《Environmental Science & Technology》：Measuring Climate and Water Risk across the Bulk Power System
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随着气候影响加剧且电力系统向可再生能源转型，规划者和运营商需要深入了解气候对发电和基础设施的风险，以确保短期和长期的可靠决策。研究人员提出了一种标准化、一致的机制，供公用事业和系统运营商评估其当前和未来电网资产的气候相关和水相关风险。采用基于风险的方法，结合高
随着气候影响加剧且电力系统向可再生能源转型，规划者和运营商需要深入了解气候对发电和基础设施的风险，以确保短期和长期的可靠决策。研究人员提出了一种标准化、一致的机制，供公用事业和系统运营商评估其当前和未来电网资产的气候相关和水相关风险。采用基于风险的方法，结合高保真气候驱动因子（high-fidelity climate drivers）以及水与电力系统模型的综合结果，研究人员在美国本土流域尺度上，考察了三个不同时期气温和水可用性对电力系统资产的影响，并报告了不同扩展情景和气候模型下发电容量损失的结果。结果表明，气温对降额（derating）的影响最大。径流变化在国家层面对发电容量影响不大。电力部门建设情景各有独特的区域风险特征，取决于技术组合和总容量，尽管高温风险对传统发电和可再生能源发电均显著。利益相关者可使用该方法监测发电容量损失的影响以及气候、发电结构及基础设施变化带来的潜在影响。
**论文解读：跨大电力系统气候与水风险的综合评估方法**
**研究背景与问题**
气候变化对电力系统构成日益严峻的挑战，极端事件（如洪水、干旱、极端高温）频发，影响发电、输电和配电基础设施。热发电、水电以及风能、太阳能等可变可再生能源均受气温、径流和水温等气候要素影响，导致发电效率降低（降额，derating）。现有研究多分散于不同案例，缺乏统一的标准化方法，难以整合气候与水风险，且风险指标在尺度、构建和相关性上高度异质，无法为电力系统规划者提供一致、可比较的决策依据。目前，尚无标准化机制供公用事业和系统运营商评估其现有和未来电网资产（包括热发电、水电、可再生能源及变电站）的气候与水风险。因此，研究人员开发了一种基于利益相关者输入、基于风险的综合方法，旨在回答两个关键问题：（1）气候变化情景下风险如何随时间变化？（2）不同资产类型受气候与水风险的影响有何差异？该研究发表于《Environmental Science》。
**主要技术方法**
研究人员采用以下关键技术方法：1）利用Water Balance Model（WBM，水平衡模型）以1分钟（约1.85 km）分辨率模拟美国本土约10,000个子流域的径流、河温和土壤湿度，驱动数据来自6个CMIP6模式的高端排放情景（SSP5-8.5）。2）集成水库运行模块，对全球水库与水坝数据库（GRaND）中1384座水坝模拟日尺度蓄放水动态。3）开发离线水电模块，对现有水电资产数据库（EHA）中326座水坝模拟月发电量，通过非线性回归优化系数。4）采用Thermoelectric Power & Thermal Pollution Model（TP2M）评估热发电因高温和缺水导致的降额。5）基于风险公式（风险=危险×暴露度×脆弱性×概率），计算各资产类别的平均降额风险，涉及三个时段（2022年、2035年、2050年）和六个Regional Energy Deployment System（ReEDS）基础设施情景。样本来源包括美国本土子流域、HIFLD变电站数据等。
**研究结果**
**3.1 热发电可用容量**
通过TP2M模型模拟2010-2050年热发电容量，发现暴露于高温的风险主要随时间变化，GCM和情景差异较小；暴露于径流变化的风险随时间变化不大。全国平均降额很少超过2.5%（高温）和4%（径流变化），且参考情景与高需求情景差异较小。空间上，中西部高温风险最高，而径流变化风险无显著空间趋势。
**3.2 太阳能与风能发电**
基于气温损失函数（太阳能：高于25°C每度降额0.4%；风能：高于40°C完全停机），对六个ReEDS情景分析表明，太阳能容量暴露于高温的风险高于风能，且脆弱性随时间增加。到2050年，太阳能夏季平均降额在多数地区超过1%，风能降额仅在少数站点达4%。空间上，西南部风险最高，风能风险普遍低于太阳能。
**3.3 水电发电**
通过WBM水电模块模拟326座水坝的月发电量，发现总年发电量约240 TWh，远低于最大模拟值301 TWh和理论装机容量700 TWh。径流变化导致的降额风险在2035年和2050年间变化微小，主要受降水、径流和蒸散发影响，但各GCM间差异大。风险分布缺乏清晰空间特征，仅南部大平原风险略高。
**3.4 变电站**
基于HIFLD数据，变电站变压器容量在气温高于30°C时每度降额0.7%。全国平均降额较低，到2050年多数站点夏季平均降额低于1%，仅南部大平原和西南部部分地区超过1%。由于缺乏容量数据，结果需谨慎对待。
**3.5 区域风险**
综合热发电、太阳能和风能，到2050年各区域总风险大致相当，北部大平原风险最低（因风能占比高）。高温风险在南部大平原和西南部最高，热发电风险在东北部和中西部最高，可能与冷却效率低有关。
**3.6 按资产类别的风险**
各资产风险独特：热发电高温与径流变化风险水平相近，但径流变化方差更大；太阳能风险普遍高于风能；水电风险随径流变化稳定，无显著变化趋势；变电站风险总体较低，但温暖地区降额显著。总体而言，发电结构从热发电向可再生能源转移可能改变风险路径，但高温风险对两者均显著。
**3.7 对规划者的启示**
整体结果强调综合方法论的重要性。规划者可预期热发电容量下降，从而部分抵消气温相关风险上升。应对措施包括重新评估备用裕度、冷却升级、季节性调度调整、需求侧管理等。西南部规划者需管理极端高温下多种资产的风险；东北部和中西部可能需采用先进冷却技术。水电的相对稳定性提供了灵活性，而流域尺度的径流和水温预测可整合到热降额模型中，以量化联合约束。
**3.8 局限性**
将风险定义为发电低于满容量对水电有局限性；内源建模难以隔离单一气候影响；使用平均值可能掩盖极端日尺度细节；风速、极端降水、洪水等灾害因数据限制未纳入分析。未来研究可考虑耦合风险（如野火、水需求增加）及系统级后果（如供电损失期望）。
**讨论与结论**
研究人员通过综合评估方法，发现气温是导致发电容量降额的主要因素，径流变化影响较小但存在区域差异。不同资产类型风险各异，热发电和太阳能受高温影响显著，水电风险稳定，变电站风险较低。区域风险分布不均，但整体风险水平在大多数地区相近。该研究为规划者提供了流域尺度、可比较的风险信息，有助于容量规划、资源分配和适应性管理。关键结论：高温风险随时间上升，而径流相关风险趋势不明确；空间与时间模式可指导电力系统规划与决策。
