厄瓜多尔电力发电的结构性脆弱性与温室气体排放（2003-2024）：一种诊断方法

《Electronics》：Structural Vulnerabilities and GHG Emissions in Ecuador’s Electricity Generation (2003–2024): A Diagnostic Approach

　　

本研究对厄瓜多尔的电力发电（2003-2024年）进行了全面诊断，重点关注结构性脆弱性、燃料依赖以及发电产生的温室气体（GHG）排放。研究人员分析了电网的技术组成，包括装机容量和有效容量，以及化石燃料和有机燃料的份额，以构建一个连贯的分析框架。根据2006年IPCC指南，研究人员从非传统可再生能源（NCRE）和非可再生能源（NRE）的燃料消耗中估算了GHG（即CO₂、CH₄和N₂O）。转换为CO₂当量时，采用了AR5全球变暖潜势（GWP）因子，与AR6一致。结果显示了每种气体及其对应CO₂当量的年度序列，表明NRE主导CO₂排放，而NCRE显著贡献了CH₄和N₂O。尽管装机容量有所扩张，但有效容量仍存在差距，反映了厄瓜多尔电力发电系统的结构性脆弱性，包括对水文变异性（本研究中指Kraftnōt，即因不利水文条件导致水电发电减少所造成的电力短缺）的暴露、热力备用不足、水电站高度集中、化石燃料补贴波动以及多样化有限。本手稿基于年度CO₂、CH₄和N₂值及其CO₂当量，提供了技术和定量基础，以指导未来在国际气候承诺和可持续电力转型背景下加强NCRE整合的脱碳情景。

**论文解读：厄瓜多尔电力发电的结构性脆弱性与温室气体排放（2003-2024）**

**研究背景与问题**
全球气候变化推动了能源系统脱碳转型，厄瓜多尔作为发展中国家，其电力系统面临日益严峻的挑战。截至2024年底，电力中断频繁发生，造成社会经济影响，暴露出电力供需之间的结构性不稳定。这一问题因高度依赖水电而加剧，水电极易受水文循环变异（尤其是不规则循环）的影响，气候变化进一步放大了这种脆弱性。为描述这一现象，研究人员引入了“Kraftnōt”一词（源自日耳曼语，意为能源短缺或临界状态），指代极端水文扰动期间的电力短缺。此外，国家电网仍依赖化石燃料热电发电（如燃油、柴油、天然气等），而这些燃料受到补贴，其价格和可用性波动大。气候脆弱性、化石燃料依赖与经济扭曲的组合削弱了电力系统的长期可持续性，阻碍了低温室气体（GHG）排放电力模式的发展。厄瓜多尔作为发展中国家，面临财政、技术和社会挑战，快速能源转型困难，且历史上通过财政刺激维持社会经济稳定，反而加深了对热电技术的依赖，减少了低GHG排放技术的投资。尽管自1992年起加入《联合国气候变化框架公约》（UNFCCC），但国家能源政策仍优先考虑化石燃料技术，边缘化非传统可再生能源（NCRE）的整合，原因在于缺乏支持其逐步广泛推广的法规和激励措施。现有研究对厄瓜多尔电力系统的评估有限，官方规划工具（如电力总体规划，PME）未报告GHG排放，国际数据库的估算基于全球模型，缺乏国内官方数据验证。因此，本研究旨在系统整合发电技术、燃料消耗、装机与有效容量以及实际GHG排放，为脱碳策略提供坚实基础。论文发表在《Electronics》。

**主要技术方法**
本研究基于官方公共统计数据，主要来自2003–2024年间的多个电力总体规划（PME）及补充官方统计。研究人员首先获取年度燃料消耗数据（以吨油当量，TOE表示），并按发电来源（NCRE和NRE）及其燃料类型进行分解。NCRE包括生物质（甘蔗渣）和沼气（有机废物处理），NRE包括燃油、柴油2、石脑油、天然气、石油残渣、原油和液化石油气（LPG）。常规可再生能源（CRE）因不消耗污染燃料而被排除在排放清单之外。燃料消耗数据转换为太焦耳（TJ）后，采用2006年IPCC指南的默认排放因子，分别估算CO₂、CH₄和N₂O的排放量（以千吨，kt计）。随后，利用IPCC第五次评估报告（AR5）的全球变暖潜势（GWP）因子（CO₂：1，CH₄：28，N₂O：265），将三种气体转换为CO₂当量（CO₂-eq）。该方法提供了2003–2024年逐年详细的GHG排放估算。

**研究结果**
**5.1 CO₂排放**：NRE的CO₂排放主导整个时期，均值（μ）为6109.85 kt，标准差（σ）为1649.63 kt，最小值为3036.73 kt（2003年），最大值为8676.74 kt（2015年），2024年记录为8264.30 kt。NCRE的μ=999.91 kt，σ=344.61 kt，序列从0 kt（2003年）增至1276.35 kt（2024年），特定最大值为1563.48 kt（2005年）。NRE与NCRE的均值比率为6.11，2024年为6.47，表明两者差距显著。
**5.2 CH₄排放**：NCRE和NRE的CH₄排放量接近，尤其在2011–2015年间。NRE的μ=0.22 kt，σ=0.06 kt，最小0.11 kt（2003年），最大0.31 kt（2024年）。NCRE的μ=0.3 kt，σ=0.1 kt，从0 kt（2003年）增至0.38 kt（2024年），最大0.47 kt（2005年）。在22个观测年中，NCRE有16年（72.73%）大于或等于NRE，表明NCRE在CH₄排放中贡献显著。
**5.3 N₂O排放**：两种来源的N₂O排放均低且接近。NRE的μ=0.04 kt，σ=0.01 kt，最小0.02 kt（2003年），最大0.06 kt（2024年）。NCRE的μ=0.04 kt，σ=0.01 kt，从0 kt（2003年）增至0.05 kt（2024年），多个年份达0.06 kt。NCRE在12个观测年（54.55%）中大于或等于NRE。
**5.4 CO₂-eq排放**：将三种气体转换为CO₂-eq后，NRE的年度中位数略高于5700 kt，最大值接近8700 kt（2015年）；NCRE的中位数约为1000 kt，从0 kt（2003年）逐渐增至超过1300 kt（2024年），峰值在2005年。百分位分析显示，CO₂-eq—CO₂在数量上主导，NRE分散度更大，NCRE轨迹稳定。CO₂-eq—CH₄和CO₂-eq—N₂O尽管绝对值较小，但NCRE在某些年份的贡献可达或超过NRE，表明基于生物质和沼气的可再生能源也产生直接排放。
**5.5 结果讨论**：CO₂方面，NRE与NCRE维持一个数量级差距，均值比6.11，2024年为6.47。而对于CH₄和N₂O，两者相对平衡：2024年NCRE贡献了54.8%的CH₄（0.38 kt）和45.31%的N₂O（0.05 kt）。2003–2024年间，NCRE在CH₄上超越或等于NRE的比例为72.73%，在N₂O上为54.55%。这种双重模式（CO₂差距显著，非CO₂气体接近）表明，脱碳不能仅用CO₂评估，必须整合所有GHG。此外，装机容量与有效容量之间的持续差距反映了系统结构性脆弱性，包括水电集中、化石燃料依赖、多样化不足。

**结论部分**
本研究对2003–2024年厄瓜多尔电力部门进行了详细的综合结构技术诊断，结合了装机容量与有效容量的演变、技术组成、燃料消耗以及发电阶段的GHG排放。结果证实，装机容量与可调度容量之间的持续差距是系统的结构性特征；Kraftnōt事件并非孤立异常，而是由水文变异性驱动的系统性脆弱性的反复表现。此外，热电发电作为补充而非备用的情况持续存在。从环境角度看，分析表明NRE来源主导CO₂气体分布，而NCRE技术虽然在绝对量上较小，但也贡献了相当数量的CH₄和N₂O，在某些年份甚至可与化石燃料来源持平或超越。这种双重模式表明，电力部门的脱碳不能仅以CO₂来评估，必须系统性地纳入所有GHG，包括来自生物质和沼气的净排放。结构上，研究期间装机容量的扩张并未转化为有效容量的同等改善，也未持续降低系统脆弱性。证据表明，大型水电项目的技术集中、对化石燃料的持续依赖以及发电组合的有限多样化，导致系统对供需失衡的韧性不足。这质疑了能源政策策略，应优先考虑基于可靠性和灵活性标准的真正技术组合多样化（尤其是NCRE），并加强考虑水文因素、减少化石燃料使用和确保供应安全的规划机制。最后，本研究计算的历史数据序列和排放估算为开发新的GHG减排情景和设计适合国家需求的能源政策提供了新颖的技术和定量基础。将本诊断与确定性模拟和多目标优化方法相结合，可为系统压力条件下的技术和监管配置比较分析提供信息。因此，本研究不仅记录了厄瓜多尔电力部门的当前脆弱性，还指出了设计更稳健、符合国际气候承诺的能源政策并迈向可持续能源转型的机遇。