从“德州”停电说起
一、发电结构
根据EIA的数据，德克萨斯州的电力构成如下：截止2018年，天然气发电量占比47.7%，煤炭占比20.3%，两者合计68.0%；风能占比20.0%，核能占比10.8%。根据ERCOT的最新数据，天然气占比40%，煤炭占比18%，两者合计58%，风能占比23%，核能占比11%。不管从哪一方的数据来看，火力发电（天然气、煤炭）的比例接近或超过60%；风能占比接近或超过20%。风能占比相对较低，火力发电比例相对较高。其中，2016年，德克萨斯州340座发电厂中，天然气发电厂占162座，发电量占该州总发电量的50%。
一般情况下，火力发电都很少接近满负荷生产，会有适当的余量。不过，如果在极端严寒情况下，新能源、水力发电等等发电量下滑，火力发电的发电量短时间提不起来，整个电力消费就存在缺口。2020年12月份，中国就发生过电力供应紧张、拉闸限电的情况，主要是水力发电量受严寒影响，发电量下滑，火力发电量受制于原料供应，又不能短时间提高。
二、断电原因
1 自身原因
美国的电网主要分为三部分，一部分覆盖美国东部，一部分覆盖美国西部，还有一部分是德克萨斯州独立的、几乎覆盖全州的电网。前面两个电网，在必要时，可以通过跨州供电，解决本州电力不足的问题。而德克萨斯州的电网，与其它州连接相对较少，几乎是封闭的，比较难实现跨州调配电力。这个是有历史成因的，德克萨斯州电力委员会（简称ERCOT）为2600万用户管理着该州95%的电力，一直避免与其它州的电网互联，一方面，可以提高电力独立性，实现州内电力的规模化经济和高效率；一方面，有利于新能源政策的推广，推进、提高新能源。
2 火电开工率不足
美国的电力市场化较高，允许企业调整零售电价，同时也意味着，发电企业会考虑投资回报，某企业一旦因为新建电站而提高电价，客户就会跑到其他企业。企业基于成本、市场销售及竞争力的考量，对投资新建电站的积极性不高，除非有税费抵扣或者补贴。
德克萨斯州，正常的电力需求范围为55000---63000千兆瓦（截止2019年，全州合计电力装机容量达到79845千兆瓦，开工率约为70%左右）。从2月15日开始，全州的发电量逐步降低，最低为44884千兆瓦，主要是约有185台机组关停（接近50%的运行机组），合计约43000--45000千兆瓦，其中，26500--30000千兆瓦是天然气、煤炭发电（几乎一半的产能趴下来）,15000千兆瓦是风力发电（接近80%的产能趴下来）。
我们可以看到，德克萨斯州拉闸限电，成因是多方面的。首先，火电的开工率不足，是本次德克萨斯州电力紧张并拉闸限电的主要原因；其次，风力发电在冬季发电量下降后，电力供应缺口扩大（与2020年12月份，中国的情况类似）；再次，极端的严寒天气，天然气输送、火电的冷却存在问题，加剧供电紧张的矛盾。
3 火力发电用水
2×300MW火力发电机组，每台机组需要配置两台循环水泵，循环水量约为32500m3/h，在冷却过程中或者其它方面，需要补充新鲜水。例如，采用空冷机组的耗水量达到363 m3/h。可以这样说吧，考虑火力发电耗水量较大的问题，火力发电机组，一般都设置在水源丰富的地方，一旦水供应产生问题，火电就有麻烦了。
首先，德克萨斯州就面临严寒天气，火电站的循环水、补水的问题，电站就不得不降低负荷，甚至停炉；其次，一般而言，在冬季，南方的火电站备用发电原料较夏天少，由于严寒天气，天然气输送存在问题，电站原料供应跟不上，加剧了电力供应紧张；再次，在设计时，天然气管道、火电站没有考虑严寒环境下的运行，毕竟，在南方，严寒气候出现的几率太低，在设计时，不会因为低概率事件，提高设计标准，这会增加建设投资，从而增加发电成本。其它的，还有美国天然气产量阶段性下降等等原因。
三、美国新能源
1 未来趋势
根据美国EIA预测，从2020年到2050年，美国的天然气发电比例将保持相对稳定，美国天然气占比将达到30%左右，煤炭、核电比例将下降，新能源发电比例增加。到2050年，新能源发电的占比将翻一番。从2020年到2024年，风能将成为新能源发电增长的主要来源，占同期增长的三分之二。
2、影响
短期内，2020--2022年，天然气发电比例稳步下降，从2020年的39%，降至2022年的34%；煤炭发电比例稳步增加，从2020年的20%，增加至2022年的24%，火力发电比例稳定在68%左右。也就是说，短期内，美国要保持火力发电比例，并增加火力发电中煤炭的投料比例。
价格方面。EIA预计，亨利中心的天然气现货价格将在2021年2月达到2.98美元/百万热值单位（截止2月18日，报3.088美元/百万热值单位）。主要是NOAA预测从1月下旬开始，严寒天气将蔓延到美国大部分地区，EIA将NOAA气候预测输入模型后，预计天然气消费将增加，天然气储量将不断下降。2022年，亨利中心的天然气现货价格将达到2.95美元/百万热值单位，主要是液化天然气出口和电力部门以外的天然气消费量的持续增长。
产量方面。EIA预测，2021年和2022年美国天然气的平均产量分别为90.5、91.0 Bcf/d，低于2020年和2019年的91.3、93.1 Bcf/d。从2021年2月到2022年7月，平均产量在89.8--91.0 Bcf/d之间。天然气产量持平，主要是其他地区产量增长弥补了几个较小的天然气产区产量下降的结果，最明显的是阿巴拉契亚和海恩斯维尔地区。
电价方面。EIA预测，美国的电力消费在2020年下降3.8%之后，2021年将增长1.6%、2022年的用电量将增长1.7%。消费景气，为电价提价提供了条件。
我们可以看到，未来美国电价上涨，主要是，原料端，天然气价格因为供不应求以及出口较多，整体的价格上涨，天然气发电的成本将增加，最终会传导到终端价格上涨。此外，还要考虑，天然气的供应量，短期内，不会大幅度的增加，就激化了供应矛盾；消费端，电力的消费持续增加，每年的增幅约为1.6%以上，需求的持续增加，为电力提价创造条件。
3 其它
2020年6月份，美国众议院通过一项法案，将风电产品税赋抵免（PTC）延长5年。风电产品税赋抵免将在2019年和2020年维持在目前的水平（抵免额度分别为60%和40%），随后以60%的额度延长至2025年底。
2020年12月22日美国国会即将颁布立法，将太阳能投资税收抵免（ITC）延长两年。对于2021年和2022年开工建设的项目，太阳能投资税收抵免将保持在26%，在2023年将降至22%，而商业项目则将在2024年降至10%。自2006年ITC颁布以来，美国太阳能产业增长超过10000%——创造了数十万个就业机会，并在此过程中为美国经济注入投资数十亿美元。
四、小结
本次德克萨斯州的电力供应紧张，火电站的循环水、补水的问题，电站就不得不降低负荷，甚至停炉；其次，一般而言，在冬季，南方的火电站备用发电原料较夏天少，由于严寒天气，天然气输送存在问题，电站原料供应跟不上，加剧了电力供应紧张；再次，在设计时，天然气管道、火电站没有考虑严寒环境下的运行，毕竟，在南方，严寒气候出现的几率太低，在设计时，不会因为低概率事件，提高设计标准，这会增加建设投资，从而增加发电成本。其它的，还有美国天然气产量阶段性下降等等原因。本次天然气发电、新能源在极端条件下的问题凸显。
未来美国电价上涨，主要是，原料端，天然气价格因为供不应求以及出口较多，整体的价格上涨，天然气发电的成本将增加，最终会传导到终端价格上涨。此外，还要考虑，天然气的供应量，短期内，不会大幅度的增加，就激化了供应矛盾；消费端，电力的消费持续增加，每年的增幅约为1.6%以上，需求的持续增加，为电力提价创造条件。