图为巴西伊泰普水电站。 视觉中国 供图

    ●李忠东

    近年来全球气候变化加剧，极端高温事件越发频繁，持续推高用电负荷，对主流发电形式造成冲击。今夏，欧洲多地气温突破40摄氏度，引发连锁性能源问题。英国能源与气候政策研究机构Carbon Brief通过实测数据与行业调研，系统梳理了核电、气电、风电、光伏发电及储能系统在高温天气下的运行表现。

    核电：高温制约冷却效率

    高温、干旱对核电占比较高的国家影响尤为突出。7月，法国57座核反应堆中有3座紧急停机、7座降载运行。欧洲多国均受波及，多瑙河水位因持续干旱大幅走低，罗马尼亚、匈牙利多座核反应堆受限停机，瑞士也因河水温度超标关停了在运核电机组。

    核电在高温期间停机、降载并非由于设备技术故障，而是受生态环保法规约束。世界核协会发言人亨利·普雷斯顿解释称，核电站排水温度有严格的法律上限。高温天气下，冷却水换热效率下降、排水升温，机组为合规会自动降载或停机。但在能源极端紧缺场景下，相关环保法规可临时豁免，以平衡生态保护与能源保供需求。

    短时高温的影响具有可逆性，热浪消退、水温回落后，核电即可快速恢复满负荷运行。但干旱的负面影响更持久，因缺少降雨，多瑙河低水位问题数周仍难解决，将东欧多国推向能源紧急状态边缘。8月数据显示，东南欧共有2.44吉瓦核电容量因干旱离线，占该区域核电装机总容量的40%。

    但从全球年度发电总量看，高温导致的核电短时停机影响极小。气温每升高1摄氏度，核电循环效率仅下降0.6%~1%，损耗幅度可控。不过，核电单体装机容量大、区域集中度高的特性，会放大局部能源供应风险。如受多瑙河水位持续下降影响，罗马尼亚切尔纳沃德核电站最后一个运行机组8月13日停机，电力缺口需由替代能源和进口电力填补。

    气电：效率下降叠加成本压力

    燃气电厂一直被视为调峰保供的主要电力来源，但作为热发电技术，同样难以规避极端高温的冲击。美国忧思科学家联盟研究指出，高温天气下，燃气电厂的峰值供电能力会大幅缩水，难以持续承担电网兜底重任。

    高温会从两个维度削弱燃气发电效率。首先，燃气机组依靠空气助燃，高温热空气密度更低，同等体积下氧气含量不足，导致天然气燃烧效率下降、发电受限；其次，联合循环、蒸汽循环燃气电厂需水体冷却降温，高温缺水环境会制约机组散热能力。数据显示，当环境温度达到40摄氏度时，燃气电厂容量较20摄氏度的标准工况下降13%，整体发电效率下滑7%。

    高温还会损伤输电线路。英国官方数据显示，气温每升高10摄氏度，输电线路容量下降16%，发电端、输电端的双重损耗会进一步加剧电网压力。

    欧洲今夏出现破纪录高温，英国、法国多家燃气电厂降容量运行。大众普遍认为燃气发电可靠的主要原因是机组整体装机容量充足，如英国燃气机组平均利用率仅40%，常规场景下可启动备用机组弥补损耗。但这种兜底方式代价极高，极端高温下需启动高成本备用机组，会大幅推高电力采购成本与居民能源账单，本质上是用额外的经济成本弥补高温下的发电缺陷。

    风电：受制于风能能量密度衰减

    极端高温多伴随大气高压静稳天气，形成“热穹顶”气象效应，导致近地面风速骤降，风能能量密度随之衰减，形成“低风速+低能量密度”的双重压制。

    统计数据显示，1980年~2023年，全球3/4区域存在“高温对应低风速”的气候规律，其中欧洲、北亚、澳大利亚最明显，热浪期间风电量平均暴跌30%~50%。仅亚马孙平原、北美大平原等少数区域，高温天气时风电量略有提升。

    6月，英国风电在总发电量中的占比从30%骤降至15%，成为电网承压的诱因。6月24日，英国遭遇极端高温，电网运营商Neso为平衡供需被迫以每兆瓦时1400英镑（约合1.27万元人民币）的天价进口电力，电价为2025年同期均值的20倍。

    但风电的夏季短板并未对电网造成持续性冲击，因为季节性波动可预判，且与光伏发电形成互补。英国能源智库Ember分析师克里斯·罗斯洛指出，风电具备“冬高夏低”特征，夏季风电衰减已被纳入电网规划考量。高温天气普遍晴朗少云，光伏发电能精准弥补风电缺口，形成风光互补的稳定供电体系。因此，风电仍被英国认定为气候韧性较高的发电技术。

    光伏发电：出现小幅效率损耗

    高温会小幅降低光伏电池的转换效率，但损耗幅度温和，且可被超长日照、无云晴天的发电增量覆盖，是高温期间最稳定的电力增量来源。多项研究数据证实，温度每升高1摄氏度，光伏电池发电输出仅下降0.4%~0.5%。

    更关键的是，光伏发电曲线与热浪期间的用电需求高度契合。夏季高温的用电峰值集中在午后，这正是光伏发电最强时段，能精准匹配空调制冷用电需求。在储能配套体系的加持下，光伏发电成为热浪期间压低日间电价、保障电力供应的支柱。

    光伏系统的短板集中在傍晚时段，日落后光伏发电量衰减，但地表余温仍偏高，居民用电需求居高不下，形成傍晚用电尖峰出现电力缺口的矛盾，需依靠燃气发电、储能系统补位。若叠加气价高企，极易出现傍晚电价暴涨的情况，这也是高温期间电网调控的难点。

    储能：高温运行存在技术瓶颈

    在各类发电来源均受高温影响的背景下，储能成为平衡电力供需、平抑电价波动的关键配套技术。国际能源署（IEA）数据显示，2025年，全球新增电池储能装机容量逾108吉瓦，规模化储能布局成为各国电网应对极端天气的重要举措。

    储能系统日间可存储富余的光伏电力，并在傍晚、夜间用电高峰释放，有效缓解机组调峰压力、抑制电价飙升。2024年美国加利福尼亚州高温期间，光伏+储能的组合成功保障了区域电力稳定供应。

    但储能系统同样面临高温挑战，主流锂电池存在最佳运行温度区间，极端高温会降低电池充放电效率、加速组件老化，长期超高温运行可能超出内置冷却系统负荷，存在热失控的安全隐患。超过40摄氏度的持续极端高温会迫使储能系统增加冷却能耗，缩短运行时长。此外，依赖水资源的抽水蓄能电站极易受高温干旱导致的水位下降影响。

    未来极端高温或将常态化，电力系统必须提升适配能力。Ember欧洲项目主管帕维尔·奇扎克表示，电池储能、跨区域电网互联、需求侧响应、动态电价机制，是适配极端高温天气的主要解决方案，需全面纳入电网顶层规划。极端高温下的电价暴涨，本质上是电力系统灵活性不足的集中体现。推动多元技术协同布局，构建风光储互补的电力体系，才是应对极端气候、保障能源安全的核心路径。