《Energy Strategy Reviews》：Combination of non-linear optimization methods for achieving firm electricity from renewables at low costs globally
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为实现向完全可再生能源系统的转型，残余负荷——即尚未由可再生能源产生的负荷部分——必须由可再生电力替代。光伏发电（PV）因其可能实现低电价而备受关注，但由于其间歇性（尤其是季节性波动），稳定光伏电力仍然昂贵。研究人员描述并应用了一种两阶段非线性优化方法：第一阶
为实现向完全可再生能源系统的转型，残余负荷——即尚未由可再生能源产生的负荷部分——必须由可再生电力替代。光伏发电（PV）因其可能实现低电价而备受关注，但由于其间歇性（尤其是季节性波动），稳定光伏电力仍然昂贵。研究人员描述并应用了一种两阶段非线性优化方法：第一阶段确定不同地点太阳能发电容量的最优配比，以近似匹配给定负荷模式，结果表明当结合南北半球及多个时区的站点时效果最佳；第二阶段利用第一阶段确定的站点组合，寻找光伏与储能的成本最优配置，以提供满足给定负荷的稳定电力。对于欧盟或线性负荷等常见负荷模式，若利用全球发电站点，稳定电力成本可低于20美元/兆瓦时（不含输电）；若计入输电成本，根据2034年高、低学习率情景，分别增加34.8美元和48.9美元。全球正在规划和建设长距离海底电缆，这将促进技术学习并降低成本。研究人员讨论了多个太阳能发电站点组合及其含输电的电力成本示例，具体取决于预期学习率。该方法有助于识别可再生能源稳定且经济的配置方案，并为必要的远距离输电基础设施规划提供参考。研究人员还以现有海底电信电缆已知路由为例，展示了一条可构建的洲际电力电缆。
**研究背景与问题**
为实现全球能源系统向完全可再生电力的转型，如何处理残余负荷——即尚未由可再生能源满足的电力需求——成为核心挑战。光伏发电系统成本持续下降，使其成为极具潜力的技术路径，但光伏电力的间歇性特征，特别是高纬度地区冬季日照骤降导致的季节性波动，使得稳定供电成本居高不下。以欧洲为例，北纬40°地区冬季三日平均日照强度仅为夏季的15%，北纬50°降至7%，北纬60°仅余2%。这种剧烈的季节性差异导致纯光伏稳定供电在欧洲成本极高，成为制约可再生能源全面替代的关键瓶颈。
现有解决方案多聚焦于区域内多种可再生能源组合、储能配置及加强区域内电力贸易，但欧洲内部的太阳能与风电组合仍面临显著的风力波动和季节性日照差异问题。跨半球电力贸易以平衡季节性差异的思路已被提出，但缺乏系统性的优化方法和全局成本评估。此外，非线性优化方法在处理多节点电力系统或高时间分辨率可变再生能源时，往往面临计算时间过长的问题，单个完全耦合模型可能需要数年才能完成优化。
**研究开展与核心结论**
研究人员开发并详细阐释了一种两阶段非线性优化方法，以攻克上述难题。该方法将地理优化分布识别与成本最小化分阶段处理，有效克服了计算瓶颈，将计算时间从数年缩短至数日。研究以欧盟负荷曲线和德国残余负荷为应用案例，系统分析了全球光伏站点组合实现低成本稳定电力的可行性与经济性。
核心结论表明：通过优化组合南北半球及多个时区的光伏站点，可将储能及发电容量需求降低56%以上；对于欧盟典型负荷模式，稳定电力发电成本可降至18美元/兆瓦时（不含输电），含输电成本后约为30美元/兆瓦时；对于线性负荷，成本通常比欧盟负荷低约25%。跨洲互联方案的稳定电力成本约为德国残余负荷供电方案的三分之一至二分之一。该研究成果发表于《Energy Strategy Reviews》期刊，对全球能源转型具有重要指导意义，为构建经济可行的远距离输电基础设施提供了量化依据。
**关键技术方法**
研究采用两阶段非线性优化方法，第一阶段通过最小二乘法确定不同光伏站点的最优容量配比，使组合发电量最优逼近给定负荷曲线；第二阶段基于第一阶段确定的站点组合，利用发电-储能等值线（G-S isoline）方法求解光伏装机容量与储能容量的成本最优配对，生成32组可保证全年稳定供电的（G,S）组合，并通过资本回收系数计算各组合的年均电力成本。数据方面使用NASA MERRA-2数据库40年时间序列的每小时气象数据、欧洲输电系统运营商联盟（ENTSO-E）的欧盟小时负荷数据，以及德国联邦网络管理局（Bundesnetzagentur）的SMARD残余负荷数据。研究选取93个全球站点进行欧盟负荷模拟，并以20个欧洲-南美洲站点组合展示单条跨洲电缆方案。输电成本估算基于SunCable、Great Sea Interconnector等实际项目参数，结合Wright学习曲线进行2034年及2046年成本预测。
**研究结果**
**满足欧盟负荷曲线**
研究人员首先以288个全球站点中的53个欧盟站点进行初始逼近，结果呈现夏季严重过剩、冬季严重不足的特征，揭示了仅依赖区域内或邻近地区（如中东、北非）光伏供电的根本局限。随着优化迭代推进，算法逐步降低欧洲本地光伏比重、增加南半球站点容量，逼近效果持续改善。采用49个全球站点（遍布多纬度、多经度）的组合可高度匹配欧盟负荷的日变化与季节变化，有效消除长时低日照期（Dunkelflaute）。该49站点配置需5072千瓦峰值光伏容量及273195千瓦时储能，对应因子为19.6%，但储能成本高昂导致电力成本达132美元/兆瓦时。
经等值线优化后，光伏容量增至6377千瓦峰值（提升24%），储能需求骤降至2182千瓦时（仅为初始值的0.4%），稳定电力成本降至18美元/兆瓦时，降幅达7倍。93站点迭代优化过程中，各阶段均呈现发电容量与储能容量的同步下降（见表2），最终配置中墨西哥单站最高占比7%，阿根廷一国最高占比15%，无主导性站点或国家。研究还发现，线性负荷因24小时连续特征，其优化成本通常比欧盟负荷低约25%；多数配置因站点地理分散，不受同一低气压系统影响，可可靠提供稳定电力。
**含输电成本的德国残余负荷估算**
针对德国残余负荷，研究人员设计了欧洲-南美洲跨洲电缆方案，沿现有EllaLink电信电缆路由，连接葡萄牙与巴西，并纳入阿根廷高纬度站点（41.5°S）以实现季节性互补。该配置包含巴西、乌拉圭、阿根廷、葡萄牙、比利时、德国六国共20个站点。
优化结果显示：德国残余负荷供电成本为67.8美元/兆瓦时，需10843千瓦峰值光伏容量及29059千瓦时储能；而光伏仅分布于全欧洲时，需56338千瓦峰值光伏及75846千瓦时储能，成本高达242.3美元/兆瓦时。跨洲方案降低成本的机制在于：南美洲夏季发电高峰恰好弥补欧洲冬季低谷，且阿根廷-欧洲间2.5个时区差进一步优化了日内匹配。若近似完整欧盟负荷，该配置成本为42.8美元/兆瓦时，显著低于德国残余负荷，因后者受风电与光伏剧烈波动影响更大。
当前输电成本约为49美元/兆瓦时（葡萄牙-巴西），对应总成本74.7-85.1美元/兆瓦时。考虑XLCC与SunCable等海底电缆工厂扩产带来的学习效应，假设2034年学习率为0.83-0.9，电缆成本可降至当前的18%-38%；2046年输电成本预计降至7.9-17.3美元/兆瓦时。基于58站全球最优配置（B49），含9200千米平均输电距离的总成本约31-46美元/兆瓦时。
**讨论总结与结论翻译**
研究指出，欧洲正大规模部署国内光伏与风电，并投资扩展电网及氢能运输基础设施，但高纬度地区（如北纬25°以上）本地稳定光伏电力成本仍高。跨半球互联虽带来相互依赖，但这种依赖具有双向互济特征，相较当前单向能源依赖可显著提升供应安全性，此种能源安全水平前所未有，具有高度吸引力。
研究建议沿现有EllaLink电信电缆路由建设欧洲-南美洲洲际电缆，巴西是福塔莱萨登陆点，但更关键的连接点在于阿根廷等高纬度地区以实现季节性互补。HVDC陆地线路已存在或规划中，约占该方案站点的三分之二，相关国家有望参与新电力贸易。
全球系统中，625条电缆可满足2050年约20太瓦全球电力需求，单条容量将从2吉瓦提升至10吉瓦。随着电压等级年均10%提升、铠装技术与仿真测试进步，海底电缆技术快速成熟。澳大利亚-亚洲、欧洲-非洲等互联项目推进将加速经验积累与成本下降。
研究同时指出未来研究方向：需深入比较电力电缆与氢能运输（管道或船舶）等不同长距离能源输送技术的经济性；当前工作可扩展至以不同能源运输方式逼近负荷曲线的场景。跨站点配置在数十年间经多天气模式验证可保证供电稳定性，证明长距离互联是克服长时低发电期的有效工具。南北半球站点组合对所有参与国均具效益，随着技术成熟与成本显著下降，可再生能源稳定电力的经济可行性正逐步实现。
**研究结论**
"通过优化组合全球光伏站点与储能配置，该方法可将高纬度地区稳定光伏电力成本从超过132美元/兆瓦时降至约18美元/兆瓦时（发电）及30美元/兆瓦时（含输电），证明跨半球多时段互联是实现全球低成本可再生能源稳定电力供应的关键路径，将为必要的长距离输电基础设施规划提供决策支持。"
