电网极端高温应对指南：尾部风险与设计基准
以往很长一段时间，美国电力系统是把极端高温当作“尾部风险”来处理的——换句话说，就是那种“大概率不会发生，但万一来了得顶住”的小概率事件，每年夏天来临前做点季节性准备就行。但情况正在起变化。高温来得越来越早，持续得越来越久，系统规划者和电网运营商现在几乎已经把极端高温当作默认的运行条件来设计了，而不是什么罕见意外。
先看几个核心数据。美国能源信息署（EIA）在2026年5月的短期能源展望里预计，今年全国制冷度日（CDD）这个衡量空调需求的关键指标，大约会到1610个，比2025年高出4%。单看第三季度，比去年同期高出8%，也高出过去十年平均水平5个百分点。北美电力可靠性公司（NERC）作为大型电力系统的可靠性监管机构，已经把初夏高温和春季检修停电期重叠这一问题，列为周期性关切事项；至于大范围高温事件，更是直接排到了2026年夏季可靠性风险的头号位置，重要程度和发电机组停机、燃料供应短缺并列。
不过话说回来，所有关于极端天气的担忧，最终都会落到电网本身的体质上——尤其是那些实实在在的物理基础设施：现有的线路、变压器、变电站，能不能在越来越热的环境下扛得住？与此同时，它们还得应付急剧增长的用电负荷和日益老化的设备，这相当于两头承压。
好在行业里已经有一些值得关注的适应性举措。比如，电力公司现在开始根据实时环境温度，逐小时去核定一条输电线路到底能承载多少电流，而不是像过去几十年那样，每季度才更新一次“铭牌额定值”。高温还会加速配电变压器和变电站变压器的老化——这些设备本来就供应紧张，想快速补充可没那么容易。从系统层面看，运营商正在应对一个有意思的新趋势：峰值负荷正逐渐推迟到傍晚出现。这时候太阳能出力已经下降，但制冷负荷和数据中心负荷还居高不下。此外，电力公司还在追踪一个听起来有点远的问题——距离火线几百公里下风方向的绝缘子故障。野火产生的烟尘会把导电颗粒物沉积在高压设备上，即便晴天也可能引发故障，这已经不是小概率事件了。
总体来看，2026年夏季的起跑线比去年略好一点。根据NERC 5月19日发布的《2026年夏季可靠性评估》，净内部需求（也就是总需求减去高峰时段可调度的需求响应量）预计会达到790吉瓦，比2025年夏季的780吉瓦增长约10吉瓦，涨幅1.3%。23个评估区域中，有19个区域的峰值需求都会增长。大型电力系统进入夏季时，新增在峰容量超过58吉瓦，其中包括16.4吉瓦的太阳能、14.7吉瓦的电池储能、6.7吉瓦的天然气、1.6吉瓦的风电，再加上约19吉瓦来自其他资源新增和核算调整。不过，NERC也划出了三个在高于正常或极端条件下风险较高的次区域：东北电力协调委员会（NPCC）的新英格兰地区、中西部可靠性组织（MRO）的萨斯喀彻温电力公司（SaskPower）区域，以及西部电力协调委员会（WECC）的西北地区。另外，西部ERCOT（德克萨斯电力可靠性委员会）被标记为局部受限区域，因为二叠纪盆地的输电容量在高需求时可能撑不住，尽管ERCOT整体系统目前拥有北美最大的备用容量裕度（图1）。
1. NERC《2026年夏季可靠性评估》将NPCC–新英格兰、MRO–萨斯喀彻温电力公司和WECC–西北三个地区列为2026年夏季高风险区域，在高于正常条件下运行备用可能不足。评估还指出西部ERCOT存在局部输电受限问题，该地区负荷快速增长，在高需求时期输电容量可能达到上限。来源：NERC，《2026年夏季可靠性评估》，2026年5月
联邦能源监管委员会（FERC）在5月21日发布的《2026年夏季能源市场与电力可靠性评估》中预计，今年夏季全国批发电价均值大约是每兆瓦时46.81美元，比2025年下降5%。不过，ERCOT、PJM互联系统和SERC可靠性公司的电价预计分别上涨11%、5%和5%。
两份报告都明确把“高于正常水平的夏季气温”列为头号运行风险，并援引了美国国家海洋和大气管理局（NOAA）的预测——今年晚些时候出现厄尔尼诺现象的概率是61%，出现强厄尔尼诺的概率是四分之一。FERC报告说得直白：“地理范围广泛的高温天气，会让相邻系统在同时面临高需求时，互相调配电力的能力下降，从而加剧电网压力。”报告还补充说，高温会“加大输电线路损耗，并在高负荷与高温并存的条件下，让导体更快达到运行极限，所有这些都会加大停电风险”。
另一个关键变量是干旱。FERC指出，“干旱影响范围覆盖美国本土62%的地区，预计今夏还会进一步扩大”。鲍威尔湖今年的预计来水量仅为平均水平的13%，这是格伦峡谷大坝1964年投入运营以来的最低值（图2）。如果干旱持续，FERC预计最早在2026年8月，将有多达4500兆瓦的科罗拉多河水电受到影响，其中包括装机容量2000兆瓦的胡佛水坝。NERC补充说，太平洋西北地区低海拔地带的积雪今年积累偏少，融化也提前了，这对该地区构成不小的挑战——毕竟当地发电结构中水电占比高达55%。2025年加拿大向美国的水电出口量同比下降28%至35.64太瓦时，创下2004年以来的年度最低值，这势必会削减纽约独立系统运营商（NYISO）、ISO新英格兰（ISO-NE）和中大陆独立系统运营商（MISO）可用的调节能力。
2. NOAA于2026年4月16日发布的季节性干旱展望预测，西部大部分地区及平原部分地区的干旱将持续至7月下旬，太平洋西北地区部分区域有可能出现新的干旱。FERC 2026年夏季评估警告称，最早在8月，低来水量可能影响多达4500兆瓦的科罗拉多河水电。来源：NOAA季节性干旱展望；FERC《2026年夏季能源市场与电力可靠性评估》
水电之外，FERC还提到：“密苏里河和密西西比河流域在经历多年低水平后，2026年夏季继续面临低水量风险，这会增加航运中断的可能性，包括向电厂运煤的驳船。低水平、盐水入侵风险以及水温升高，还可能让沿岸采用直流冷却设备的发电机组降额运行，甚至被迫停机。”
正如NERC和FERC都指出的那样，今年夏天的挑战还可能因需求曲线的快速变化而加剧——这既涉及负荷本身，也涉及燃料供应。NERC报告显示，自2025年夏季评估以来，所有评估区域的汇总峰值需求已增加超过11吉瓦，超过了2025年夏季前10吉瓦的年度增幅。FERC援引EIA数据预测，2026年夏季总用电量将达到1587太瓦时，同比增长3%，是2022年以来最强的夏季年增幅。
燃料方面，FERC预计今年夏季美国天然气总需求日均约为1013亿立方英尺，发电用气仍是最大的需求部门。整个夏季发电用气预计日均44亿立方英尺，到7月和8月会升至日均47.9亿立方英尺。液化天然气出口量预计同比增长10%，达到日均158亿立方英尺。正如POWER此前报道，美国天然气供应协会预测，今年夏季发电用气量将比2015年基准水平高出日均110亿立方英尺，其中结构性增长贡献79亿立方英尺——相当大一部分来自数据中心负荷（预计从2025年的44吉瓦增长25%至2026年的55吉瓦）——另有31亿立方英尺来自经济调度。
对于高温运行来说，峰值出现的时机和峰值大小几乎同等重要。在德克萨斯州，最高风险时段已经逐渐推迟到晚上9点左右——也就是太阳能出力下降后的“夜间爬坡”阶段，此时制冷和数据中心负荷仍然很高。NERC还警告说，大型数据中心和工业设施“存在负荷突然丢失的风险，可能引发频率扰动、电压失稳和连锁停电”。尽管ERCOT已经提出了针对大型电子负荷的穿越要求（节点运行指南修订请求NOGRR 282），但相关规则今年夏季还没正式生效。
值得关注的是，天气相关的可靠性问题已经成为美国能源部（DOE）依据《联邦电力法》第202(c)条发布一系列紧急命令的依据，这些命令将约4400兆瓦的煤电和气电机组的退役期限予以延后。受影响的容量主要集中在夏季制冷需求最大、水电调节能力损失最显著的地区。
截至今年5月，DOE已将密歇根州1560兆瓦的J.H.坎贝尔燃煤电厂的运行令延长至8月16日，将宾夕法尼亚州760兆瓦的埃迪斯通3号和4号机组延长至8月22日，以保障MISO和PJM的峰值需求供应。此外，DOE还新增了马里兰州瓦格纳4号机组的运行令，有效期至8月19日，并维持了覆盖华盛顿州森特拉利亚电厂的此前命令——该电厂正好位于NERC划定的高风险WECC–西北次区域。当前紧急命令还涵盖印第安纳州的沙费尔电厂和F.B.卡利电厂，以及科罗拉多州克雷格镇的克雷格电站1号机组，各自有效期延续到6月的不同日期。
3. 2025年6月美国东部地区热浪期间，能源部依据第202(c)条发布短期紧急命令，授权杜克能源卡罗莱纳公司在极端天气期间超出环境许可限值运行约8吉瓦的发电机组。图中所示的杜克林肯燃气轮机站是被点名设施之一，另有马歇尔站、罗金汉站、巴克联合循环电站，以及南方电力公司的罗文站和克利夫兰站。林肯站配备一台402兆瓦的西门子能源简单循环燃气轮机，于2020年5月并网。图片来源：杜克能源
极端高温对电网最令人担心的物理压力，其实集中在输电系统上。高压线路靠向周围空气散热来带走电流产生的热量，但当环境温度升高、风力减弱时，散热能力就会打折扣。过热的导线可能向地面下垂，造成短路，或者发生“退火”现象——也就是永久失去保持线路在铁塔间绷紧所需的抗拉强度。过去几十年，运营商一直靠设定保守的季节性铭牌额定值来管理这个风险，并在线路接近额定值时重新调度发电出力。但这种做法也有代价：现有输电线路在一年中大部分时间都处于慢性利用不足的状态。
FERC在2021年颁布、2025年7月正式生效的第881号命令，要求输电提供商采用环境调整额定值（AAR）——也就是基于实际和预测温度，每小时更新一次的线路额定值。运营商需要提前十天给出逐小时预测，昼夜分别设定额定值，气温每变化5华氏度就要触发更新。今年3月，PJM成为首家经过多年努力后实施AAR的区域输电运营机构。现在，PJM覆盖范围内的47个区域气象预报区域，输电额定值已经实现了逐小时调整。
“这是一项全公司层面的工程，涉及全面的利益相关方参与流程，运营、市场和信息技术部门与三家供应商协作，完成了设计、部署和3月4日的正式上线，”运营工程支持执行总监达琳·菲利普斯表示。“PJM突破了技术和支持的边界，其他RTO将能够效仿。我们现在对电网的实时监测和研究，通过基于环境温度和最佳可用预测的额定值得到了进一步增强。”
目前，西南电力池也计划于9月1日实施AAR，而MISO预计最迟将于2028年第二季度全面合规。多家电力公司也计划在今年夏天运行AAR，包括坦帕电力公司、杜克能源佛罗里达公司、南方电力公司、多米尼安能源南卡罗来纳公司、路易斯维尔天然气与电力公司、肯塔基公用事业公司、阿维斯塔公司、爱达荷电力公司、新墨西哥公共服务公司和波特兰通用电力公司。
动态线路额定值（DLR）则是利用传感器实时测量线路温度和载流量，而不是依赖环境预测，目前正从试点项目迈向走廊规模部署。先进复合芯导体换线改造提供了另一条路径——通过更换现有导体而非新建线路来提升输电容量。CTC Global向POWER表示，先进换线改造的核心优势在于能够利用现有走廊权，在很多情况下还可以利用现有杆塔结构，从而以比重建更快的速度提升输电容量。
区域间输电能力（ITC）也是一项被广泛呼吁的解决方案，因为它能保障电力在不同规划区域之间可靠流动。FERC在2026年2月向国会提交的关于NERC区域间输电能力研究报告，转述了NERC的建议——在预计2033年将出现资源短缺的10个地区，新增3.5万兆瓦技术上合理的输电容量。部分模拟短缺情景与热浪年份相关，涉及MISO东部、纽约、加州北部和新英格兰地区。不过，报告谨慎地没有推荐具体项目，也明确表示未包含经济或成本效益分析。
第1920号命令建立的长期区域规划框架，为评估上述部分需求提供了程序性工具。但成本分摊机制能否以足够快的速度将可靠性评估结果转化为已获资助的项目，目前仍悬而未决。容量认定规则也还在制定之中。PJM向FERC提交的有效承载容量（ELCC）认定改革方案（案号ER24-99）目前悬而未决，它将决定太阳能、储能和需求响应在整个2030年代如何获得容量信用。2025年12月11日提出的《高容量电网法案》（H.R. 6633）将指示FERC为其管辖项目建立最佳可用导体标准，但该法案目前仍在众议院能源与商业委员会审议阶段。
在配电网层面，高温对变电站和配电设备造成的是缓慢而持续的损耗，最终会影响到用户侧的供电。油浸式变压器的绝缘寿命，在绕组温度每超过额定值10摄氏度时，大约缩短一半。按照IEEE C57.12.96标准的规定，当24小时平均环境温度超过30摄氏度时，自冷式配电变压器每升高1度，额定容量就要降低0.4%。DOE在2024年7月发布的《大型电力变压器韧性报告》中指出，大型电力变压器可在额定功率基础上过载10%到20%运行，但这会加速绝缘老化。同一报告还指出，变压器冷却能力同时取决于运行负荷和环境温度，可以通过加大储油箱、散热器、风扇或交替风扇等方式，提升单元的冷却设计能力，以应对长时间高温事件。
与此同时，更换周期依然偏长。伍德麦肯兹2025年的建模分析得出结论，北美制造业已宣布的扩产投资（截至2025年底约18亿美元）预计能在2028年前缓解大型电力变压器短缺问题。但配电变压器经销商的交货周期在2026年初仍维持在80到120周，价格远高于2022年前的水平。
野火烟尘带来了另一种独特的配电系统危害，在2024年和2025年西部火灾季期间愈发突出。导电颗粒物沉积在距火线数百公里下风方向的输电走廊绝缘子上，降低了闪络电压，即便在晴天也可能引发故障。2026年3月发表在《能源研究前沿》杂志上的一篇综述，记录了与烟尘沉积相关的绝缘子闪络事件，其影响范围远超传统火灾影响区域。
在防止线路引发火灾方面，太平洋天然气与电力公司（PG&E）于2025年4月向加州能源基础设施安全办公室提交的《2026-2028年野火减缓计划》显示，其增强型输电线路安全设置（EPSS）项目——也就是在高风险条件下以较低故障阈值跳闸——在2024年帮助使加州公用事业委员会（CPUC）可报告的EPSS启用主配电线路点火事件减少了逾72%，相比2018-2020年均值。EPSS目前保护着PG&E的180万客户，而且2024年超过一半的受保护客户在EPSS启用期间没有经历任何停电。
尽管发电机组目前还没有类似于NERC针对寒冷天气（自2025年10月1日起生效的EOP-012-3可靠性标准）的高温应对版本，NERC在其最新夏季可靠性展望中仍然提醒，由于机组老化、运行模式和季前检修窗口有限，强制停机风险在高温运行期间可能上升。其2026年夏季评估还进一步警告，初夏高温与春季检修期重叠，可能降低运行备用，尤其当水电大修、承包商资源紧张或老旧电厂大型作业延误返回服务时。
目前，州级和市场层面的规则正在填补部分空白。ERCOT的天气防护检查项目已经成为可量化的执法记录。截至2025年10月，ERCOT已累计完成4079次检查，覆盖四个冬季和三个夏季，其中包括1433次发电实体检查和2646次输电服务提供商检查。仅夏季累计检查次数，就从2023年夏季后的1660次增至2024年夏季后的2902次，再增至2025年夏季后的4079次。ERCOT会评估各设施在峰值需求期间的停机情况，并启动后续调查以确认已落实应对措施，认定该项目“对冬夏两季大型电力系统的可靠性产生了显著的正面影响”。
效率提升措施也在持续推进，比如进气冷却（IAC）改造。根据Burns & McDonnell 2025年7月的工程分析，进气温度每降低4华氏度，燃气轮机出力大约能提升1%；在环境温度超过90华氏度时，未采取降温措施的燃气轮机性能损失可达约10%。该分析表明，IAC改造可弥补高温条件下未加防护的燃气轮机约10%的容量损失。报告还指出，由于互联并网排队周期长、燃气轮机交货周期达数年，再加上重型设备进口关税上涨，各电力公司正将IAC改造视为近期的容量补充手段，而不再是可选的效率升级项目。
同样值得关注的是，发电机组容量规则也在向更精细的季节化方向演进。PJM从2025年6月1日起修订了容量验证测试规则，要求分别开展夏季和冬季测试，并终止了将夏季验证测试结果折算为冬季条件的做法。夏季容量现在与发电机组站址在过去15年PJM夏季峰值期间的实际环境条件挂钩，冬季容量则与对应的冬季峰值条件挂钩。ERCOT的夏季天气防护规则更为细化：根据16 TAC第25.55条，发电实体须为持续运行至设施历史最高运行温度或其气象区第95百分位72小时气温（取较大值）做好准备，记录高温关键部件，并于每年6月1日前完成夏季检查。
尽管如此，部分机组层面的能力申报显示，极端高温在某些情况下仍受到许可证裕量和运行约束的制约。2025年3月，星座能源公司向美国核管理委员会（NRC）申请对其位于伊利诺伊州的布雷德伍德核电站进行临时许可证修改，将电厂最终热阱（UHS）技术规范限值从102华氏度提高至102.8华氏度，有效期至2025年9月30日。申请援引了历史夏季条件——包括高温、高湿、低风速以及2020年7月4日至9日的高温干旱期——这些条件曾多次使现有限值承压。申请还提到2024年12月20日提交的永久性修改申请，拟采用昼夜UHS温度曲线，以反映冷却水池的热裕量取决于水温峰值、时段和恢复特性。星座能源公司表示，其分析显示安全相关设备在更高的UHS温度下仍能维持其设计功能。
解决方案还延伸到了配电系统运行和用户侧资源。高级配电管理系统（ADMS）和分布式能源资源管理系统（DERMS）是连接大型电力系统状态与本地电网响应的运行平台，电力公司正在大规模部署集成版本，包括南加州爱迪生公司（SCE）的集成电网管理系统，以及PG&E正在推进的分三个版本、至2026年完成的ADMS上线项目。这些平台日益成为电力公司管理电动汽车（EV）充电项目的核心支撑，比如PG&E由Wea veGrid运营的电动汽车充电管理器项目、SCE获加州公用事业委员会批准的ORCHARD项目，以及联合爱迪生公司的SmartCharge纽约项目。
最后，虚拟电厂（VPP）是进入夏季以来需求侧灵活性领域最受瞩目的新型资源类别。DOE发布的《虚拟电厂商业化路径》报告估计，美国已装机容量为30至60吉瓦，2030年目标为80至160吉瓦。落基山研究所于2026年5月14日发布的分析，描述了2025年夏季的多次项目调度情况，包括：Sunrun于6月24日调度超过340兆瓦的家庭电池储能；EnergyHub削减900兆瓦峰值负荷，并将3.5吉瓦时转移至谷时段；Uplight管理了350兆瓦的灵活负荷；以及7月29日加州独立系统运营商（CAISO）开展的需求侧电网支撑测试，在下午晚些时候净负荷峰值期间提供了超过500兆瓦的需求削减。
需求响应（DR）依然是应对极端高温的关键工具。以PJM为例，在应对2025年6月热浪（6月24日峰值达162401兆瓦，为PJM历史第三高）的过程中，DR在最极端峰值期间将负荷减少了4000兆瓦以上，全程未出现有序限电。随着夏季负荷增长推高运行风险，ERCOT正采取类似方式。在2025年12月发布的电网洞察简报中，ERCOT表示，其DR项目——紧急响应服务（ERS）、负荷资源参与以及自愿负荷响应——旨在稀缺时段削减负荷，包括极端天气或突发发电、输电停机事件。ERS参与方须在收到调用指令后10至30分钟内提供约定的兆瓦量。ERCOT还表示正在审查现有DR工具，并试点聚合分布式能源资源（ADERs），将配电侧站点聚合后响应ERCOT的调度指令。
Q&A
Q1：什么是环境调整额定值（AAR）？它对电网管理有何影响？
A：环境调整额定值（AAR）是一种根据实际和预测环境温度每小时动态更新的输电线路额定值，取代了以往每季度更新一次的保守铭牌额定值。FERC第881号命令要求输电提供商采用AAR，并需提前十天提供逐小时预测、昼夜分别设定额定值。AAR的实施使电网运营商能更精准地掌握线路实时承载能力，减少慢性利用不足问题，同时在高温期间更有效地规避导线过热、弧垂下垂或退火等故障风险。
Q2：干旱对2026年夏季电力供应有哪些具体威胁？
A：干旱对2026年夏季电力供应带来多方面威胁。首先，鲍威尔湖预计来水量仅为平均水平的13%，最早在8月可能影响多达4500兆瓦的科罗拉多河水电，包括2000兆瓦的胡佛水坝。其次，太平洋西北地区积雪偏少且提前融化，该地区55%的发电依赖水电，供应风险较大。此外，密苏里河和密西西比河低水平将影响煤炭驳船运输，水温上升还可能导致采用直流冷却设备的发电机组降额或被迫停机。
Q3：虚拟电厂（VPP）在应对极端高温中起到哪些作用？
A：虚拟电厂通过聚合家庭电池储能、灵活负荷等分布式资源，在高峰时段提供需求侧响应，有效缓解电网压力。2025年夏季的实际案例显示，Sunrun单日调度超过340兆瓦家庭电池储能，EnergyHub削减900兆瓦峰值负荷并转移3.5吉瓦时至谷时段，CAISO的一次测试也在下午晚些时候净负荷峰值期间提供了逾500兆瓦的需求削减。DOE估计美国VPP已装机30至60吉瓦，2030年目标为80至160吉瓦。