区域协同降低低碳电力系统成本负担的南美实证研究

本研究针对全球南方国家低碳电力系统规划中面临的基础设施投资不确定性问题，以南方共同市场五国为案例，通过80种情景模拟分析了区域电力协调对实现深度脱碳目标的影响。结果表明：完全协调规划可节省三倍新增容量成本（147-228亿vs.35-70亿美元），通过跨国输电优化可再生能源布局，有效平抑技术经济不确定性带来的风险。该研究为发展中国家通过区域合作实现气候目标提供了量化依据。

　　

当全球南方国家试图构建低碳电力系统时，往往面临一个两难困境：每个国家独立规划能源基础设施虽能保障能源主权，却可能错过区域资源互补带来的巨大效益。特别是在可再生能源分布极不均衡的地区，如何通过国际合作降低脱碳成本，成为实现气候目标的关键挑战。以水力资源丰富的南美南部锥地区为例，阿根廷的风能、巴西的太阳能和巴拉圭的水电本可形成完美互补，但现有的有限协调机制难以充分发挥这种协同效应。

发表于《Nature Communications》的最新研究通过精细建模揭示了区域电力协调的惊人潜力。研究团队针对阿根廷、巴西、智利、巴拉圭和乌拉圭五国构建了GridPath-Mercosur模型，在80种不同情景下模拟了2020-205年电力系统演进路径。这项研究首次将空间显式资源潜力与技术经济不确定性相结合，量化分析了完全协调与有限协调两种模式对深度脱碳的影响。

研究采用的关键技术方法包括：基于GridPath平台构建五节点电力系统优化模型，模拟288个代表性子时段运行；整合0.5度分辨率可再生能源潜力数据，包含978个风电场和1650个光伏站点；采用混合整数线性规划（MILP）共同优化发电容量、储能和跨国输电投资；通过10种风机技术和2种光伏跟踪方式构建技术不确定性集合；利用Xanthos水文模型估算水电季节性发电特性。

系统成本与协调效益

研究发现，在90%减排目标下，完全协调可使脱碳成本溢价从14.7-22.8亿美元降至3.5-7.0亿美元，降幅达三倍以上。这种效益主要源于跨国输电投资（35-70亿美元）替代了低效的发电容量过度建设。完全协调不仅降低系统总成本，还减少了成本不确定性，为决策者提供了更稳定的预期。

发电结构演变

协调机制显著改变了技术部署策略。完全协调情景下，虽然风电投资减少，但实际发电量反而增加，这是因为跨国输电使高容量因子风电场得以优先开发。智利在有限协调下需建设风电平衡光伏波动，而完全协调后可专攻光伏并进口阿根廷风电，实现资源最优配置。

电力贸易格局

完全协调使双边电力交换量激增，巴西作为最大需求方成为净进口国，阿根廷和巴拉圭凭借资源优势成为净出口国。阿根廷凭借其地理中心位置和天然气调峰能力，在平衡区域电网中发挥关键作用。值得注意的是，协调机制改变了化石能源布局，智利在完全协调下增加了燃气发电，反映了区域优化可能带来的环境正义问题。

技术部署不确定性

深度脱碳政策显著降低了风电、光伏和水电部署的不确定性，但化石能源的不确定性反而增加。国家层面结果显示，阿根廷风电部署对技术特性异常敏感，而智利光伏部署在完全协调下趋于稳定。这表明区域协调在降低系统整体风险的同时，可能加剧个别国家的暴露度。

研究结论强调，区域电力协调可通过资源互补和负荷聚合实现显著成本节约，但效益分配存在国别差异。虽然协调机制能降低系统整体转型风险，但可能增加个别国家的能源依赖度。该研究为发展中国家构建气候韧性电力系统提供了重要启示：区域合作既是技术经济优化问题，更涉及制度设计和利益平衡。未来研究需进一步探讨输电成本分摊机制、储能技术突破对协调效益的影响，以及如何将国家自主贡献（NDC）目标转化为可行的区域实施路径。