近期一位来上海出差的法国男子将空调带回欧洲一事，上了互联网的热搜。由于欧洲热浪肆虐，安装空调困难重重，为了让93岁的母亲免受酷暑，这位法国人不惜“人肉携带”中国空调回国。

6月中下旬，欧洲遭遇了一场破纪录的极端热浪。法国、西班牙、葡萄牙、英国、德国、丹麦、波兰、捷克等十余个国家刷新了同期历史最高温纪录。这不仅是欧洲有气象记录以来最早出现的热浪之一，而且被认为是西欧最严重的6月热浪。

这一时期并非西欧一年中最炎热的月份，今年同期却已出现如此极端的高温天气。高压系统持续将来自北非的热空气输送至欧洲，法国、德国、意大利、西班牙等地气温较季节平均值高出5～12℃。

这场热浪的直接推手，是一个气象学上极其霸道的现象，叫作热穹顶。来自北非撒哈拉沙漠的庞大暖气团一路北上，就像一个巨大高压锅盖扣在欧洲大陆的上空，在这个高压系统的死死压制下，大量的高温热量被源源不断地输送到西欧和南欧。

这个锅盖不仅把热气锁定在同一区域，而且形成了一道无形的物理屏障，阻碍了冷空气进入。再加上当地持续的晴天少雨，太阳直射加热地面，地面再加热空气，形成了热上加热的死循环。

在巴黎、柏林、布鲁塞尔等欧洲大型城市，大量老旧建筑在设计时根本没有考虑隔热或散热问题，人口密集城区又普遍缺少绿地和水体，城市热岛效应因此格外突出。

世界卫生组织总干事谭德塞6月28日在社交平台发文预警：6月21日起，欧洲已有超1300例高温相关死亡病例。

欧洲是全球升温速度最快的大陆，升温幅度达到全球平均水平的两倍。有1.5亿欧洲民众身处极端高温区域，数百人因高温丧生，学校停课、电力系统承压过载。

面对高温，空调似乎是最直接的应对工具。国际能源署数据显示，目前欧洲约1/5家庭拥有空调。本次遭遇热浪侵袭的部分国家普及率更低，英国约5%、德国约3%。

由于欧洲大部分地区处于北温带，多数欧洲国家的人均空调需求低于全球平均水平。在南欧国家中，希腊、意大利和西班牙的需求较高，但在法国、英国和德国等人口规模更大的地区，人均空调需求不仅低于南欧处于全球偏低位置。

过去，温带气候使空调在欧洲被视作非必需品。而且随着热浪频率和强度上升，有限的制冷设施已经开始转化为公共健康、劳动生产率与能源保供问题。

随着气温持续攀升，制冷需求快速激增。据路透社援引行业销售数据，2026年5月，德国线上空调销量同比上涨37%，西班牙、法国空调出货量同比激增108%，市场需求实现翻倍增长。英国大型电器零售商Currys的销售数据显示，热浪来袭后，门店风扇销售额环比暴涨近3000%，空调设备销售额环比增长330%。

热浪带来的，不只是“天气热”，能源系统迎来了最艰难的时刻。越需要电的时候，高温下发电机组的效率反而越低。由此形成两难困境：如何在保障民众健康的同时，避免进一步推高能源消耗与碳排放？

形势预计还会恶化。伦敦帝国理工学院极端天气研究员西哈多尔·凯平在接受采访时称：“这次热浪将被载入史册，成为有史以来最严重、波及范围最广的一次。”他指出：“在过去50年里，全球气温上升了1.1℃，显著增加了此类热浪发生的概率。若不采取紧急气候行动，未来的热浪将更加极端，今年夏天回过头看可能还算凉快。”

如果说十年前，欧洲能源市场的核心担忧是寒潮天气下的天然气断供问题。而如今，持续频发的夏季极端高温，已成为影响欧洲能源安全新的变量。这一变化表明，欧洲原本典型的“冬峰型”电力系统，正在加速向冬天需要供暖、夏天需要制冷的“双峰型”系统转变。

极端天气频发带来的深层次冲击愈发凸显，高温天气在大幅拉升制冷用电需求的同时，持续削弱各类电源发电出力与电网输送能力，让欧洲能源系统面临前所未有的运行挑战。随着极端天气日益频繁，能源安全和系统稳定的重要性不断提升，储能、电网升级和跨境电力协同等能力正变得愈发关键。

脆弱的电力系统

欧洲是全球升温速度最快的大陆，升温速率约为全球平均水平的2～3倍。前工业化时期以来，欧洲气温已上升约2.4℃，比全球平均水平高出约1℃。一方面，由于靠近北极，北极海冰和冰雪持续融化后，原本反射阳光的白色冰面越来越少，暴露出更多吸热能力更强的深色海面和陆地，加剧了区域升温。

另一方面，欧洲长期以来并不是一个依赖空调的地区。过去能够适应的基础设施，正在变得越来越“不适应今天的气候”。这也是为什么英国媒体不断提到：“我们的基础设施，并没有准备好应对今天这样的气候。”

据报道，受本轮极端热浪持续冲击，位于比利时布鲁塞尔的欧盟委员会总部贝雷蒙大楼因电力系统负荷过载，被迫采取分层分区供冷举措，成为当前欧洲电网全面承压的真实缩影。

西欧区域各国用电需求同步攀升，核心诱因是制冷设备用电激增。即便在以往极少依赖制冷设备的欧洲国家，空调使用率也在大幅攀升。面对愈发严酷的夏季高温，当地民众开始大量购置空调。随之而来的必然是用电需求激增、电网承压加剧。法国电网运营商RTE表示，热浪期间气温每升高1℃，用电消费就增加100万千瓦。英国、法国、西班牙等国用电负荷均创下同期新高。用电紧张最终推高全体民众的用电成本。

在需求攀升的同时，欧洲供给侧也面临多重挑战。一方面是用电需求大幅攀升；另一方面，发电系统出力受到高温影响下降。供需矛盾愈加凸显。

持续酷暑致使法国多条河流水温升高，严重依赖河水冷却的众多核电站因此陷入运行困境。6月22日晚，法国南部戈尔费什核电站二号机组因冷却用河流水温过高，依规停机，本次停机属于预防性运维举措。法国法规严格限定了尾水排放温度，本轮高温天气下，排放水温预计达到28℃，触碰合规红线，因此运营方不得不关停机组。

随后，诺让、比热、圣阿尔邦等多座核电站相继降低运行功率。瑞士贝兹瑙核电站——欧洲现役最老的核电站，也因阿勒河水温过高而关闭了两座反应堆。法国电力集团（EDF）发言人布里德·内利根表示，由于高温对其运营的反应堆实施降负荷运行。

极端高温侵袭法国核电行业并非首次。能源智库Ember的数据显示，2025年7月热浪期间，法国全国至少有7吉瓦的核电装机被迫停机。这一装机规模甚至超过爱尔兰全国电网的总装机容量。

本轮热浪中，除了核电承压问题备受关注，各类发电方式均面临相似困境。水电项目受干旱缺水影响最为突出，可用发电水量锐减，迫使水电站降功率运行甚至停机。2026年前五个月，高温和低水位已导致欧洲水力发电量同比减少13%。

即便是技术成熟的燃煤和天然气发电厂，也难以抵御高温天气的冲击。酷热会降低冷却塔的工作效率。部分传统火电厂原本正值夏季检修期，也让电力系统进一步承压。英国有五座燃气电厂受极端天气影响降负荷运行，电力供应总量削减约2.5吉瓦。

此外，欧洲夏季为储气库“补库存”的关键时期。如果夏天提前大量消耗天然气，不仅会延误冬季的能源备战规划，而且会在全球液化天然气竞争加剧的背景下推高采购成本，让欧洲能源市场的神经再度绷紧。

为了防止大面积停电并保障基本的能源安全，许多欧洲国家在实际操作中不得不选择让煤电机组继续待命，甚至重新启动燃煤发电。

而对于欧洲能源供应最倚重的新能源，在这次热浪中的表现也不尽如人意。这场欧洲高压热穹顶导致风速下降，风力发电机组发电减少。高压系统带来的低风速天气，让北海和波罗的海的海上风电场陷入“低风速陷阱”。

高温同样会降低太阳能电池板转换效率。截至2026年，光伏已成为欧洲增长最快的电源，在晴朗的中午甚至能满足德国三分之一以上的电力需求。然而，暴晒并不等于发电量高，当气温逼近40℃时，光伏组件会因高温出现物理衰减——温度每升高1℃，发电效率反而会下降0.3%～0.5%。这些因素共同导致发电能力下降，并推高了批发电价。

以英国为例，其风电占总发电量的30%，但热浪期间风速较低且需求高涨，迫使该国在6月24日以每兆瓦时1379英镑的价格从欧洲大陆进口电力，价格约为平时价格的15倍。据欧洲能源市场数据提供商Montel报告称，同日德国电价从白天的每兆瓦时86欧元跃升至晚间的566欧元。法国电力市场价格攀升至每兆瓦时268欧元以上，为2023年8月以来最高。随着太阳能发电量骤降，晚间需求仍然高居不下。

英国能源监管机构Ofgem更是紧急宣布，受批发成本暴涨拉动，从7月1日起，将年度典型家庭的能源价格上限调高13%至1862英镑。同时，英国已启动需求侧响应机制，对在高峰时段主动关掉高功率电器的居民给予现金补贴。

同样，与发电系统一样，电网也在经受新的考验。输电线路因热胀冷缩导致输送能力降低，变电站过热风险上升。在意大利米兰和都灵，电网因空调负荷过重而临时停电。法国北部数千户家庭在酷热中遭遇停电，西北部一处变电站因过热关闭，导致6.8万户家庭断电。

更严峻的是，本轮热浪覆盖德国、法国东部、奥地利、瑞士及意大利北部等多个地区，多国同时面临用电高峰。过去依赖跨国电网调剂余电的缓冲机制因此被削弱，极端高温正逐渐成为影响欧洲电网稳定性的重要风险因素。

面对增长的用电需求，电网的核心诉求是快速扩容、大幅提升电力供给能力。而这项挑战中一个突出难点在于，多地用电季节性规律正在发生改变，进一步加大了供需平衡的调控难度。

反观欧洲，受历史用能习惯影响，当地电网传统负荷高峰出现在冬季——欧洲供暖电气化普及度远高于空调。因此不少机组检修工期安排在春季乃至夏季，恰逢本轮高温，直接加剧了当下电力供给缺口。

没有空调，将大幅增加热相关疾病致死风险；而大量使用空调，又会增加电力需求、加剧城市热岛效应，并进一步考验电力系统。这就是当下欧洲大陆面对高温天气时遇到的尴尬境地。

《金融时报》评论认为，这次欧洲热浪更像是一场“预演（preview）”。随着全球持续变暖，今天发生在欧洲能源系统中的运营挑战，未来很可能会在更多国家中出现，如电力需求快速增长，高温降低发电效率，输电线路容量下降。

作为能源转型的先锋代表，一直以来欧洲国家追求的是减少对化石能源的依赖。但这次热浪提醒我们，另一件事情已经变得同样重要：适应（Adaptation）。无论未来排放如何变化，已经发生的升温，意味着未来几十年仍将面临越来越频繁的极端天气。对于像德国这样高度依赖新能源的国家而言，能源系统也正在经历一个新的现实——极端天气不只是能源转型需要解决的问题，它本身已经开始影响能源系统的稳定运行。

转型结构隐忧

高温炙烤下的危机，不免让人提出疑问：随着全球气候危机与绿色转型的深入交织，欧洲这片曾经引领低碳革命的热土为何表现脆弱？

实际上，对于欧洲来说，能源转型正遭遇一场前所未有的结构性考验。

近年来，尽管风能和太阳能发电量屡创新高，但在繁荣的数据背后，欧洲电力系统在极端天气和高负荷考验下暴露出的脆弱性，已成为各界无法回避的焦点。

这种脆弱性并非单纯源于天气，而是由于高比例新能源并网后，系统的重构进程与传统调节电源退役、电网调节能力建设、储能配套发展之间存在着严重的时间与空间错位。随着欧洲转型迈入“深水区”，高渗透率的间歇性波动性可再生能源对电网的物理极限、安全保障及市场机制提出了严峻考验。

这种系统性的不匹配，不仅拖慢了化石能源退出的步伐，而且为全球其他正处于绿色转型通道中的经济体敲响了安全防范的警钟。

首先面临的问题是新能源天然的剧烈波动性以及极端环境下的物理性能衰减，使其难以在关键时刻挑起电力保供的重担。

在本次高温天气里，欧洲多国陷入风光发电“双重失效”的境地。一方面，持续的副热带高压导致大范围风速极低，风电发电设备在制冷负荷飙升的用电高峰期几乎停滞。以法国和英国为例，法国风电出力曾一度骤降至约0.5吉瓦（全年平均出力为7.4吉瓦）；而英国风力发电份额也从此前同期约30%骤降至13%～15%。

另一方面，持续的高温严重阻碍了太阳能光伏面板的发电效率。作为半导体器件，光伏面板的发电效率会随温度升高而显著下降：温度每超过基准温度25℃1℃，太阳能发电效率就降低约0.4%～0.5%。

这种非确定性且易受环境干扰的物理特性，使高渗透率电网在面临负荷冲击时极易失衡。

与发电侧的狂飙突进相比，欧洲电网基础设施的陈旧、僵化以及建设滞后则是更为致命的系统性硬伤。

欧洲大部分输配电网络在设计之初都是围绕大型集中式的传统煤电、气电或核能发电厂构建的，具有明显的中心化特征。然而，分布式、碎片化且位置偏远的新能源设施，使输电通道在接入和长距离传输这些清洁电力时面临极大的物理瓶颈。

即便在过去五年里，欧洲每年的电网投资额已经增长了47%，达到每年约700亿欧元，但面对海量的分布式新能源并网需求，这样的投资力度依然远远不够。

根据能源智库Ember的警告，由于输配电网容量不足、升级进度缓慢，欧洲有多达120吉瓦以上已规划的可再生能源项目面临无法按期接入电网的巨大风险。其中，甚至包括16吉瓦的屋顶光伏系统，直接影响到超过150万个家庭的绿色用电转型。

电网物理层面的阻塞与容量饱和，已经成为限制欧洲可再生能源发挥其最大潜力的绊脚石，将大量的绿色发电潜力死死锁在电网大门之外。

正因为电网输送能力的物理限制以及系统调峰手段的匮乏，欧洲近年来不得不承受极其高昂的弃风弃光代价，导致了大量清洁电力在输电端被主动削减。这种被迫的削减造成了严重的能源和资金浪费。

根据相关报告，仅在2024年一年内，欧洲七个主要国家因系统无法接纳而被迫削减的可再生电力价值就高达72亿欧元。其中，德国在2024年因电网超负荷而弃掉的风电和光伏电力价值高达33亿欧元（仅太阳能削减补偿费就达5.54亿欧元）；而西班牙在同年的弃风弃光损失达到了2.5亿欧元，部分月份的削减率甚至攀升至可再生能源总产出的近11%。

在英国，由于电网容量限制不得不支付巨额补偿费来要求风机停机，同时又支付高昂费用启动传统燃气电厂以维持电网平衡，使得英国在一年内白白流失了高达14.7亿英镑（约16.7亿欧元）的资金。当大量的清洁能源因电网缺陷而被闲置，而消费者的电费账单却因为支付削减补偿费用而不断攀升时，公众和监管机构对于转型的耐心正在被快速消耗。

除了输电线路存在物理瓶颈外，储能系统建设的相对滞后也是欧洲无法有效消化高比例新能源的另一大软肋。要实现高比例甚至完全依靠新能源供电，电力系统必须拥有极其庞大且灵活的储能设施作为“蓄水池”，在中午将多余的电力储存起来，以便在没有阳光、风力微弱但用电需求却攀升的傍晚释放。

尽管在过去的一年里，欧盟新增了27.1GWh的电池储能（BESS）容量，实现了连续12年的破纪录增长，总电池储能规模突破77GWh（较2021年增长了十倍以上），但这一数字与系统实际的需要相比，依然只是杯水车薪。

行业协会SolarPowerEurope的评估显示，为了跟上可再生能源的爆发式增长节奏，欧盟在2030年前需要至少750GWh的储能系统。这意味着在接下来的几年里，欧洲的储能舰队必须在现有基数上再次实现至少十倍的扩张。

储能和长效调节资源建设的严重脱节，让欧洲电网在负荷剧烈波动面前几乎处于不设防状态，极易因为供需失衡而引发系统性的安全震荡。柏林非政府组织“监管援助项目”的电力市场专家安德烈亚斯·雅恩表示：“储能系统是‘缺失的一块拼图’。”

新能源和储能没法挑大梁，欧洲的传统核电、水电以及火电等“压舱石”电源在极端天气的影响下也频繁出现出力受限的情况，迫使欧洲放缓了化石能源退出的步伐。这表明，在没有足够确定性传统调节电源或储能支撑的情况下，盲目追求清洁能源装机的快速增长，不仅无法实现彻底的去碳化，而且会在危急时刻引发更深重的对化石能源的被迫依赖。

纵观欧洲高比例新能源在多年能源转型后所遭遇的重重困境，一个清晰的答案展现在我们面前：能源转型不是发电装机容量数字的变化，而是设计电网结构、系统调节、多能互补和市场机制改革的颠覆性变化。

新能源的爆发式增长必须与电网的数字化改造、跨国通道的互联互通以及万亿级储能市场的建设同频共振，否则，清洁能源的红利终将在物理瓶颈和高昂的系统协同成本中被消磨殆尽。

欧洲电网在极端天气下的阵痛，给全球所有致力于碳中和转型的国家和地区提供了一个极具警示意义的样本。对于正在冲刺“双碳”目标的中国，更是珍贵的参考。

欧洲启示录

对于中国来说，能源安全某种意义上是压倒一切的最高优先级。

欧洲过去三十年激进转型之后遭遇的电力系统性危机，为中国敲响了新能源时代电力安全供应的警钟——在风光装机爆发式增长的过程中，必须彻底放弃“新能源对传统能源实行等容量替代”的简单幻想。

中国新型电力系统的构建，必须坚持“先立后破”：传统煤电的定位实现从基荷电源到“系统调节与应急备用支撑”战略转型。

在政策与体制设计上，不能盲目推行化石能源的“一退了之”，而应合理保留并优化足够的煤电、气电机组作为顶峰兜底的刚性安全垫。

必须针对极端天气常态化的趋势，将极端高温对核电冷却、水力发电以及内河燃料物流的“连锁反应”纳入安全预案，确保系统在极端气候时依然具备绝对的基荷控制力。

不过，这仅仅解决了极端情况下的安全托底问题。当系统从极端缺电瞬间切换到阳光倾泻、大风过境的“极度过剩”状态时，若缺乏灵敏、弹性的调节手段进行实时对冲，刚性机组反而会因其物理惯性成为系统过载的负担。

这促使我们必须将目光从单纯的“电源结构保供”，转向对系统内部灵活性调节机制的深度重塑。

欧洲由于储能建设严重滞后，导致白天午间光伏高峰期频繁陷入“负电价”与“被迫弃电”的资源空转怪圈。这一教训指明了新能源发展必须与储能实行“强耦合、同推进”的客观规律。

中国应当引以为戒，逐步打破强制配储这种缺乏市场活力的刚性指标，转向以市场化电价信号为导向的多元化储能配置模式。必须加速构建并完善实时现货市场、辅助服务市场以及容量补偿机制，允许电价在极端供需期间体现真实的稀缺价值。

只有通过拉大峰谷价差的“无形之手”，才能真正激活长时储能、抽水蓄能以及新型电池技术的商业可行性，避免清洁能源资产因缺乏灵活性调节而沦为特定时段的无效资产。

储能配置的多元化与市场机制的优化，成功解决了新能源出力的陡峭波峰，实现了电能的跨时段跨日转移。但灵活性资源发挥出100%的价值，依然依赖电网这一核心载体的承载极限。

欧洲当前因电网建设停滞而导致的巨量并网积压，无情地戳破了其老旧物理网络在双向、分布式电力流面前的窘境。这也指明了中国电网投资可以考虑逐步解决“强干弱枝”的核心难题。

欧洲高达1700吉瓦的清洁能源并网排队积压，其根本病灶在于几十年前设计的“单向集中式”老旧电网无法承受分布式新能源的“双向高比例”接入。这一结构性矛盾提示中国，尽管在特高压输电线路等“主动脉”建设上全球领先，但未来的电网投资重心必须实施前瞻性的战略下沉。

中国的电网投资逻辑需要从传统的“大开大合”逐步向微电网、配电网智能化以及数字化调度等“微循环”领域倾斜。通过重金升级地方配电网的变压、控电终端，提升电网对分布式光伏和大规模电动汽车接入的承载力，并从物理层面提高输配电设备耐受极端高温的技术标准，从根本上解决清洁能源接入的末梢神经阻塞与高温故障隐患。

物理网络的末梢血管建得再宽，若消费端依然是一个僵化、被动的负荷点，整个电力系统就始终无法摆脱供需失衡的脆弱性。因此，电力系统的重塑，必须配合需求侧的改变——只有将改革与创新的触角跨越传统的输配电物理边界，深度延伸至拥有海量基数、具备自适应能力的消费端灵活性资源，才能真正释放出新型电力系统刚柔并济的终极威力。

欧洲在危机中将全面激活“消费端灵活性”作为破局主攻方向，尤其是通过智能分时电价将电动汽车转化为移动储能电站的尝试，为中国提供了巨大的经验示范。

中国作为全球最大的电动汽车市场与智能硬件制造基地，具备激活用户端柔性负荷的天然土壤。或许，我们应当尝试从国家层面的顶峰调度高度，加速虚拟电厂与车网互动技术的标准制定与商业化落地。

通过出台更具激励性的双向充电桩政策与建筑光储直柔标准，将数以千万计的电动汽车、家用热泵以及工商业空调负荷转化为电网在傍晚日落断崖期的“隐形蓄水池”，从而在不盲目扩大发电装机的前提下，实现供需两侧的高效数字对冲。