NERC 2026年夏季可靠性评估向能源高管揭示了电力系统当前的真实状况——以及为何剩余的风险才是最关键的。
5月19日，北美电力可靠性公司发布了《2026年夏季可靠性评估报告》——这份年度报告旨在评估美国和加拿大的电力电网能否应对夏季高温。报告的结论令人放心：预计北美所有评估区域都将拥有充足的资源，足以满足夏季的正常峰值需求。面临较高风险的地区数量从去年的六个降至三个。从表面上看，今年夏天的形势似乎比过去几年都要好。
然而，仔细阅读完整报告后，会发现情况其实更为复杂。去年夏天那些突出的风险——储备裕度不足、发电能力欠缺——并未消除，只是发生了转移。威胁的焦点已从“我们是否有足够的电力”转变为“我们能否在恰当的时刻获得恰当类型的电力”。对于能源企业高管、总法律顾问以及那些运营依赖可靠电力供应的企业而言，这一区别至关重要。
哪些方面确实有所改善
这一改善是切实且显著的。自2025年夏季以来，北美电网新增发电容量超过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吉瓦的天然气发电以及1.6吉瓦的风电。 在NERC发布评估报告的同一天，美国联邦能源监管委员会（FERC）工作人员也证实，与去年同期相比，今年夏季美国的发电能力增加了约75吉瓦，其中仅得克萨斯州就贡献了约26吉瓦。与此同时，电厂退役规模放缓至约8吉瓦，远低于新增发电能力的增速。
就得克萨斯州而言，ERCOT的整体资源状况已显著改善。 美国能源信息署（EIA）2025年10月的《短期能源展望》曾预测，2026年前九个月ERCOT的电力需求将较2025年同期增长14%——这将是全美各电网运营商中增速最快的——尽管此后EIA的预测因大型负荷并网速度低于预期而下调了这一数字， 但新增的光伏、风电及储能容量已与实际需求增长保持同步。北美电力可靠性协会（NERC）目前认为，ERCOT区域整体的电力供应前景足以应对正常的夏季用电需求，这较2025年有了显著改善——当时得克萨斯州部分地区曾被标记为高风险区域。
此外，还设有一项应急保障措施。美国能源部依据《联邦电力法》第202(c)条行使职权，维持了多家原本应退役或闲置的燃煤和燃气电厂的运行——自2025年5月以来，能源部已采取这一措施超过40次，截至2026年4月，已推迟了至少4.4吉瓦燃煤发电能力的退役。 这些电厂甚至未被计入北美电力可靠性协会（NERC）的预期资源之中——它们为关键的春夏过渡期提供了额外的缓冲容量。
风险已转移至何处
NERC的可靠性评估总监谨慎地对这些改善的数据进行了准确解读：“我们目前看到的状况改善，不应被解读为整体可靠性风险正在下降。”这一警示反映了贯穿2026年评估报告的三个具体担忧。
首先是时间节点问题。与十年前相比，高温天气出现的季节更早，NERC的分析现已指出，春季电网压力在某些地区正成为日益严峻的隐患——而十年前，这一问题在公用事业规划框架中几乎未被提及。认为6月是准备期、7月和8月是风险月的假设，已不再普遍适用。 初夏的酷热可能与计划中的检修停电重合——这些检修工作原本安排在运营商预期需求较低的时期进行——导致恰恰在最需要的时候，可用容量反而减少。美国能源信息署（EIA）的2026年夏季能源展望预测，全国大部分地区的制冷度日数将高于过去十年的平均水平，而电网容量本已最为紧张的地区将承受最沉重的负担。
第二个问题是能源结构。目前并入电网的大部分能源——包括太阳能、风能和电池储能——在用电高峰期无法提供可靠的保障。太阳能发电在日落后会降至零。 风力发电则具有波动性。尽管电池储能系统正在迅速改进，但它们通常设计为四小时放电周期，在持续数天的热浪期间，尚无法替代可调度热电发电。北美电力可靠性协会（NERC）已明确指出，电网仍然需要更多可靠且可调度的发电能力——即无论天气条件如何，都能在需要时随时调度的发电能力。这一缺口并未像新增装机容量的头条新闻所暗示的那样迅速缩小。
第三个担忧是大型负荷的不确定性。NERC在2026年的评估报告中明确指出，“大型负荷的不确定性”已成为一个日益严峻的新型可靠性挑战。数据中心、超大规模计算设施以及大型工业设施接入电网的速度，已超过预测模型能够准确追踪的范围。 多个评估区域将负荷预测值从2025年中期的预测值下调，原因正是大型负荷并网的速度低于预期——但总峰值需求仍比2025年的预测值增加了11吉瓦以上。结果是预测存在双向不确定性，这使得电网运营商的资源规划更加困难。
这三个地区仍面临较高风险
北美电力可靠性协会（NERC）将三个次区域列为2026年夏季的高风险区域：新英格兰、加拿大萨斯喀彻温省以及太平洋西北地区。在NERC的框架中，“高风险”意味着在典型的夏季条件下，电力资源预计能够满足需求，但在出现比预期更严重的热浪、意外的发电能力损失或可再生能源发电量异常偏低的情况下，电力资源可能出现短缺。
新英格兰地区面临的风险源于邻近电网系统对可靠电力供应的承诺不断减少，这使得该地区在用电高峰期不得不更加依赖不可靠的电力供应。 太平洋西北地区则面临因干旱导致的水电减产——水电历来是该地区供电可靠性的基石，而恰逢夏季酷暑高峰期，低于正常水平的积雪量正导致其发电量减少。这两种情况都说明了一个更广泛的道理：区域电网的可靠性越来越依赖于互联电网和外购电力，而恰恰在最需要这些资源的时候，它们却可能变得不可靠，因为邻近地区会同时面临同样的热浪事件。
在得克萨斯州，整体形势虽已好转，但仍存在一个局部风险。北美电力可靠性协会（NERC）指出，得克萨斯州最西部地区——即ERCOT供电范围西缘覆盖的区域——在太阳能和风能发电量较低，且输电限制导致无法从电网其他区域进口电力的情况下，可能面临负荷中断的风险。这是该州在整体形势好转的背景下，一个已知的具体薄弱环节。
这对能源行业高管和企业意味着什么
对于运营发电、输电或配电资产的能源企业而言，2026年评估既是一份规划文件，也是一份成绩单。随着风险焦点从装机容量短缺转向时效性和资源组合风险，值得探讨的问题也随之发生了变化。 人们关注的焦点已不再是“发电量是否充足”，而是“能否在恰当的时刻提供电力，以及商业协议的结构是否能体现这一点？”在太阳能和电池储能尚未普及时签订的购电协议和容量合同，其性能和可用性假设与电网当前的要求存在差异。
对于那些用电量巨大的工商业企业——包括制造企业、数据中心、医院和石化设施——NERC的评估表明，在今夏首次重大高温天气来临之前，应重新审视需求响应计划的参与情况、备用发电能力的准备状况以及可中断服务协议。NERC自身数据显示，随着经济对电力的依赖程度加深，电网压力事件造成的后果所带来的经济损失也日益加重。 那些在夏季电网压力期间应对最得当的企业，往往是在需要之前就已测试过其应急预案的企业。
对于总法律顾问和法律团队而言，此次评估引发了一系列更具针对性的问题。能源合同中的不可抗力条款既适用于国内电网可靠性事件，也适用于国际供应中断。如果电网紧急情况导致运营商根据供电协议削减、中断或调整供电，该情况是否构成不可抗力事件，取决于合同条款的具体规定以及该事件的定性。 得克萨斯州SB 6法案针对大负荷用户的远程断电条款又增添了一层复杂性：在ERCOT实施强制性负荷削减期间，若某数据中心或大型工业客户遭到限电，则需明确该限电措施与其对自身客户及交易对手的商业义务之间存在何种关联。
全局视野
2026年夏季可靠性评估反映出，电网正处于真正的转型期。创纪录的装机容量增长、更快的并网进度以及日益进步的储能技术，都标志着切实的进展。但与此同时，电网正以超出大多数预测者预期的速度吸收需求增长，整合的能源结构表现与二十年前以火电为主的电网大不相同，且面临着导致可靠性压力期延长和加剧的天气模式。
NERC的负责人直言不讳地指出：为了维持供电可靠性并满足不断增长的需求，电网需要更多可靠且可调度资源。目前新增的资源——主要是太阳能和储能——虽不可或缺，但远未足够。正在建设中的设施与电网最终需求之间的差距，将是未来十年能源基础设施面临的核心挑战，而这一问题的解决将影响所有依赖电网的企业所面临的电费成本、项目经济效益及运营风险。
NERC更广泛研究中的两组数据，更清晰地凸显了问题的严重性。 NERC 2026年1月的《长期可靠性评估》预测，2025年至2035年间，美国夏季峰值负荷将增加约224吉瓦——这一数字比上一年的预测高出近70%，也是自1995年NERC开始追踪可靠性数据以来需求增长最快的时期。 与此同时，NERC的《2026年夏季可靠性评估》发现，通过更新峰值期间数据中心行为的建模，ERCOT得以将其夏季需求预测下调1.9吉瓦。这是因为当数据中心获得适当的激励并配备相应设施时，在电网压力事件期间，它们能够调节负荷，而非始终以最大容量用电。这种灵活性是真实存在的，且正在不断增强，并日益成为电网运营商制定夏季计划时的重要考量因素。 这也预示着大型工业电力用户与电网之间关系未来可能的发展方向：用户将不再是被动的消费者，而是可靠性的积极参与者。
