储能系统在印尼电力系统脱碳中的作用：基于混合整数二次规划模型的Java-Bali电网优化研究

为应对印尼电力系统高煤电占比(66%)导致的碳排放问题，研究人员采用混合整数二次规划(MIQP)模型，评估储能系统(ESS)在Java-Bali电网中支持可再生能源整合的效果。研究发现ESS可减少20.1-26.5 TWh弃光弃风，节省21.4-22.2亿美元系统成本，但需警惕化石能源充电导致的1.25 MtCO2 排放反弹，为印尼JETP计划提供量化决策依据。

　　

印尼作为全球第四人口大国，其电力系统却长期被煤炭"绑架"——2020年煤电占比高达66%，导致电力行业贡献了全国42.3%的能源相关CO₂
排放。尽管政府设定了2050年可再生能源占比31%的目标，现实却是水电、地热等清洁能源十年来停滞在13%的水平。这种"煤电锁局"不仅使印尼难以兑现《巴黎协定》承诺，更让新出台的"公正能源转型伙伴关系"(JETP)计划面临严峻挑战：如何在保证电力供应安全的前提下，实现2030年44%可再生能源占比的雄心？

问题的核心在于电网灵活性。随着风电、光伏等波动性可再生能源(VRE)比重的提升，电网面临两大"拦路虎"：一是间歇性发电导致的供需失衡，二是由此引发的可再生能源被迫弃用(curtailment)。现有研究表明，德克萨斯电力系统通过部署4-8小时储能(ESS)可将弃风率降低50%，但这类经验能否复制到电网结构迥异的印尼？更关键的是，当ESS使用煤电充电时，会不会反而加剧碳排放？这些悬而未决的问题，正是Gany Gunawan团队在《Renewable Energy Focus》发表的研究试图解答的。

研究人员构建了混合整数二次规划(MIQP)机组组合模型，以Java-Bali电网为研究对象，模拟2025-2050年间不同季节(旱季/雨季)的每小时调度决策。模型创新性地整合了三个关键政策工具：碳税、弃能惩罚金和ESS运行约束，并设置"适度脱碳"(2050年减排90%)和"深度脱碳"(2040年减排90%)两种情景。通过对比有无ESS的系统表现，首次量化了储能系统在热带岛国电网中的多维价值。

主要技术方法包括：1)基于MIQP的机组组合优化框架，考虑ESS充放电效率(85%)和寿命损耗；2)纳入碳税(30-80美元/吨CO₂
)和弃能惩罚(20-120美元/MWh)的经济调度模型；3)分季节模拟光伏/风电出力曲线，涵盖基础、低、高三种VRE波动情景；4)设置2小时(短时)和6小时(长时)两种ESS配置方案。

【Results】部分揭示了三组重要发现：

1. 减排效益呈"双刃剑"特征：ESS在基础VRE情景下可减少1.9-3.2 MtCO₂
   排放，但当储能容量超过12GW时，因依赖煤电充电可能产生1.25 MtCO₂
   的排放反弹。
2. 经济性突破显著：2050年ESS可降低系统成本21.4-22.2亿美元，主要来自减少26.5 TWh弃能带来的收益，这相当于Java-Bali地区居民3个月的用电量。
3. 灵活性提升存在"临界点"：当VRE占比超过35%时，6小时储能对削峰填谷的贡献比2小时系统高出47%，证实长时储能在高VRE渗透率下的不可替代性。

【Policy Implications】强调政策协同的必要性：单纯部署ESS而不改变调度规则可能适得其反。研究建议印尼能源部建立"排放感知调度"(emissions-aware dispatch)机制，要求ESS优先在可再生能源过剩时段充电。模型显示，配合碳税政策时，这种调度策略可使ESS的减排效益提升62%。

【Conclusion】部分提炼出三个转型启示：首先，ESS价值具有情景依赖性——在VRE占比<25%的现阶段，其主要作用是替代燃气调峰机组；而当VRE>40%时，则转变为消纳弃能的关键基础设施。其次，6小时储能在深度脱碳路径下的成本效益比最优，这为JETP的储能采购标准提供了技术依据。最后，需要建立跨部门的"储能-可再生能源-电网"协同规划平台，避免各自为政导致的资源错配。

这项研究首次在热带发展中国家背景下，实证分析了ESS与碳定价政策的协同效应。其建立的MIQP框架已被印尼国家电力公司(PLN)采纳用于2024-2033年电网规划，特别是关于"是否提前退役4.6GW煤电机组"的决策支持。正如作者在致谢部分提到的，这项成果也印证了密歇根大学Johanna Mathieu教授提出的"电力市场设计必须与物理约束对话"这一核心理念，为新兴经济体探索本土化能源转型路径提供了方法论范本。