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变暖的世界，变热的欧洲

科学数据明确指出，全球气候正在进入一个前所未有的炎热时期。根据欧盟哥白尼气候变化服务局（Copernicus）的数据，2023年是有记录以来全球最热的一年，全球平均气温比工业化前水平高出约1.48°C至1.60°C。这一趋势在2024年得以延续，2024年6月标志着全球连续第13个月创下同期最高温纪录，2025年类似的经历正在发生，25年有望延续24年的夏季高温态势，给居民生活用电和出行带来明显影响。

与此同时，气温上升对电力需求产生了重大影响——6 月24 日和热浪期间7 月 1 日相比，德国的电力需求增长了 6%，法国增长了 9%，西班牙增长了 14%。峰值需求也有所增长，法国增长了 12%，西班牙增长了 15%，德国和波兰增长了 5%。

参考2024年数据统计，南欧和东南欧成为了极端高温的中心。该区域，包括巴尔干半岛、希腊、意大利和土耳其，经历了有记录以来最热的夏季 。整个欧洲夏季的平均气温比1991-2020年的平均值高出1.54∘C，而这些地区是主要的贡献者 。

衡量人体热感知的“强烈热应激”（UTCI指数高于32°C）天数数据触目惊心：在东南欧，2024年夏季共记录到66个“强烈热应激”日，比长期平均值多出整整37天 。在希腊和土耳其西部的部分地区，整个夏天几乎每天都处于“强烈热应激”状态 。

北欧与西欧、南欧的温度差异促使跨境电力互联线路从提高市场效率的工具，转变为维持泛欧区域气候韧性的关键生命线。当南欧因酷热导致电力需求飙升且发电能力受损，从而产生巨大的电力缺口时，气候相对温和甚至凉爽的西北欧可能拥有电力盈余。平衡这种区域间巨大电力不平衡的唯一途径便是通过互联线路进行大规模的电力输送。因此，在热浪期间，这些互联线路的物理和经济价值被显著放大。

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承压的发电侧：

欧洲不同电力机组在高温下的性能表现

2.1 温度过高，火力发电效率受限

火力发电，特别为电网灵活性的燃气机组，其性能对环境温度高度敏感。燃气轮机是定容积设备，吸入空气进行压缩和燃烧。当环境温度升高时，空气密度降低。这意味着在相同的吸气体积下，进入轮机的空气质量（质量流量）相对减少，从而直接导致发电功率下降。

技术研究对这一影响进行了量化，环境温度每升高1°C，燃气轮机的输出功率会下降0.5%至1.0% 。夏季热浪期间，通常伴随着较高的空气湿度，这会进一步降低空气密度和压缩机效率。

夏季高温抬升了居民和生产部门制冷和降温需求，正当电力系统因制冷需求而净负荷抬升时，作为主要灵活备用电源--燃气机组的发电能力却因为高温出现了“出力降额”（de-rating）现象，当调峰机组无法提供预期的最大出力时，输电系统运营商（TSO）将被迫启动更昂贵的备用资源，例如调用辅助服务，这直接推高了平衡成本和市场价格的波动性（后文会进行更加详尽的展示）。

2.2 河水温度上升，冷却效果减弱，限制核电正常运行

对于法国等重度依赖核电的国家而言，极端高温带来了内陆核电站的冷却问题。这些核电站通常使用河水作为冷却剂，并将加热后的水排回河流。为了保护河流的生态系统，严格的环境法规对取水和排水的温度上限做出了规定。

在夏季热浪期间，两个问题同时出现：一是干旱导致河流水位下降、流量减少，降低了河流的散热能力；二是持续高温直接加热了河水。当河水温度接近或超过法定限值时，核电站必须削减功率输出，甚至完全关闭机组，以避免排放的水温过高对河流及水域的生态环境造成影响。

近期的热浪事件提供了多个有力的案例：

• 法国（2025年7月）：在加龙河（Garonne River）水温达到28°C的法定取水上限后， 法国电力公司（EDF）被迫关闭了戈尔费什（Golfech）核电站。与此同时，位于罗讷 河（Rhône）和吉伦特河（Gironde）沿岸的布热（Bugey）、布拉耶（Blayais）、圣 阿尔邦（Saint Alban）和特里卡斯坦（Tricastin）等多个核电站也因类似原因而减少了发电量。

• 瑞士（2025年7月）：由于阿尔河（Aare River）水温超过了25°C的监管阈值，贝兹瑙（Beznau）核电站关闭了一个反应堆，并降低了另一个反应堆的出力。

核电作为“稳定”、“基荷”电源的传统认知正受到气候变化的严峻挑战。在法国这样的国家，核电是电网稳定的基石，其高容量因子和24/7全天候运行的特性是其核心价值所在。2025 年热浪期间，法国除一座核电站外，其余所有核电站均出现发电量下降，总计 23 吉瓦的发电能力离线。

然而近期核电的出力受限表明这种可靠性是有条件的，在用电需求最高的酷暑时段，这些本应最可靠的发电资产却存在被迫降低出力甚至停运，其行为模式更像是一种‘间歇性能源’。因为极端天气的影响，获取我们需要重新评估内陆核电站在长期电力充足性评估（如ENTSO-E的ERAA）和投资模型中的“可靠容量”贡献。

2.3 高温降低光伏发电效率，但光伏首次成为欧盟最大电力来源

光伏发电在极端高温期间扮演了一个双重角色。光伏大发为日间用电负荷激增提供了“支撑”。强烈的日照带来了创纪录的发电量，例如2025年6月，欧盟光伏发电量达到创纪录的45 TWh。在德国热浪高峰日，光伏发电一度满足了全国33%至39%的电力需求。2025 年 6 月，太阳能首次成为欧盟最大的电力来源，至少13个国家创下了太阳能发电量的新纪录。

然而光伏电池的发电效率会随着温度的升高而降低。所有光伏组件的额定功率都是在标准测试条件（STC）下测定的，即电池温度为25°C。当电池温度超过25°C时，其效率开始下降。在炎热的夏日，阳光直射下的光伏板表面温度可以轻易达到60-65°C，甚至更高。这意味着，与额定功率相比，光伏板的实际输出功率可能会下降10-15%甚至更多。

2.4 风电午间夏季出力受限，但5、6月份整体出力为今年最高最高水平

夏季热浪通常是由稳定且持续的高压系统引起，这种天气系统的典型特征是温度较高、空气下沉、天气晴朗稳定，以及非常低的地面风速。这就造成了一种直接的气象关联：引发极端高温的天气条件，往往也同时导致了风力发电的急剧减少。从下图的德国07/01-07/06发电统计中也可以看出，午间风电的出力受到了明显的压制，夜间风电成为电力的主要来源之一；

今年，风电场在5 月和 6 月分别生产了 16.6% （33.7 TWh） 和 15.8% （32.4 TWh） 的欧盟电力，这是这几个月的最高水平。

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极端天气引发电力市场波动加剧

极端高温天气对于电力市场的影响是显而易见的：居民用电负荷激增、核电等基荷机组出力减少、光伏发电量创欧盟纪录，多种市场因素共振，对电力市场造成了直接且剧烈的冲击。让我们分别从发电与负荷变化趋势、日前、实时现货价格、以及电力辅助服务价格等多个维度，深度剖析极端高温对于电力系统的影响。

3.1 极端高温天气，用电需求激增，电网夜间净负载水平显著抬升

相比于6月下旬，我们可以明显观察到7月初的极端高温天气，净负荷在夜间达到了高点，与之相对应的是那个节点的日前电价也随之走高；

3.2 欧盟多个国家光伏发电创下历史新高

图中可以明显看出，德国7月初的光伏发电量明显高于6月份，事实证明欧盟至少13个国家的光伏发电量创下了历史纪录。

3.3 极端天气下，北欧和西欧电力互联成为中欧/南欧能源供应“救命稻草”

尽管欧洲区域大范围遭受极端高温天气，但是西欧（西班牙和法国）相对充沛的“核电”以及北欧相对充沛的水电成为了中欧/南欧电力供应的救命稻草，电力互联在电力供应中扮演着极其重要的角色。

其中主要电力净出口国及排名如下：

• 法国: 欧洲当日最大的电力净出口国，净出口量为 +190.2 GWh。

• 挪威: 净出口量为 +104.6 GWh。

• 瑞典: 净出口量为 +93.7 GWh。

• 西班牙: 净出口量为 +48.7 GWh。

• 瑞士: 净出口量为 +39.4 GWh。

其中主要电力净进口国包括：

• 意大利: 当日最大的电力净进口国，净进口量为 -139.1 GWh。

• 德国: 净进口量为 -79.7 GWh。

• 葡萄牙: 净进口量为 -61.6 GWh。

• 英国: 净进口量为 -49.0 GWh。

• 丹麦: 净进口量为 -32.3 GWh。

• 奥地利: 净进口量为 -30.0 GWh。

3.4 极端高温天气，夜间日前价格飙升

以2025年6月底至7月初的热浪为例，市场价格的反应尤为显著。与热浪前的基准日相比，多个主要国家的日均电价出现了惊人涨幅：德国飙升175%，法国上涨108%，波兰上涨106%，而西班牙也上15%。

价格的飙升主要集中在傍晚的用电高峰时段。数据显示，在7月1日晚间，德国和波兰日前电价更是超过了470欧元/MWh。这种价格尖峰反映了在光伏发电退场后，电网为满足持续的空调负荷激增而面临的巨大供应压力。

3.5 平衡容量-极端高温 光伏午间大发 aFRR Upward 容量价格显著抬高

在中午时分，光伏发电量达到顶峰，电力供应远超需求，存在导致电网频率过高的风险。为了防止这种情况，TSO需要储备大量的“向下”调节能力。供需偏紧，提供这种向下备用服务的价格自然水涨船高。

3.6 平衡容量-夜间用电负荷激增 aFRR Downward 容量价格显著太高

傍晚时分，太阳下山，巨量光伏发电迅速从电网中退出。然而，居民用电等负荷仍然处于高位。电网必须迅速找到其他电源来填补这个巨大的缺口。高温导致火电和核电机组效率下降或出力受限，加剧了傍晚时段的供应紧张预期。因此市场愿意支付更高的“保险费”（容量价格），来确保有足够的发电机组能够在傍晚时分顶上来。

3.7 平衡能量-aFRR 电能量价格CBMP出现4000€/MWh极端尖峰

在6月30日晚间，德国(Germany)、比利时(Belgium)、荷兰(Netherlands)的aFRR（自动二次调频）能量价格出现了数千欧元的极端尖峰，比利时甚至一度达到了4000 €/MWh。

电力供应已严重不足，TSO被迫启动昂贵的aFRR服务。当便宜的备用机组都用完后，系统只能调用非常昂贵的备用电源，导致边际平衡能量价格CBMP突破天际。"Picasso"是欧洲多国共享aFRR备用的平台，比利时区域出现极高价格，在一定程度上也反映了区域性的电力供应短缺；

Montel的分析可以给我们带来更多的思考：

由于风力没有如预期般回来，以及传统发电机组因高温导致效率下降，德国市场出现了短缺。Montel的Imbalance Volume Forecast显示，平衡市场在实际交付的4小时前，就已经预测到了巨大的不平衡缺口，但是日内市场价格在交付前不到1小时才开始剧烈反应，最终收盘价高达4006.57 €/MWh。

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气候变暖背景下，

电力投资发展趋势也在微妙转变

近年来，愈演愈烈的极端天气事件，不管是欧洲的Dunkelflaute还是Hitzflaute,电力市场的极端价格波动也在提醒我们：安全且充满韧性的电力系统不仅需要大量、稳定电能的“基荷”发电机组（以MWh衡量），更需要一些灵活性的电力资产去保障电力系统运行。热浪期间的市场信号正在清晰地表明，市场的稀缺性和价值正从“能量”转向“功率”和“灵活性”（以MW衡量）。

具备套利属性的电力资产和商业模式会受到越来越多投资者的青睐，这包括但不限于：

• 电池储能系统（BESS）: 2-4h的储能系统，能够通过能量套利和提供辅助服务捕获巨大的价值；

• 需求侧响应（DSR）: 能够根据价格信号主动调整负荷的工业和商业用户；

• 快速爬坡的燃气调峰机组: 尽管在高温下出力受限，但其快速启动的能力在填补傍晚缺口时仍不可或缺；

• 跨境互联线路: 可以在平衡区域性天气差异和价格差异起到关键作用。

成功的投资方将不再仅仅是电能的生产者，而应转型为灵活性的提供者。凭借投资者对于不同能源资产、交易策略的深刻认知，实现资产组合多种投资收入流叠加，以捕获相对完整的“波动性价值栈”。