数字储能网讯：今夏高温炙热下，北美电力系统正面临一场“大考”。北美电力可靠性协会（NERC）、美国能源信息署（EIA）与美国能源部（DOE）最新研究[1]显示，2025年夏季，北美大容量电力系统（BPS）覆盖区域的用电需求将同比增加约1000万千瓦，用电压力持续攀升。与此同时，多重不利因素正层层叠加：常规发电容量加速退役、灵活电力资源储备不足、设备老化问题日益凸显，再加上极端高温、干旱、野火等灾害天气频发，电力设备安全运行备受威胁。此外，大型变压器交付周期拉长、天然气供应缺口扩大、含逆变器电力电子设备（IBR）参数配置异常等问题，也将进一步削弱机组顶峰出力能力，给电力系统可靠运行埋下隐患。

本文根据前述相关研究，系统梳理了北美电网当前面临的严峻形势，并试图针对这些挑战提出可行的应对举措，为提升电网气候韧性、保障极端条件下电力稳定供应提供解决方案。

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多重因素加剧北美夏季供电压力

北美电力可靠性评估区域[2]是一张覆盖六大核心区域的“电力安全网”，主要涵盖北美电力可靠性协会（NERC）和六大区域实体（RE），包括中西部可靠性组织（MRO）、东北电力协调委员会（NPCC）、可靠性优先组织（RF）[3]、东南部电力可靠性委员会（SERC）、德州可靠性组织（Texas RE）、西部电力协调委员会（WECC）所辖电力市场区域。相关区域相互联动，共同构成北美电力系统的“安全屏障”，其可靠性运行情况直接关系到数千万用户的夏季用电体验。

图1：北美电力可靠性评估区域

根据EIA、DOE、WECC、NERC等机构的研究 ，北美电力可靠性受“高温干旱气候、机组退役加速、供应链延迟、燃料阶段性短缺”等综合因素影响，局地或出现电力短缺情况。

（一）天气与环境：极端灾害成为电力系统的“头号威胁”

极端天气多发、频发、强发或对电力设备可靠运行和机组平稳出力造成显著影响。今年夏季期间，极端高温大范围蔓延，美国大部分地区夏季气温高于常年平均水平。其中，西部的内华达州、犹他州和新墨西哥州大部地区、亚利桑那州东北部、俄勒冈州和爱达荷州南部，以及东北部的纽约州、宾夕法尼亚州、新泽西州、康涅狄格州大部地区将出现异常高温的风险（概率大于70%）。而缅因州、新罕布什尔州、马萨诸塞州、佛蒙特州局地将出现历史极端高温的风险（概率大于80%）。加拿大马尼托巴省东北部、安大略省北部、纽芬兰与拉布拉多省西部以及爱德华王子岛省、新斯科舍省、新不伦瑞克省局地也将有极端高温（概率超80%）。

除了持续高温增加电力设备稳定运行风险，气候环境还在以下方面为电力系统安全稳定运行带来挑战。

干旱导致水电“掉链子”。美国中西部地区降水或低于常年均值，其中，西部的怀俄明州、南达科他州和内布拉斯加州大部地区将出现极低降水（概率大于50%）。而爱达荷州、犹他州、科罗拉多州、北达科他州等地区降水也将偏少（概率大于40%）。加拿大爱德华王子岛省、新斯科舍省、新不伦瑞克省中东部地区降水少于历史同期（概率大于50%）。低水位或将影响水电机组运营，需扩大天然气发电和需求侧响应以弥补供电缺口。

野火阻断输电“生命线”。美国西部电网互联区域以及加拿大马尼托巴省、不列颠哥伦比亚省等区域野火发生概率居高不下。截至8月底，加拿大全国野火过火面积已超7.3万平方公里，是过去十年同期的两倍多[4]。野火不仅会导致输电线路停运、风光发电受限，更严重的是，美国西北部偏远水电站的输电线路一旦被破坏，修复需数周至数月，将造成长期供电缺口。

图2：美国8—10月温度预测情况

图3：加拿大8—10月温度预测情况

（二）负荷与机组：用电需求激增，基荷机组退役加速

大范围极端高温天气带动用电负荷快速增长。受高温天气影响，夏季期间，北美电力可靠性协会（NERC）23个评估区域的峰值电力需求总量同比增长约1000万千瓦，远高于2023—2024年历史同期水平。其中，西部电力协调委员会（WECC）、东南部电力可靠性委员会（SERC）所辖区域电力市场因受“高温负荷增加、工业和数据中心负荷扩张”等因素影响，整体负荷水平或将大幅提升。

基荷机组退役加速叠加风光发电装机增加。夏季期间，NERC相关评估区域约有740万千瓦“基础性”发电机组将退役或停止运行，其中包括250万千瓦天然气发电机组和210万千瓦煤电机组。此外，NPCC-Ontario区域约有120万千瓦核电机组、160万千瓦石油发电机组等退役。与此同时，夏季期间，NERC相关区域太阳能光伏、风电分别新增装机3000万千瓦、500万千瓦。基础性机组退役而大量波动性资源并网或对电网安全可靠运行产生影响。

（三）设备与技术：老化设备“带病运行”，IBR配置埋下“安全隐患”

电力设备老化率增加为维持发电机组备用状态和资源充足性带来更大挑战。

近年来，传统火电发电机组和风电机组设备老化导致强迫停运率（Forced Outages rates）不断上升，电力系统运营商因此面临着可调度资源减少和运营可靠性风险增加的挑战。此外，美国多地基荷发电机组超期服役，东南部电力可靠性委员会（SERC）以及西南区域电力市场部分发电机组运行时限甚至超60年，这也可能对电网安全稳定运行构成威胁。

为保证电力系统可靠运行，高龄发电机组需要定期开展大规模检修（三相电动机定子绕组重绕等），这将导致在夏季用电高峰时，局地出现有效发电资源不足的困境。

此外，含逆变器电力电子设备未按规范设置参数也会对电网可靠运行构成挑战。研究认为[5]，美国电网运营商需要对装有逆变器的可调度资源（IBR[6]）在电网扰动期间发生意外跳闸的可能性保持警惕。数据显示[7]，目前，美国约66%的电网运营商所使用的保护装置并未按最大容量设定，这限制了并网太阳能光伏设备（PV）的整体穿越能力（Ride-through capability）；其次，约20%电网运营商将IBR设施功率因数限制在0.95，造成电网大量无功容量未充分利用[8]。在上述情况下，如新能源出力受天气影响出现较大波动（如风电骤升骤降、光伏云层遮挡），则电网难以通过无功调节抵消出力波动对电压的冲击，易引发连锁故障。

（四）供应链和燃料影响：设备交付“拖后腿”，气电顶峰能力不足

设备供应链问题会影响大型电力系统（BES）设备维护、更换和施工的交付周期。夏季期间，当电力系统设备维护和安装供应链系统出现延迟时，将对电力系统可靠运行构成挑战。长远来看，供应链问题和不确定性仍将持续，预计大型变压器设备平均交付周期将为80至210周，较2024年同期平均120周的时间有所延长[9]。

另一方面，受“天然气出口需求上升、国内气田产气量降低”等因素影响，美国夏季天然气供应趋紧，同时叠加“高温电力负荷增加、气电机组系统性维护”等不可控因素，可能造成气电顶峰能力严重不足。预计2025年7—10月，在高温天气延续和电力负荷持续增加等因素加持下，美国天然气发电需求或创历史新高[10]，亟需扩大天然气供应规模，缓解电力系统调峰压力。

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北美电力可靠性评估结论

（一）北美电力整体可靠性评估

本文采用高峰需求小时和高峰风险小时等分析指标，充分评估2025年夏季期间北美发电资源、输电系统充裕度以及能源充足性情况。

从整体上看，在正常夏季高峰负荷条件下（即与历年均值保持相同趋势），北美所有评估区域预期可调度电力资源较为充足。然而，在极端风险条件下（包括高负荷电力需求、历史高停电率、极热无风、极低光伏出力等），部分区域面临电力供应短缺风险，具体包括：中部大陆独立系统运营商（MISO）、东北电力协调委员会—新英格兰区域（NPCC-New England）、中西部可靠性组织—萨斯克电力公司（MRO-SaskPower）、中西部可靠性组织—西南部电力池（MRO-SPP）、德州可靠性组织—德克萨斯州电力可靠性委员会（Texas RE-ERCOT）、西部电力协调委员会—墨西哥区域（WECC-Mexico）等。北美电力供应短缺风险等级分为极高（High）、升级（Elevated）、普通（Normal）；上述评估区域风险等级均为升级。

图4：北美电力供应可靠性风险区域

（二）重点区域电力供应可靠性：各有各的“难”，供电压力各不同

中部大陆独立系统运营商（MISO）：数据显示[11]，MISO现有装机容量约为1.43亿千瓦，较2024年同期下降0.7个百分点。其中，传统发电机组退役（天然气和煤电机组退役约157.5万千瓦）、新增规划资源不足（部分市场化发电机组退出MISO规划资源拍卖）是导致MISO可调度发电资源减少的主要原因。夏季期间，MISO所辖区域将面临负荷快速增长、风力发电出力不足、储备发电资源短缺等多重困境。

图5：中部大陆独立系统运营商电力供需情况

东北电力协调委员会-新英格兰区域（NPCC-New England）：夏季期间，新英格兰地区用电负荷峰值约为2480.3万千瓦（概率值约为50%），最大电力缺口为147.3万千瓦，届时该地区将启动区域间电力互济机制，最大进口电力约300万千瓦。根据NPCC最新的能源评估[12]，如该地区夏季电力灵活性资源满足负荷增长，其累积负荷预期损失（LOLE）小于0.031天/周期，停电小时数（LOLH）小于0.12小时/周期，预期缺电量（EUE）小于9.4万千瓦时；但在灵活性调度资源减少和高峰负荷持续情景下，估计累积LOLE风险为4.369天/周期，相应的LOLH为19.554小时/周期，EUE为1984.7万千瓦时/周期。 

中西部可靠性组织-萨斯克电力公司（MRO-SaskPower）：夏季期间，在正常情况下该区域电力市场不会出现容量限制或可靠性问题。然而，如果发电机组出现强制中断（Forced Outages）[13]情况（中断概率为21.5%，损失出力约35万千瓦），同时叠加高于历年均值水平的负荷需求，萨斯克电力公司需从邻近区域电力市场短期购电，并启动需求响应、调整维护计划以及采取临时停电等措施，以弥补电力供应缺口。

中西部可靠性组织-西南部电力池（MRO-SPP）：夏季期间，SPP区域的电力系统储备裕度（Reserve Margin[14]）为28.5%，与去年夏季持平。在正常情况下，该区域电力市场不会出资源短缺问题。但是，如果出现高于正常年份水平的高峰用电负荷、高发电机组强制中断以及输电系统拥堵情况，该区域电力市场有可能出现电力短缺风险。

德州可靠性组织-德克萨斯州电力可靠性委员会（Texas RE-ERCOT）：夏季期间，该地区新增光伏、电池储能装机分别为700万、750万千瓦，以满足8-9月用电高峰。但是需要警惕“日落无光”“极热无风”情况，这将严重影响可再生能源机组出力和供电可靠性。此外，南德克萨斯州互联电网由于有严格的“可靠性运行规则限制（IROL[15]）”，在极端情况下，若要保持电网系统稳定运行，ERCOT需要采取强制减载等措施，以防出现连锁性停电情况。目前，ERCOT已通过更新输电线路动态额定值（DLR[16]）等方式，优化电力潮流走向，并提高电力系统可靠性。

西部电力协调委员会-墨西哥区域（WECC-Mexico）该地区现有电源结构主要包括天然气、地热、太阳能、风能和燃油发电等，总装机容量为563.6万千瓦（燃气发电装机容量为412.5万千瓦）。夏季期间，该地区高峰电力负荷需求为377万千瓦、电力系统储备裕度约为14%。如果电力峰值负荷持续，且平均发电机停运率增大，可能导致该地区电力供应短缺，需从临近区域电力市场购电。

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建议和启示

为降低夏季期间北美电网发生电力短缺风险，笔者认为，可采取以下相关措施，以提升电网韧性和可靠性水平。

（一）审查机组计划：提前预判风险，筑牢供应基础

认真审查机组季节性运行计划和协议，预测极端负荷需求变化和电力供应短缺等情况。密切跟踪各重点区域用电、来水、电煤、机组出力等情况，多渠道协调增加电煤供给，统筹气网、电网协调运行，保障煤电、气电机组顶峰能力，增强能源供应链稳定性和安全性。

（二）优化运行方式：强化监控，减少故障隐患

在发电运行方式中应充分考虑机组投运年限、运行模式变化、备用资源可用率、周期性检修等因素，防止出现高于预期的发电机组强制中断（Forced Outages）情况。同时，加强实时运行监控，紧盯系统频率、重要断面潮流、中枢点电压、旋备容量等指标，确保所有设备在稳定极限内运行，从“源头”降低故障概率。

（三）加强流程监管：应急有预案，灾害早预警

严格遵守发电和输电停运协调流程，强化气象监测及灾害预警分析，研判重大灾害性天气对电力系统影响，确保在极端天气下有充足的可调度资源。在紧急情况下，美国能源部可依据《联邦电力法（FPA）》-202（C）条款，实施短期电力管制措施，以防出现系统性电力短缺。

（四）实施需求管理：挖掘用户潜力，借力储能补位

加强与区域电力监管机构合作，推出高效需求侧管理计划——通过电价杠杆、激励政策等，引导终端用户错峰用电，挖掘负荷调节潜力。同时，提高电池储能系统（BESS）装机规模，以应对高比例可再生能源大规模并网带来的挑战，降低可再生能源波动给电力保供造成的影响。