吉里达兰-斯里尼瓦桑
Aug 3, 2025
最近笼罩美国中西部、东北部和东南部大部分地区（包括北卡罗来纳州和缅因州）的高温穹顶暴露了公用事业级太阳能项目在运营和交易策略方面的漏洞。
显示美国东海岸最高 2 米气温的热图。资料来源：美国宇航局地球观测站美国国家航空航天局地球观测站
显示 2025 年 6 月北美温差的地图。来源：Solargis索拉吉斯
这些极端天气条件对运营产生了直接影响。在热浪高峰期，东北部市场（如 NYISO、PJM、IESO 和 ISO-NE）的运营商受到的影响最为严重。在这些地区，新的太阳能发电项目迅速涌入，同时人工智能推动的基础设施发展也带动了电力需求的增长。这一趋势在弗吉尼亚州北部尤为明显，这里是世界上最大的数据中心集中地，每天处理着全球大部分的互联网流量。
然而，电池储能的有限性加剧了这些电网的压力。与德克萨斯州（ERCOT）和加利福尼亚州（CAISO）等储能丰富的地区相比，东北部大部分地区缺乏足够的电池储能（BESS）容量，无法在压力事件期间缓冲急剧的发电-需求失衡。
BESS 在电网稳定中的作用在德克萨斯州得到了清晰的体现，该州在 6 月 24 日也面临着极端温度。
在高温穹顶期间，ERCOT 扩大的电池储能机组（目前新增总容量近 7.5 千兆瓦）在保持电网稳定方面发挥了决定性作用。根据《2025 年联邦夏季可靠性评估》，ERCOT 发布夏季晚间能源紧急警报的风险从 2024 年的 15% 下降到今年的仅 3%。与此同时，前几个月的平均晚间电池放电量从 ~238MW 增长到 ~714MW，峰值超过 4GW - 使电网能够吸收发电缺口，避免紧急行动。
然而，即使在高辐照度条件下，太阳能输出也难免受到干扰。一些地区的环境温度升高导致组件温度降低，从而减少了实际能量输出。这种影响在逆变器技术落后的老式发电厂中更为明显。
6 月 24 日，NYISO 和 MISO 等 ISO 的实时价格飙升至 2000 美元/兆瓦时以上，而日前价格仍低于 500 美元/兆瓦时。
这种定价上的巨大差异意味着，即使是微小的预测偏差也可能导致巨大的经济损失--尤其是在日前预测高估产量的情况下，以及如果电厂因高温降额而表现不佳。老旧电厂尤其容易受到影响，因为运营商不得不以峰值实时价格解决产量不足的问题。
美国 6 月全球水平辐照度 - 显示 280 千瓦时/平方米的潜力 资料来源：Solargis：资料来源：Solargis
节点价格地图显示美国各地不同的价格范围：Gridstatus
这种波动性对商业太阳能资产具有严重影响。不再受长期购电协议（PPA）支持或正在退出容量市场的美国项目现在面临着更大的实时价格波动风险。随着越来越多的项目采用商家或准商家地位，预测误差的余地不断缩小。
为了管理这种风险，长期天气和价格数据集证明是必不可少的。时间序列数据--跨越数十年而不是依赖单一的 "典型年份"--使资产所有者和运营商能够更好地预测热浪等高风险时期的发电量和价格异常。
基于基本太阳辐照度和气象数据的传统日前发电量预测数据本身已不再足够。现在需要的是一种更加综合的视图，它不仅要考虑太阳能资源的可变性，还要考虑环境温度波动、老化的资产性能以及市场价格波动的历史模式。
除主动预测外，此类数据还能进行准确的事后诊断，帮助确定性能偏差是与天气、技术还是操作有关。
在 Solargis，我们正与交易商和资产运营商密切合作，改进用于日前和实时市场参与的预测输入。这还包括首先改进他们评估项目设计的方法，帮助他们考虑特定地点的温度异常和极端天气的历史模式。我们的增强型模型整合了真实世界的发电量数据，并应用波动加权调整，在不确定条件下提供更准确的发电量预测。
这些洞察力正越来越多地用于优化投标，同时也为更广泛的资产管理战略提供信息，尤其是针对老旧或性能不佳的电厂。
热穹顶还引发了未来如何管理老化太阳能资产的问题。随着组件老化和温度敏感性增加，运营商必须重新评估原始设计假设和实时运营能力。如果不能准确了解热损失和逆变器在热应力下的行为，即使是成熟的资产也有可能在高收益期表现不佳。
热穹顶条件凸显了对传统预测模型的依赖（这些模型通常无法完全捕捉极端天气变化对太阳能性能的影响）如何使运营商面临高水平的财务风险。在高温条件下，MPPT 电压范围较窄的老旧资产特别容易出现输出衰减，这是现在必须纳入前瞻性预测的运营现实。
美国 6 月的热浪也与其他地区的趋势相呼应。此前，西欧迎来了有记录以来阳光最充足的春季之一，太阳辐照度大大高于长期标准。Solargis Evaluate 的数据显示，与 30 年的平均值相比，一些地区的全球水平辐照度（GHI）最高增加了 50%--这为能源产量创造了有利条件，但同时也加强了对更精确预测和项目评估工具的需求。
