沙特阿拉伯70个电信站点混合可再生能源系统技术经济优化与年运行CO2排放评估

《Energy Conversion and Management-X》：Techno-economic optimization and annual operational CO 2 emissions assessment of hybrid renewable energy systems for telecom infrastructure

　　

全球能源格局正朝着可持续、韧性和低碳系统转型，工业发展、人口增长和数字化推动电力需求持续上升。尽管化石燃料系统历史上提供了可靠电力，但其温室气体排放及环境影响加速了向可再生能源的转型。这一挑战在快速扩张的电信行业尤为突出。4G/5G网络部署和数据流量增长提高了电信基站的电力需求，基站需要持续可靠的电力以维持数字服务。然而，许多农村和弱电网站点仍严重依赖柴油发电机，导致高运行成本和环境影响。清洁可靠能源的获取仍是全球重大挑战，特别是在偏远地区以及受电网中断、电压波动和电力需求增长影响的区域。人口增长、城市化和工业、交通、电信等领域能源需求上升进一步加速了向低碳能源系统的转型。国际能源署（IEA）预测，全球可再生能源发电量将从2024年约9900 TWh增至2030年16200 TWh，增幅近60%，可再生能源发电占比从约32%升至43%。太阳能光伏（PV）预计贡献可再生能源增长的一半以上，风能贡献近30%，可变可再生能源发电占比预计接近27%。2025—2030年间，可再生能源预计将供应全球电力需求增长的90%以上。这些发展支撑了全球气候目标，包括《巴黎协定》将升温控制在远低于2°C并努力迈向1.5°C的目标。然而，太阳能和风能渗透率提高带来了波动性和间歇性，可能使供需平衡复杂化，对需要持续供电的关键基础设施尤为如此。集成可再生能源发电、储能、可调度电源和电网支撑的混合可再生能源系统（HRES）可提供提高可靠性、可负担性和可持续性所需的灵活性。传统化石燃料电力系统（如柴油发电机）常用于偏远离网和弱电网地区的电信基站供电。虽然这些系统提供可靠可调度的能源供应，但存在燃料价格高、燃料供应问题和温室气体排放等局限。研究表明，柴油系统生命周期成本和温室气体排放远高于可再生能源系统。单源可再生能源系统（包括独立光伏或风力系统）提供环境友好能源，但受间歇性限制。光伏系统仅能在白天发电，风力发电不可预测且随地理位置变化，可能导致能量缺口、可靠性差和容量因子次优。此外，缺乏储能或系统备份加剧了这些问题，对关键电力应用尤为如此。电信系统特别易受电力中断影响，可能导致服务中断。因此，迫切需要能利用多种能源优势并解决各自挑战的混合能源系统。混合可再生能源系统结合太阳能光伏、风能、柴油发电机和电池储能系统（BESS），为满足可持续可靠能源需求增长提供了可行且经济的替代方案。BESS通过提供储能、削峰和负载平衡对提高系统灵活性至关重要，从而增强系统可靠性和韧性。近期研究强调了HRES在电信系统中的日益广泛应用，特别是在离网和弱电网场景。近期研究报道，沙特阿拉伯混合光伏-柴油-电池系统相比传统柴油燃料系统可实现高达60%的平准化能源成本（LCOE）降低和显著碳减排。同样，电信基站光伏-柴油-电网混合系统的技术经济研究显示净现值成本（NPC）、燃料使用和运行成本显著改善。近期发表的研究强调，集成可再生能源的电信网络具有高能效并促进可持续性和经济可持续性。已有研究还考察了并网和离网电信基站的大规模光伏集成，包括带电池储能的配置。此外，多智能体强化学习已被研究用于互联基站站点间可再生能源发电、电池储能和电动汽车充电的能源管理与电力共享。近期研究还证明了并网太阳能光伏系统在其他应用场景中的技术经济潜力。孟加拉国一项27 kWp大学屋顶光伏研究报告LCOE为0.0613 $/kWh，而一项6.55 MW并网光伏研究报告LCOE约0.043 $/kWh。尽管这些研究为并网光伏经济性提供了宝贵见解，但其应用场景、系统规模和建模假设与电信供电系统不同。总体而言，这些研究确立了可再生能源和混合能源系统在电信应用中的技术和经济潜力。然而，其发现通常基于特定系统架构、单个或有限站点应用或选定性能指标。与本研究相关的剩余差距在第2.3节中更具体地界定。沙特阿拉伯的长期能源转型也得到其2060年净零承诺的支持，其中包括电力行业发展的系列政策驱动情景。近期研究表明，未来发电演变高度依赖政策实施和气候雄心。在无政策情景中，未实施额外改革或气候政策，发电继续严重依赖化石燃料，天然气发挥主要作用。另一方面，当前政策情景与市场改革和到2030年可再生能源装机约50%的国家政策目标一致，显示发电结构显著转型。液体燃料发电被完全替代，天然气仍为主要发电来源，但可再生能源作用日益增长。然而，由于容量因子相对较低，可再生能源总体占比仍有限。更激进的情景，如国家自主贡献（NDCs）延续情景和2060净零情景，表明能源行业显著转型。太阳能到2060年可能占总发电量的75%，得益于持续成本下降和技术进步。同时，配备碳捕集与封存（CCS）的燃气电站将继续提供稳定电力以支撑电网稳定性和可靠性。这一设想转变需要可再生能源装机大幅增长，以及对电网、灵活性措施和储能技术的大量投资。可变可再生能源份额增长支撑了混合能源系统和储能集成的需求，特别是在电信基站等分散应用中。这些发展还凸显了混合可再生能源系统通过以下方式支持沙特阿拉伯能源转型的关键作用：增强电网灵活性和韧性；支持高可再生能源渗透率；减少对化石燃料的依赖；实现分散和可持续能源解决方案。本研究由电信行业对可持续、可靠和低排放能源系统日益增长的需求驱动，调查沙特阿拉伯混合可再生能源系统的集成NPC技术经济优化和年运行CO₂排放评估框架。对于沙特电信基础设施，评估替代供电系统需考虑可再生资源地理差异、运行负荷曲线变化、电网可用性假设以及已安装可再生能源容量的潜在再利用。这些考量促使对替代系统架构及其经济、财务和运行排放性能进行一致比较评估。相关文献和剩余研究差距在第2.3节中批判性审视。本研究的主要贡献在于其比较评估设计及在地理分布电信基础设施中的应用，而非开发新的优化算法。HOMER Pro作为成熟的仿真优化工具，用于在指定技术和经济假设下识别最小净现值成本配置。因此，方法学贡献是在共同建模基础上对不同供电情景进行结构化比较，随后对其经济、财务、可再生能源和年运行CO₂排放性能进行一致评估。具体贡献总结如下：比较评估框架：建立一致的四情景比较，涵盖传统柴油-电池参考系统、独立NPC优化的独立和并网混合系统，以及受约束的并网固定光伏情景。后者保留独立优化期间选定的光伏容量，以考察电网互联后保留先前规模可再生能源资产的后果，而非独立重新优化其容量。多站点应用：评估应用于沙特阿拉伯五个地理区域的70个沙特电信公司（STC）站点。站点导出的小时负荷曲线归一化至67.2 kWh/天的共同平均需求，同时保留其时间变化，基于坐标的可再生资源输入用于支持受调查地点间资源和配置相关差异的受控比较。综合性能评估：净现值成本作为独立优化配置的唯一优化目标。由此产生的系统随后使用平准化能源成本、运行成本、初始资本成本、投资回报率、内部收益率、投资回收期、可再生能源比例和年运行CO₂排放进行评估。这种区分使生命周期成本最小化能够与投资性能和运行减排分开评估。敏感性和决策支持评估：在两个选定站点进行确定性敏感性分析，考察财务假设、可再生资源、电力需求和项目寿命对经济性能的影响。结合跨站点比较，分析提供了在采用建模假设下与电信电力系统规划相关的权衡的情景依赖性证据。研究理由和目标：沙特阿拉伯电信基础设施因数字化转型和2030愿景战略而快速增长。许多电信基站位于电力获取有限的地区。传统上使用柴油发电机，运行成本高且CO₂排放高。利用丰富的太阳能潜力和可再生能源目标，混合可再生能源系统已成为为电信系统供电的可行且经济的替代方案。电信站点通常偏远，电网连接差，燃料成本高，依赖柴油发电机。可再生能源的采用增加了太阳能和风能资源间歇性和可变性以及系统规模设计以实现电信应用高可靠性方面的复杂性。金融部门还面临燃料价格和资本成本的不确定性。将可再生能源整合到公用事业网络还引入了电压分布和电力系统运行考量，如通过配电网络仿真中光伏和风力发电集成所研究的。先前研究已证明可再生能源电信供电的技术和经济潜力，但这些调查的范围和比较框架仍存在重要差异。例如，Asghar等评估了沙特阿拉伯朱拜勒电信塔的独立混合可再生能源系统，使用站点级运行信息。其发现证明了在受调查独立条件下降低电力成本和排放的潜力。其他研究考察了可再生能源集成、储能和相关电信能源应用。此外，Kushwaha和Bhattacharjee调查了印度家庭和电信负荷的混合可再生系统，纳入调度策略比较和技术、经济、环境及社会指标。这些贡献确立了电信混合能源优化和环境评估本身并非新概念。然而，在一致的跨站点评估框架下对替代电信供电安排的具体比较仍是重要的调查领域。特别是，已审查的沙特电信研究未提供对传统柴油-电池参考、独立NPC优化的独立和并网架构以及保留独立优化选定光伏容量的受约束并网情景的相同组合评估。最后一种情景与评估电网接入可用时保留先前规模可再生能源资产而非独立重新优化其容量的经济和运行后果相关。此类比较可揭示最小生命周期成本、平准化电力成本、运营支出、投资性能、可再生能源比例和年运行CO₂排放之间的权衡。为调查这一未解决的研究差距，本研究在一致需求和经济学假设下评估沙特阿拉伯五个区域的70个地理分布电信站点。特别关注区分独立优化系统与受约束固定光伏资产保留情景。近期研究还证明了将技术经济评估扩展到确定性参数变化之外的价值。例如，一项柴油-可再生混合电力系统研究结合了传统敏感性分析与蒙特卡罗模拟和基于机器学习的财务风险驱动因素识别。此类方法为评估未来电信能源规划中的不确定性提供了有用背景。然而，本研究限于选定站点的确定性敏感性分析，未量化所有70个地点的概率财务风险或不确定性。这一区分界定了当前发现的范围，并将概率风险评估确定为未来调查方向。为应对已识别的研究差距，本研究追求以下目标：使用最小NPC作为优化准则确定传统、独立和并网系统架构的最优规模和小时调度；在70个具有地理和资源多样性的实际电信站点进行大规模比较研究；使用互补的经济、财务、可再生能源和运行排放性能指标评估所得系统配置，包括LCOE、OPC、ICC、ROI、IRR、PBP、可再生能源比例和年运行CO₂排放；对贴现率、通胀率、太阳辐照度、风速、电力负荷和项目寿命进行确定性敏感性分析，评估其对NPC和LCOE的影响；为潜在电信能源系统部署提供情景依赖的技术经济见解。本评估基于站点导出的小时负荷曲线归一化至共同平均需求、基于坐标的可再生资源数据以及受调查地点间一致的经济学假设。并网情景假设在指定购电和售电电价下电网持续可用，而受约束固定光伏情景代表光伏容量保留而非独立并网容量优化。报告的CO₂排放限于柴油发电和电网电力进口相关的年运行排放。敏感性分析为确定性且限于选定站点。因此，发现应解释为采用假设下的比较建模结果，而非现场验证的部署预测或概率风险估计。

研究背景方面，全球能源转型与数字化进程推动电信行业电力需求快速增长，4G/5G网络部署使基站能耗显著上升，而偏远及弱电网地区站点仍高度依赖柴油发电机，导致高运行成本与温室气体排放。单源可再生能源系统虽环境友好，但受间歇性制约，难以满足电信负荷对连续可靠供电的要求。混合可再生能源系统（HRES）通过整合光伏（PV）、风能、柴油发电机（DG）与电池储能（BESS），为电信基础设施提供了兼顾可靠性、经济性与可持续性的潜在方案。然而，现有沙特电信领域研究多基于特定系统架构、单站点或有限指标，缺乏在一致跨站点框架下对传统柴油-电池（DG–B）参考系统、独立NPC优化离网与并网架构、以及保留独立优化光伏容量的受约束并网情景的组合比较。本研究即针对这一空白，在沙特阿拉伯五个区域70个电信站点开展技术经济优化与年运行CO₂排放评估。

研究人员采用HOMER Pro作为仿真与优化工具，以最小净现值成本（NPC）为唯一优化目标，对四种情景进行建模：传统DG–B、独立DG–PV–W–B、优化并网Grid–PV–W–B、受约束并网Grid–Fixed PV–W–B。研究数据来源于沙特电信公司（STC）70个站点的运行负荷数据，归一化至共同平均需求67.2 kWh/天，可再生资源数据基于站点经纬度从NASA衍生数据库获取，经济参数采用名义贴现率4.25%、通胀率1.70%、项目寿命25年。技术方法上，光伏采用LONGi LR6-72PE 370 W组件，电池采用通用锂离子模型（G-LI-ASM），风机从八种候选模型中选定Bergey Excel 10（10 kW），柴油发电机采用线性燃料曲线，并网情景采用 flat 购电电价0.05867 $/kWh与售电电价0.01333 $/kWh。敏感性分析在Al Darb（S2）和Al Duwadimi（C21）两个站点对贴现率、通胀率、太阳辐照度、风速、电力负荷和项目寿命进行确定性分析。

研究结果显示，传统DG–B系统平均LCOE为0.2778 $/kWh、NPC为0.12541 M$、OPC为6573.24 $/yr，年运行CO₂排放平均20.820吨/站点。独立混合系统平均LCOE降至0.11896 $/kWh、NPC降至0.05371 M$、OPC降至1415.61 $/yr，较DG–B分别降低57.2%、57.2%和78.5%，年运行CO₂排放降至1.406吨/站点（降低93.25%），可再生能源比例平均93.86%；其中DG–PV–B为多数站点最优配置，风机仅在11个站点被选中。优化并网Grid–PV系统平均NPC最低，为0.02263 M$（较DG–B降低82.0%），LCOE为0.04925 $/kWh，OPC为945.66 $/yr，年运行CO₂排放9.371吨/站点；风机与电池在所有并网站点均未被选中。受约束Grid–Fixed PV系统平均LCOE最低（0.03822 $/kWh）、OPC最低（717.87 $/yr），但NPC较高（0.02748 M$），年运行CO₂排放7.488吨/站点，可再生能源比例68.95%。财务指标方面，独立系统相对DG–B的平均ROI、IRR、PBP分别为15.67%、19.79%、5.02年；优化并网系统相对纯电网参考的平均ROI、IRR、PBP分别为5.44%、8.05%、10.28年；受约束固定光伏并网系统分别为1.31%、2.21%、20.16年。敏感性分析表明，贴现率升高降低NPC但提高LCOE，通胀率升高提高NPC但略降LCOE，太阳辐照度和风速增加均降低NPC与LCOE，负荷增加提高NPC但略降LCOE，项目寿命延长提高NPC但降低LCOE。

讨论部分指出，无单一配置在所有性能指标上最优。在假设电网持续可用和固定电价结构下，优化Grid–PV为最小NPC并网方案，独立配置相对DG–B参考展现出不同的投资回报和运行排放特征，受约束Grid–Fixed PV情景量化了电网互联后保留先前规模光伏容量的后果，不应解释为独立优化的替代方案。研究结论翻译如下：本研究对沙特阿拉伯南部、中部、东部、北部和西部五个区域70个电信站点的供电方案进行了基于NPC的技术经济优化和运行排放性能评估，考虑四种情景：传统DG–B参考系统、独立DG–PV–W–B系统、NPC优化Grid–PV–W–B系统和受约束Grid–Fixed PV–W–B系统。分析表明，优选系统架构高度依赖电网可用性、可再生资源条件、电价、资本需求和决策者经济性。传统DG–B系统因持续使用柴油燃料、发电机维护和组件更换而效果最差，其平均LCOE、NPC和OPC分别为0.2778 $/kWh、0.12541 M$和6573.24 $/yr。可再生能源集成显著改善了这些指标。独立混合系统的平均LCOE、NPC和OPC分别为0.11896 $/kWh、0.05371 M$和1415.61 $/yr，较传统DG–B系统分别降低约57.2%、57.2%和78.5%。基于NPC的独立优化在多数站点选择DG–PV–B，风机仅在局部风资源具有经济价值的站点保留，从而强调风电站点特定集成的重要性。在并网站点，最小NPC方案在假设电网持续可用、固定购电电价和售电条件下未包含风机或电池。优化Grid–PV系统平均NPC最低，为0.02263 M$，平均LCOE为0.04925 $/kWh，OPC为945.66 $/yr，因此在采用假设下代表最小生命周期成本并网方案。受约束Grid–Fixed PV配置平均LCOE最低，为0.03822 $/kWh，OPC为717.87 $/yr，但平均NPC较高，为0.02748 M$，因为光伏容量继承自独立设计。由于HOMER Pro将售电纳入LCOE能量分母，报告的较低LCOE部分反映出口电力，并不表明供应电信负荷的生命周期成本更低。财务评估揭示了生命周期成本最小化与投资盈利能力之间的重要差异。相对DG–B参考系统，独立配置平均ROI、IRR和PBP分别为15.67%、19.79%和5.02年，这些结果源于替代柴油发电实现的显著燃料和维护节约。相对纯电网参考系统，优化Grid–PV配置平均ROI、IRR和PBP分别为5.44%、8.05%和10.28年。使用相同纯电网参考，受约束固定光伏并网配置平均ROI、IRR和PBP分别为1.31%、2.21%和20.16年。由于这些财务指标依赖参考系统，其值在各情景内解释，而非在独立和并网架构间直接排序。总体而言，更大光伏规模导致更低电力消耗和更低年运营支出，但在所选电价制度下并不总是带来更高货币化收益。年运行CO₂排放评估显示，可再生能源集成到电信电力系统后排放大幅降低。传统DG–B系统平均运行排放约20.820吨CO₂/yr/站点。独立混合系统将平均运行排放降至约1.406吨CO₂/yr/站点，优化Grid–PV和受约束Grid–Fixed PV系统平均分别为约9.371和7.488吨CO₂/yr/站点。这些结果仅反映柴油发电机运行和进口电网电力相关排放，未评估组件制造、运输、安装、更换和报废处理相关的隐含及运行排放，因此报告值不应解释为全生命周期温室气体排放。选定站点的确定性敏感性分析表明，NPC和LCOE对贴现率、通胀率、太阳辐照度、风速、电力负荷和项目寿命变化作出响应。结果验证了技术经济性能随资源和财务条件变化。更高太阳辐照度增加光伏发电，总体降低电网购电、柴油使用、NPC和LCOE。随着风速增加，风电配置竞争力增强，但仅在最优独立风电站点仍为经济可行选项。更高电力负荷导致更高能源生产需求、燃料/电网购电、组件容量、NPC和运营支出。未来成本现值随贴现率和通胀率显著变化，从而对项目随时间相对排序产生重大影响。项目寿命越长，资本利用越好，可能因初始投资在更长期间分摊而降低LCOE，这也意味着更换和维护成本在更长期间分摊。结果表明系统建议取决于所采用的经济、资源、电价和寿命假设，不具普遍适用性。由于敏感性分析在两个有意选定站点进行，这些参数响应趋势不应解释为区域或全国敏感性评估。当前敏感性评估为确定性，不构成概率不确定性分析。此外，虽然小时负荷曲线源自电信站点运行数据，优化配置及相关技术经济和运行排放结果为基于仿真的，未经所提系统现场运行验证。因此，结果应解释为采用假设下的比较建模结果，而非经验证的全国部署预测。无单一配置在所有性能指标上提供最有利结果。在假设电网持续可用和电价结构下，优化Grid–PV配置代表最小NPC并网方案，而独立配置相对其DG–B参考表现出不同投资回报和运行排放特征。受约束Grid–Fixed PV案例量化了电网互联后保留先前规模光伏容量的后果，不应解释为独立优化替代方案。总体而言，发现提供了可再生能源集成在受调查电信站点降低柴油依赖、生命周期成本和年运行CO₂排放潜力的情景依赖性证据。其对其他站点或全国部署的适用性取决于实际站点需求、电网可靠性、资源条件、电价、组件成本和其他局部运行条件。总体而言，该框架应解释为单目标基于NPC的优化后接多指标性能评估。LCOE、OPC、ROI、IRR、PBP、可再生能源比例和年运行CO₂排放用于表征系统性能的互补维度，未被作为同时优化目标。发现受若干建模假设约束。站点导出的小时负荷曲线归一化至67.2 kWh/天以进行一致跨站点比较，而非代表各站点原始电力需求规模。并网情景假设电网持续可用和固定购电与售电电价，未考虑电网中断或分时电价。此外，敏感性分析为确定性且在两个选定站点进行，而非所有70个地点。最后，所提系统配置及其性能通过HOMER Pro仿真评估，未经现场验证。因此，报告发现应解释为采用假设下的比较建模结果，实际部署前需站点特定验证。此外，小时仿真框架未评估亚小时功率波动、电源切换延迟、逆变器同步、电压和频率稳定性或保护协调；因此，实际运行扰动下不间断电信服务需额外动态分析和现场验证。未来工作应调查柴油价格、组件成本、电网电价、可再生资源变异性和电网可用性的概率不确定性，以确定相对经济排序在变化运行条件下是否稳健。实际和部署启示方面，结果为本研究评估条件下电信能源规划提供了实际启示。在电网持续可用和采用购售电电价站点，优化Grid–PV配置代表最小NPC并网方案。对于电网连接不可用或不实际的地区，独立DG–PV–B和DG–PV–W–B配置可大幅降低柴油依赖和年运行CO₂排放。受约束Grid–Fixed PV分析进一步表明，电网互联后保留先前安装光伏容量可降低电网能源依赖和运行排放，但不一定最小化总NPC或最大化投资性能。这些发现以采用的负荷、资源、组件成本、电价和电网可用性假设为条件，部署前应针对站点特定条件评估。补贴、碳定价、税收激励和融资机制等政策工具未被明确建模，因此不在当前分析范围内。