP）中报告这些需求。同时鼓励成员国推出新的支持计划，促进需求方的灵活性，其中可能包括某种形式的容量支付。
本文节选自气候能源智库Ember发布的“Weathering the Winter”与《2022欧洲电力评论》，作者为Dr Chris Rosslowe, Harriet Fox, Sarah Brown, Dave Jones。
原文报告链接：
https://ember-climate.org/insights/research/weathering-the-winter/
https://ember-climate.org/insights/research/european-electricity-review-2023/
