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在电力行业低碳转型中，政策不确定性和区域协调难题阻碍重重。研究人员开展 “Coordinating power sector climate transitions under policy uncertainty” 研究，发现协调可降本，不同机制影响各异。该研究为电力系统规划和政策制定提供关键参考。
在应对气候变化的征程中，电力行业的低碳转型至关重要。然而，现实却给这一转型之路设置了诸多障碍。不同政治辖区间，制度构成和利益集团结构差异巨大，这使得协调成为一大难题。以往的研究显示，政策异质性会降低社会福利、增加政策成本，即便存在电力贸易等协调形式，也难以完全消除这些负面影响。而且，依赖大量可变可再生能源（VRE）的低碳电力系统，对区域间的协同合作需求极高。但由于各利益相关方对地方自主权的坚持、对现有资产价值的保护，以及监管要求和政策目标的差异，电力系统的协调实施困难重重。传统的电力系统模型也无法准确反映这些现实问题，这就迫切需要新的研究来打破僵局。
为了解决这些问题，美国加利福尼亚大学圣地亚哥分校（University of California San Diego）的研究人员 Fikri Kucuksayacigil、Zhenhua Zhang 和 Michael R. Davidson 开展了深入研究。他们通过构建一个包含详细运营和协调机制的容量扩张模型，对美国西部的最优低碳电力路径进行模拟分析，探究现实协调障碍和政策异质性对其的影响。该研究成果发表在《Nature Communications》上，为电力行业的低碳转型提供了极具价值的见解。
研究人员在此次研究中运用了多种关键技术方法。首先，他们借助 PowerGenome 这一开放数据平台获取大量输入数据，并补充其他多个数据源的数据。然后，利用 Julia/JuMP 开发容量扩张模型，以 Gurobi 作为优化引擎在高性能集群上运行。通过设置投资和运营等决策变量，构建包含多种约束条件的模型，以系统年度成本最小化为目标函数进行模拟分析。此外，还采用了情景分析的方法，设定不同的区域化程度、清洁能源政策目标、输电和发电规划协调情景组合，对比研究不同情景下的系统变化。
建模跨辖区协调
研究人员构建的模型针对美国西部电力协调委员会（WECC）的 12 个需求区域，考虑了市场协调的五个维度，构建了五个区域市场情景和两个清洁能源政策情景。与以往模型较少关注协调灵活性不同，此次研究充分考虑了跨辖区协调中的各种摩擦因素，如设定障碍率反映贸易成本，限制非协调区域间备用发电共享，以及在区域层面设定资源充足性要求等。同时，该模型还能应对能源系统模型中常见的参数和结构不确定性，通过政策情景分析和稳健决策框架，评估不同情景下的系统表现，从而得出更具前瞻性和稳健性的决策。
低碳容量扩张以满足强化政策
研究发现，增强区域协调能在各政策情景下降低成本。例如，区域市场（Regional Market）情景在 “持续州政策（Continued State Policy）” 和 “区域 100% 清洁能源标准（Regional 100% CES）” 政策下，每年分别能带来约 8.5 亿美元和 3.7 亿美元的收益；扩展能源不平衡市场（Expanded EIM）情景的成本节约在 3.3 亿美元 - 6.1 亿美元 / 年之间。从 “持续州政策” 向 “区域 100% CES” 转变时，政策成本大幅增加，主要源于对配备碳捕获和存储（CCS）的天然气依赖度上升。在资源部署方面，不同市场协调水平对资源位置影响较大，如太阳能投资会向清洁能源目标高且建设成本低的州转移。但不同政策和市场协调水平下，企业低碳容量（firm low-carbon capacities）在总量和部署位置上变化不大，其部署主要受政策严格程度、成本和可用性假设驱动。
输电与储能的互补性和协调性
输电和储能在低碳电力系统中通常被认为存在替代关系，但该研究表明，增加区域协调会导致更大规模的输电扩张和更低的储能扩张。例如，与完全协调（Full Coordination）情景相比，存在市场和规划协调障碍时，储能容量增加 54%。输电扩张决策对州级清洁能源政策假设非常敏感，在 “持续州政策” 下，低目标州可能向高目标州出口电力，从而扩张输电线路；而在 “区域 100% CES” 政策下，这些州因自身对清洁能源需求增加，减少出口，州际输电容量需求降低。同时，市场区域化是增强输电规划协调以吸引新投资的前提条件，多种协调机制相互补充，共同影响输电网络的发展。
政策不确定性下的稳健规划
政策和市场的不确定性严重阻碍了可变可再生能源资源的部署。研究发现，当政策不确定性消除时，拥有丰富可再生资源的州的无悔容量（no-regret capacity）几乎翻倍。在各种资源中，风能对市场和政策不确定性最不敏感，而太阳能和电池的投资则会因政策可预测性的提高而发生显著变化。此外，通过两阶段优化分析市场政策意外变化对低碳结果的影响发现，假设在 “现状（BAU）” 情景下确定投资决策，然后在 “区域市场” 情景下运行，电力系统运营成本每年会增加 1.09 亿美元。通过对关键参数进行敏感性分析可知，降低州内可再生能源组合标准（RPS）或清洁能源标准（CES）要求、调整运营储备要求和障碍率等，都会对系统成本产生不同程度的影响。
研究结论表明，电力系统协调（如市场区域化、统一政策目标、发电和输电规划协调等）对降低系统成本、提高可再生能源可行性至关重要，是气候政策协调的关键要素。然而，完全协调在政治层面难以实现。该研究通过构建详细的州级容量扩张模型，深入分析了成本和清洁能源改善的影响因素，为电力系统规划者和研究人员探索经济高效且政治可行的低碳转型解决方案提供了有力支持。未来研究可进一步考虑更多实际协调阶段和要素、州内输电网络扩张、州参与区域输电组织（RTO）的决策机制等问题，以完善对电力系统协调的理解和应用，推动全球电力行业向低碳转型的目标迈进。
