在碳定价背景下，对可再生能源远距离输电扩展规划的技术经济评估：以中国为例

《Sustainable Energy Technologies and Assessments》：Techno-economic assessment of long-distance transmission expansion planning for renewable energy under carbon pricing: A case study of China

　　

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  传输侧成本-效益协同优化模型，结合碳价响应动态技术决策机制。
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  基于情景分析的远距离输电扩展评估，考虑碳价、需求和技术路径。
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  到2050年，碳定价使碳成本占比升至12.2%，并通过触发技术组合变化间接增加5200亿元人民币。
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  更新的交流/直流输电距离标准：超高压交流（UHVAC）小于455公里；超高压直流（UHVDC）大于505公里；455-505公里范围需进一步评估。
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  通过提前规划/数字化优先选择低碳UHVDC，到2050年可节省743亿元人民币。

引言

中国致力于构建可持续的能源未来，这体现在其在可再生能源装机容量方面的全球领先地位。然而，可再生能源丰富的西部地区和北部地区与东部高需求的城市中心之间存在明显的地理不匹配[1]。这种差异给可再生能源的吸收带来了重大挑战。因此，能够实现大规模跨区域电力传输的超高压（UHV）电网成为中国可再生能源部门健康发展的重要基础设施[2]。与传统输电技术相比，这种长距离解决方案可将线路损耗降低约10％[3]，在政策支持下，清洁能源的传输比例已超过50％[4]。截至2020年，这种长距离输电技术已贡献了全国约10％的电力销售，其战略作用预计会随着持续扩展而进一步增强[5]。

尽管长距离输电具有关键作用，但其快速发展本身也面临严峻挑战，这些挑战可能反过来限制其可持续性效益[6]，如图1所示。首先 là 巨大的成本压力。UHV项目需要巨额公共投资[7]，单个换流站的成本约为63亿元人民币。到2022年底，完工的UHV项目总投资已超过6000亿元人民币[8]。此外，实现中国的电力系统脱碳目标预计会使输电成本至少比基线高出1.4倍，这引发了严重的财务可行性问题，并可能阻碍可再生能源的及时并网[9]。第二个挑战是建设和土地使用问题带来的大量碳排放。生命周期评估表明，建设阶段的排放可能占主导地位[10]、[11]、[12]，尤其是以可再生能源为导向的电网配置下，建设与运营阶段的排放比率急剧上升[13]，附录1中显示UHV项目（包括UHVAC和UHVDC）的建设阶段碳排放分别是标准电网的2.5倍和9倍[14]。除了广泛讨论的产品系统和功能单元外，土地使用也不能忽视[10]。例如，挪威的一个10,971公里长的电网项目需要417平方公里的传输走廊[15]，从而导致大量的森林砍伐和土地占用带来的碳排放。这形成了一个悖论：为减少排放而建设的基础设施本身在施工过程中产生了大量碳排放。此外，在碳定价机制下，这两个挑战变得更加严重且相互关联。碳定价不仅增加了直接的运营成本，还将基础设施的隐含碳转化为重大的潜在财务负担[16]，这可能从根本上改变不同技术路线的经济竞争力。

这些相互关联的挑战凸显了输电规划文献中的一个关键空白。虽然现有研究针对成本或可靠性进行了优化[17]、[18]，但它们往往忽视了碳定价如何动态重塑成本结构和技术竞争力[19]。这一点在UHVDC和UHVAC之间选择技术的决策制定中尤为明显。UHVDC系统更适合长距离大规模电力传输，而UHVAC系统则更适用于区域网络的电网同步和功率流管理。尽管功能互补[1]，但在技术要求重叠的地方它们之间存在竞争。在这种情况下，规划者会转向经济考量。然而，传统的800公里成本等效距离基准[20]与图2中的实际项目数据相比存在显著偏差，而且碳成本的可预见变化进一步削弱了其有效性[20]。因此，迫切需要一个综合框架来评估碳定价下的经济、技术和环境权衡，以指导可行的低碳输电扩展。有关相关代表性研究的详细信息，请参阅附录2。

为解决这些空白问题，并应对高成本和高碳隐含排放的双重挑战，以更好地支持可再生能源应用的发展，本研究旨在回答以下关于评估、决策和规划的研究问题：(1) 评估：碳定价如何重塑可再生能源长距离输电网络的总成本结构和最佳技术组合？(2) 决策：在碳定价下，选择UHVAC和UHVDC技术的经济合理阈值是什么？(3) 规划：哪些战略规划路径可以在成本效益和低碳目标之间取得平衡？

为回答这些问题，本研究开发了一个传输侧成本效益协同优化模型，其中 incorporate 了一个碳价响应的动态技术决策机制。该框架以中国的UHV电网为案例研究，从碳价、需求和技术选择的角度进行了基于情景的分析。研究量化了碳定价对成本和网络结构的双重影响，重新校准了交流/直流选择的精确距离阈值，并评估了战略技术优先级的长期价值。研究结果为设计具有成本效益和低碳的输电扩展策略提供了坚实的基础和可操作的决策标准，从而支持可再生能源的有效整合。

章节片段

组件建模

为了评估碳定价下的远距离输电可持续扩展策略，本研究开发了一个传输侧长距离输电扩展规划（LTEP）模型，如图3所示。该模型包括成本模块和收益模块。

提出的模型

基于上述组件建模，提出的模型以BCR最大化作为目标函数，并在一组约束条件下求解，包括技术限制、功能要求和特定于长距离输电的土地占用。一个动态技术决策机制与这些约束相结合，使优化框架能够响应碳价格的变化。为了支持在不同规划条件下的模型应用，

模拟和结果

原模型是一个混合整数非线性规划问题（MINLP）。为了高效求解，该模型通过Dinkelbach型变换进行了重新表述，然后使用Big-M方法、二进制扩展和Fortet不等式进行了精确线性化。因此，原始模型被重新表述为一个混合整数线性规划（MILP）问题，包含212,304个线性约束、27,840个二进制变量、27,840个一般整数变量和29,232个连续变量

碳定价对长期成本的直接和间接影响

碳定价通过影响输电基础设施的经济性，成为促进高渗透率可再生能源系统的关键因素。我们的评估表明，尽管碳成本在各种碳价情景下稳步上升，但其对总系统支出的影响是延迟且非线性的，对长期规划决策具有重大影响。在2035年之前，碳价变化对综合成本的影响很小，

研究局限性和未来建议

本研究采用了统一的碳定价假设，这简化了现实世界的行业差异；未来的模型可以整合差异化的碳定价以提高成本准确性。虽然更新的交流/直流输电阈值反映了中国的中央规划背景，但提出的LTEP框架经过适当调整后也适用于其他地区。由于分析侧重于传输侧规划，未来的研究可以扩展到完整的系统建模

结论和政策意义

在不断变化的碳定价机制下，可再生能源的长距离输电扩展面临日益增加的成本压力和碳隐含排放，这可能会削弱其对能源可持续性的贡献。为应对这些挑战，本研究提出了一个传输侧LTEP模型，该模型结合了成本-效益协同优化框架和碳价响应的动态技术决策机制。它被应用于不同碳价下的基于情景的评估

CRediT作者贡献声明

徐培云：撰写——初稿、方法论、数据整理、概念化。唐宝军：项目管理、方法论、资金获取、概念化。沈萌：撰写——审阅与编辑、资金获取、概念化。李汝：资源获取、方法论、资金获取。王崇周：可视化、形式分析。王向宇：验证、调查。季长静：验证、形式分析。

利益冲突声明

作者声明他们没有已知的竞争性财务利益或个人关系可能影响本文报告的工作。

致谢

我们衷心感谢国家自然科学基金重点项目（项目编号72634002）、国家自然科学基金（项目编号72274014、71904013、72488101和72204030）以及教育部青年人文社会科学研究项目（项目编号22YJC790061）的财政支持。

Pei-Yun Xu|Bao-Jun Tang|Meng Shen|Ru Li|Chong-Zhou Wang|Xiang-Yu Wang|Chang-Jing Ji