战时电力稀缺管理：乌克兰限电机制、豁免规则与阶梯电价需求响应方案评估

《Energy Policy》：Managing load shedding in Ukraine: rationing rules, exemptions and price caps

　　

摘要专业翻译 乌克兰通过一套复杂且频繁变动的小时停电计划（Hourly Outage Schedules, HOS）、豁免规则和管制价格体系来管理电力短缺。研究人员提出一种居民阶梯电价方案：家庭月用电量超过其2021年月度消费量80%的部分，适用显著更高的边际价格，该价格与未受管制的零售价格水平一致（约为受管制居民电价的2倍）。由于当前居民需求中超过该80%阈值的比例存在不确定性，电力系统模拟在不同假设下对方案进行检验，这些假设包括暴露于更高价格的居民需求占比、价格弹性以及需求削减的时间分布。需求响应能够在系统紧张时期显著减少限电规模，但若削减集中在稀缺关键时段，则每吉瓦时（GWh）需求削减所避免的限电量将大幅增加。

论文解读

一、研究背景与问题

自2022年2月俄乌全面战争爆发以来，乌克兰电力系统持续遭受俄罗斯攻击，截至2024年11月已遭受超过1000次袭击，发电能力从战前的38吉瓦（GW）降至14至16吉瓦。发电能力的大幅损失，尤其是灵活性调峰电源的损失，使系统平衡日益困难，供应在众多时段无法满足需求。自2024年春季以来，限电已成为常态。与此同时，由于热电联产电厂和集中供热基础设施遭到破坏，居民日益依赖电暖设备，2024/25年冬季小时峰值需求高达18.5吉瓦，远超14至16吉瓦的可供电能力。

除供应缺口外，乌克兰电力市场还面临零售价格上限低于真实生产成本的问题。居民电价自2022年以来虽已上涨超过两倍，但仍远低于批发市场价格上限，导致电力需求经常超过供应，价格信号无法有效引导消费行为。在此背景下，限电成为防止系统全面崩溃的主要手段，通过复杂的预公告分块停电制度——小时停电计划（HOS）——由地方当局强制执行。然而，现有框架存在效率低下、行政成本高昂、规则频繁变动等问题，且需求侧措施几乎没有得到重视。部分商业用户通过进口电力或自备发电规避限电，但这些替代方案成本高昂，且进一步加剧了依赖电网的普通用户之间的不公平。因此，如何在战时背景下通过需求侧管理减轻限电压力，成为亟待研究的问题。

二、研究内容与意义

本研究包含两个互补部分。第一，系统梳理乌克兰当前稀缺电力分配的体制机制，包括小时停电计划（HOS）的设计与演变、消费者层面的自备发电与独立进口豁免规则，以及零售市场价格上限的约束效应。第二，定量评估一项居民需求响应政策建议：在阶梯电价方案下，家庭月用电量相对于其2021年自身消费水平的80%以内仍按管制居民电价计费，超过该阈值的部分按约2倍的未管制零售价格计费。研究使用逐时电力系统调度模型，模拟2026年10月至2027年4月期间居民需求削减对限电量的影响，并在不同假设下检验结果的稳健性。

该研究填补了现有文献的重要空白：此前尚无研究考察乌克兰战时限电的治理机制，也未有研究对居民需求响应的限电缓解效应进行建模。研究意义在于为政策制定者提供基于实证的需求侧管理方案评估，表明在供应充足时需求侧措施价值有限，但在系统遭受新一轮破坏后其价值可能变得相当可观。

三、主要技术方法

研究采用两种互补方法。第一，制度与监管分析：系统梳理乌克兰规范小时停电计划（HOS）、限电豁免、关键基础设施、批发价格上限和管制居民电价的主要法律与监管文件，聚焦三个维度——HOS的设计与实施、停电豁免规则、批发价格上限与居民管制电价——并评估其对稀缺电力分配的实际影响。第二，电力系统定量建模：使用PyPSA（Python for Power System Analysis）模型模拟2026年10月至2027年4月的逐时电力调度，模型以最小化系统运行成本为目标，受发电能力、需求和进口约束限制，未供电需求以限电表示。需求数据方面，2025年乌克兰居民与非居民总用电量约80太瓦时（TWh），其中居民29太瓦时、非居民51太瓦时，考虑网损和厂用电后估算总需求约100太瓦时；居民逐时负荷曲线采用Monakov（2026）构建的合成负荷模型，按月份、星期和小时聚合后缩放至29.1太瓦时年度消费量，非居民需求逐时余量计算。模拟期间总需求约62太瓦时，小时进口上限2000兆瓦（MW）。在基准情景（2026年9月可用发电能力，含3吉瓦检修中的核电）下，模拟冬季仅产生约69吉瓦时（GWh）限电；研究另构建压力情景，假设2吉瓦火电不可用（与2026年1至2月实际损失相当），此时限电增至约1.58太瓦时，分布于1147小时。需求响应场景中，研究变化两个参数：暴露于更高边际价格的居民需求占比（10%、20%、30%）和价格弹性（?0.1、?0.2、?0.3、?0.5），并应用三种时间分布模式：全时段削减、固定高峰时段削减（08:00–11:00和17:00–21:00）、以及集中于总需求前20%小时的削减（作为完全信息基准）。

四、研究结果

维度一：小时停电计划（HOS）的复杂性。 通过梳理2015年第654号令至2026年第118号令的多次修订，研究发现HOS规则经历了显著演变：2022年第384号令将停电计划划分为六个等量队列并设立停电时长上限；2024年第439号令引入子队列机制，将六个区块的调度错开30分钟以平滑切换；2025年第365号令进一步量化队列偏差不超过2%、子队列偏差不超过5%，并将提前通知时间从6小时缩短至3小时。现行规则下，战时单次停电不超过6小时（允许1小时偏差），恢复供电后至少维持2小时连续供电，区块间切换不超过30分钟。研究还识别了多个参与主体——能源部、输电系统运营商Ukrenergo、区域调度中心（RDC）、配电系统运营商（DSO）和能源监管局——各自职责分工及协调链条的复杂性。

维度二：限电豁免规则。 非居民用户可通过进口电力或自备发电获得HOS豁免，所需覆盖比例历经多次调整：2023年1月初始要求进口量不低于2022年9月消费量，2023年10月调整为供暖季50%、其他时段30%，2024年年中升至80%，2024年8月新增自备发电覆盖80%的豁免路径，2024年11月降至60%，2025/26年冬季临时收紧至进口90%或自发电60%，2026年4月恢复60%门槛，2026年8月再次调整为80%综合覆盖要求。关键基础设施（医院、军事单位、通信设施、水务和供热企业等）享有优先供电并一般豁免于计划停电，但2025年12月起优先供电限于接入容量不低于100千瓦（kW）的关键设施，边境或交战线20公里内的定居点整体豁免。居民用户没有直接的退出机制，但若住宅楼物理连接至受保护的关键基础设施线路，可能无意间获得豁免；2024年监管机构已下令清查此类连接以减少不公平。

维度三：批发价格上限与补贴性零售电价。 乌克兰电力市场自2019年按欧盟模式引入日前、日内、平衡和双边市场，但国家能源和公用事业监管委员会（NEURC）对批发价格设定上下限。2024年5月31日起日前和日内市场最高价格一般为5600–9000乌克兰格里夫纳/兆瓦时（UAH/MWh），2025年7月晚间高峰上限提高至日前和日内市场15000 UAH/MWh、平衡市场16000 UAH/MWh。居民零售价格仍由政府通过公共服务义务（PSO）框架行政管制，统一电价为4.32 UAH/kWh，远低于批发价格上限。管制价格削弱了稀缺时期的消费价格信号，导致需求超过供应时只能依靠行政配给，同时加剧发电企业财务压力和市场债务累积。

定量评估：居民需求响应的限电缓解效应。 在压力情景下，基准限电约1.58太瓦时。模拟结果显示，需求响应可显著减少限电：在全时段削减模式下，10%需求暴露且弹性为?0.1时避免限电50.0吉瓦时（减少3.4%），30%暴露且弹性为?0.5时避免限电610.1吉瓦时（减少41.9%）；固定高峰时段模式下对应区间为38.3至474.3吉瓦时（2.6%至32.6%）；集中于总需求前20%小时模式下对应区间为50.0至566.1吉瓦时（3.4%至38.9%）。研究进一步比较了不同时间分布模式的效率：固定高峰窗口模式每吉瓦时需求削减所避免的限电量低于全时段削减模式，而集中于最高需求20%小时的模式效率最高。这表明需求削减的时间分布与系统稀缺时段的吻合程度，是决定其可靠性价值的关键因素。

五、讨论与结论

讨论部分指出，HOS框架虽以公平分配为目标，但其追求公平和系统稳定所需的复杂性也带来效率损失和行政成本。预定义队列、子队列和基准日测量限制了实时灵活性，多主体协调链条增加了延迟和区域实施不一致的风险。豁免机制在提升系统韧性的同时，也造成依赖电网的用户承担更大停电份额，形成社会经济层面的可靠性分层。管制电价虽具有战时社会政治合理性，但削弱了稀缺定价信号，促使研究转向受保护电量块以上的定向价格激励。

研究结论可概括为：乌克兰电力系统在持续攻击威胁下仍高度脆弱，基准情景下冬季限电有限，但一旦损失2吉瓦火电，限电将增至约1.58太瓦时。居民阶梯电价方案通过仅对超出历史消费量80%的部分适用更高边际价格，可在不全面放开居民电价的前提下引入更强的价格信号。模拟结果表明，需求响应在系统紧张时期能够显著减少限电规模，但其效果高度依赖于需求削减的时间分布——集中于稀缺关键时段的削减，每吉瓦时需求削减所避免的限电量远高于全时段均匀削减。研究强调，战时居民行为存在高度不确定性，因此未将任何单一弹性或暴露估计作为预测，而是通过多情景模拟呈现可靠性结果的合理范围。该研究为乌克兰在持续战争背景下优化限电管理、引入需求侧措施提供了定量依据，也为其他面临供应短缺和价格管制的电力系统提供了方法论参考。