能源基础设施未来：美国西部互联电网跨尺度预期电厂选址多尺度评估

《Earth's Future》：Energy Infrastructure Futures: A Multiscale Evaluation of Projected Power Plant Siting Across the Western Interconnection

　　

美国西部互联电网（Western Interconnection）正面临前所未有的挑战，表现为峰值能源需求可预测性降低、发电资源日益多样化，以及受人工智能、超大规模计算和电气化推动的快速增长的负荷。在日益加剧的不确定性和波动性下，预测未来发电开发位置对维持强健且具韧性的电网至关重要。研究人员采用集成人类-地球系统模型、小时级负荷模型、地理空间电厂选址模型和小时级电网运行模型的多部门多尺度建模框架，评估2020至2055年八种替代未来情景下的电厂格局演变。这些未来情景涵盖大范围但合理的气候条件、排放约束以及经济、技术和人口增长假设。研究发现，地方级开发在这些未来情景间按发电类型和容量部署均存在显著差异。鉴于本地选址驱动因素，西部互联电网特定区域无论未来情景如何均预期出现大量容量开发。研究人员进一步确定，预期电厂位置受并网电力系统成本的影响强于受区位能源电价驱动收入的影响。

研究背景与动机

美国西部互联电网覆盖亚利桑那、加利福尼亚、科罗拉多、爱达荷、蒙大拿、内华达、新墨西哥、俄勒冈、犹他、华盛顿和怀俄明十一州，当前承受极端天气影响、人工智能与超大规模计算带来的需求不确定性、并网瓶颈以及可变可再生能源（Variable Renewable Energy, VRE）占比上升等多重压力。十年前年均负荷增长近乎停滞，而新估计显示未来十年美国总能耗可能增长53%，同时既有基础设施老化、近期退役机组多为可调度化石能源，使得长期规划必须在不确定条件下同时处理土地、人类、能源与水的动态交互。传统长期能源规划模型空间分辨率粗（国家/区域级），难以刻画影响落地的细粒度约束；既有选址研究多依赖历史数据的多准则决策或机器学习，无法充分表征未来政策、气象与社会经济演化。因此，研究人员构建开源集成建模框架，在2020至2055年跨八情景模拟西部互联电网电厂景观演变。

主要技术方法

研究人员采用因子式情景设计，天气侧以耦合模式比较计划第六阶段（CMIP6）温度敏感性将全球环流模型（Global Circulation Model, GCM）分为偏热与偏冷组，在ERA5再分析边界上用天气研究与预报模型（WRF）动力降尺度至12公里，生成辐射强迫4.5 W/m²（中等排放约束、中度干热）与8.5 W/m²（无排放约束、重度干热）各含冷热变体的四套小时气象；社会经济侧配对共享社会经济路径（Shared Socioeconomic Pathways, SSP）3低增长与SSP5高增长，构成八情景。模型链包括：GCAM-USA给出州级容量扩展；Helios由小时气象与人口投影算供热供冷度时（HDH/CDH）驱动负荷曲线；TELL算小时负荷；reV给风光小时出力；CERF（Capacity Expansion Regional Feasibility）在1 km²网格上依据地理空间适宜性层与净区位成本（并网成本IC vs 区位边际电价LMP净运营价值）落点；TEP/GO（Transmission Expansion Planning / Grid Operations）算输电扩展与小时运行及LMP；最后用随机森林（Random Forest, RF）配SHAP解释IC与LMP特征重要性。样本基础年为2015年EIA电厂数据，退役按州-技术自老至新递减，水电静态。

研究结果

3.1 州级容量扩展结果：在SSP5下，中度干热有排放约束（rcp45）情景多数州容量部署高于重度干热无约束（rcp85），源于电气化与可再生部署需求推高容量；亚利桑那因空调基数与建筑需求在rcp85反而最高。rcp45下加州、内华达、犹他以光伏为主，科罗拉多、蒙大拿、新墨西哥、怀俄明以风电为主；rcp85下转向天然气联合循环（Natural Gas Combined Cycle, Gas CC）等气电。GCM冷热敏感性对州级扩展影响较小。

3.2 局部尺度电厂景观演变：CERF落点显示天气/排放情景是空间格局主驱动。rcp45推动蒙大拿、北加州等非历史风电区大规模风机；rcp85总量低且气电占比高、单点容量密度大。以丹佛局部图为例，rcp45城郊大面风光、rcp85城区周边气电聚集， hotter GCM变体在rcp85下使城周气电明显增加。

3.3 跨情景选址密度变异：将1 km落点聚到50 km网格做双变量 Choropleth（情景数×平均容量）。全技术中深紫（四情景均开发且均值>5000 MW）少于20处：东南华盛顿近天然气、怀俄明与科罗拉多东部风电、南加州光伏为典型热点；加州与东南华盛顿有≤5000 MW但四情景一致的中强度带；内华达中部、蒙大拿中部、新墨西哥部分偏远区始终无开发（适宜但IC高未中选）。

3.4 经济选址驱动特征分析：RF+SHAP表明除80 m风电外，IC特征重要性均高于LMP，Gas CC、光伏、高轮毂风电IC-LMP差最大；80 m风电早期近变电站适宜地多、LMP略占优，随轮毂升至100/120/140 m适宜带远移、IC超越LMP并递增。各技术IC绝对SHAP均值约0.20至0.35，LMP约0.05至0.22；rcp45比rcp85略抬升LMP重要性但幅度<10%，证明技术适宜性约束与并网点可用性是选址定义因子。

讨论与结论翻译

讨论指出CERF当前未计入土地购置、保险、环境评估、农光互补机会成本等经济项，地理空间层除人口密度外均为静态，未耦合动态水资源、灾害与土地利用演变，且建模链不确定性传递未量化，系后续方向。结论部分译文：电网正面临峰值需求不确定性增加、可调度资源退役与极端天气扰动等挑战，理解各类电厂基础设施在何时何地并网对稳健规划至关重要。研究人员呈现的集成多部门多尺度框架在2020至2055年八情景下投影西部互联电网电力基础设施景观演变，发现情景驱动的差异主要由容量扩展计划中的发电量与类型及低IC可用地决定；有排放约束高电气化情景下南加州光伏与东部风电（含蒙大拿集群）持续布局，无约束情景2055总容量较小且气电为主，地方土地利用影响分化。南部加州（光伏）、东南华盛顿（气电）、东部高资源风电区为跨情景一致热点。并网成本（IC）因适宜性土地约束或大量部署竞争，比区位边际电价（LMP）更具影响力；意味着降低IC的输电扩展将提升LMP相对作用，对需冷却水的热电技术尤为显著。该研究发表于《Earth's Future》。