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  化石燃料（fossil fuels）目前仍主导全球能源消费，但其产生的温室气体（GHG，Greenhouse Gas）排放是驱动气候平均状态随时间的变化的核心诱因，这使得向清洁、零碳能源的转型愈发紧迫。太阳能与风能（solar and wind）的接入是能源脱碳（decarb

  化石燃料（fossil fuels）目前仍主导全球能源消费，但其产生的温室气体（GHG，Greenhouse Gas）排放是驱动气候平均状态随时间的变化的核心诱因，这使得向清洁、零碳能源的转型愈发紧迫。太阳能与风能（solar and wind）的接入是能源脱碳（decarbonization）的关键路径，这既源于其成本持续下行，也因其是全球多数区域分布最广泛的本地能源资源之一。然而该类能源的生产高度依赖太阳辐射强度与风速，无法稳定满足用电需求。受间歇性（intermittency）特征制约，其需配套储能系统或/和可调整出力以适配需求波动的常规可控电源（controllable sources）作为补充。用于弥补太阳能与风能间歇性的备用能源特性，会随两类电源在电网中的渗透占比变化产生显著差异，同时作用于平均负荷与峰值负荷两个层面。本研究分析了上述动态需求变化对发电技术成本与布局的影响，重点聚焦无储能系统配置的能源体系；研究人员开发了一种可适配上述特征的分析方法，可处理间歇性能源占比逐步提升的多类情景，并输出多类利益相关方关注的评估指标。各情景下的能源组合（energy mix）以最小化能源生产所带来的成本为原则确定，研究对法国大东部（Grand-Est）大区与古巴两个区域开展了案例分析。

  该研究由斯特拉斯堡大学环境图像城市实验室（Laboratoire Image Ville Environnement, LIVE）的研究人员Marco Andrés Guevara-Luna与Alain Clappier完成，发表于国际期刊《Renewable Energy》，核心为开发一种基于优化趋势的能源系统评估方法，量化太阳能、风能两类间歇性能源接入对能源系统技术布局、成本及多重环境经济指标的影响，弥补现有能源策略评估方法在情景覆盖广度与多指标适配性上的不足。

  当前全球能源消费仍以化石燃料（fossil fuels）为主导，其燃烧产生的温室气体（GHG，Greenhouse Gas）排放是气候平均状态随时间的变化的核心驱动因素，且化石能源储量有限、开采边际成本持续上升，能源市场波动已对全球经济稳定性构成威胁，因此以化石能源替代为核心的能源战略设计与评估至关重要。太阳能与风能作为分布最广泛的可再次生产的能源（RES，Renewable Energy Sources），过去二十年成本持续下行，是能源脱碳的核心路径，但其发电高度依赖太阳辐射强度与风速，具有间歇性特征，无法稳定匹配用电需求，需搭配储能系统或可调整出力以适配需求波动的可控电源作为补充。现有能源策略评估方法存在很明显局限：专家预设场景法仅能覆盖有限数量的自定义情景，易遗漏关键可能性；优化方法虽可覆盖全情景空间，但通常仅以单一经济成本为优化目标，仅能输出单一最优解，无法适配决策者多维度评估需求，也难以全面刻画间歇性能源接入后备用能源需求的动态变化特征。因此，研究人员亟需开发一种可覆盖多渗透情景、适配多评估指标、同时准确量化备用需求变化的能源策略评估工具，为不一样的区域能源转型决策提供支撑。

  研究人员基于前期古巴能源系统研究基础优化升级了原有方法，构建了以总能年成本（TAC，Total Annual Cost）为核心优化目标、兼顾多类评估指标的能源策略评估框架。该方法将间歇性能源与可控电源分开处理，通过定义装机容量-能源产出比（RIE，Ratio between Installed Capacity and Energy Production）刻画间歇性能源接入后可控电源的备用需求变化，以总能年成本最小化为原则生成不同间歇性能源渗透占比的情景集合，同时计算生产所带来的成本、温室气体排放、非可再次生产的能源使用量、能源进口量等多类利益相关方关注的评估指标，通过归一化处理实现多情景横向对比。研究人员选取特征互补的法国大东部大区与古巴开展案例验证：前者为发达区域，电力需求呈下降趋势，本地可再次生产的能源开发潜力有限；后者为发展中区域，电力需求持续增长，风光资源禀赋优异，原能源体系高度依赖化石燃料进口。

  研究根据结果得出，受风光出力不足时段的存在，间歇性能源无法完全替代可控电源；虽然间歇性能源接入可降低可控电源的发电量，但无法减少其装机容量需求，因此可控电源的平准化度电成本（LCOE，Levelized Cost of Electricity）会随间歇性能源渗透占比提升非线性上升，部分技术在低渗透情景下具有经济性，高渗透情景下会因成本过高失去竞争力。该方法突破了传统能源评估方法的场景覆盖与多指标分析局限，可为不同发展阶段的区域制定差异化能源转型策略提供量化支撑，尤其对可再次生产的能源禀赋优异的发展中区域具有较高实践参考价值。

  本研究采用双模块耦合计算框架开展分析：首先通过能源平衡模块，结合区域逐小时电力需求数据、太阳能与风能的逐小时容量因子（capacity factor）数据，计算不同间歇性能源渗透情景下的剩余电力需求，进而求解满足需求的可控电源发电量与装机容量；随后通过技术集成模块，采用序列最小二乘二次规划（SLSQP，Sequential Least Squares Quadratic Programming）算法，以总能年成本最小化为优化目标，在技术产能与装机容量边界约束下，求解不同情景下的最优可控电源技术组合，最终输出多类评估指标。

  研究人员以2021年为基准年，以区域2050年能源规划（SRADDET）的低需求、高需求两类情景为基线开展分析。低需求情景下，基线能源组合完全由可再次生产的能源构成，当间歇性能源占比超过60%时区域可实现能源自给，进口量降至零；间歇性能源占比处于45%～90%区间时总能年成本保持稳定、温室气体排放持续下降，为最优区间；占比超过90%后成本与排放均会上升。高需求情景下基线包含欧洲压水堆（EPR，European Pressurized Reactor）等非可再次生产的能源，当间歇性能源占比达到70%时总能年成本最低，可完全淘汰非可再次生产的能源，排放开始下降，对应风光设施占地约3%；占比达到110%时进口量降至零，但占地需求提升至约6%。

  研究人员以2015年为基准年，以古巴政府2030年能源规划为基线开展分析。基线情景下能源体系高度依赖进口化石燃料，总能年成本为44.52亿美元/年，温室气体排放19130吨CO2当量/年，非可再次生产的能源发电量25 TWh/年，能源进口量10 TWh/年。当间歇性能源占比达到7%时就可以实现能源零进口，同时明显降低生产所带来的成本与排放；占比达到100%时生产所带来的成本达到最低；占比超过140%后非可再次生产的能源使用量与排放指标无显著改善，且因风光出力过剩导致总成本上升。

  研究人员对比了不同间歇性能源渗透占比下各可控电源的LCOE变化，结果显示随着间歇性能源占比从0提升至100%，各类可控电源的LCOE均呈现非线性上升，其中水电LCOE上升3.5倍、EPR核电上升3.3倍、常规核电上升2.9倍、沼气上升2倍、生物质能上升1.7倍；LCOE的上升会改变不同可控技术的经济性排序，例如常规核电在间歇性能源占比为0时成本低于沼气与生物质能，但在占比达到90%时成为成本最高的可控技术。

  讨论部分核心内容为：研究人员首先分析了方法的固有不确定性，来源最重要的包含两类：一是能源平衡模块输入的逐小时电力需求与风光容量因子数据的误差，二是技术集成模块输入的单位成本与排放因子的波动，其中单位成本受化石能源价格等外部因素影响较大，但相对成本层级的变化趋势稳定，因此研究结果具有较好的鲁棒性。随后研究人员将本研究结果与伊朗、墨西哥、巴基斯坦等区域的同类研究开展对比，结果显示本方法生成的最优情景在所有对比研究中具有最低的平准化度电成本，且成本最小化的情景通常伴随温室气体排放的下降，但两者并非完全一致，例如法国大东部高需求情景中成本最低的情景包含较高比例的沼气，导致排放略高于基线情景。研究指出当前方法未纳入储能系统，未来将在现有RIE分析框架下整合储能模块，同时开展需求时间波动敏感性分析。

  研究结论翻译如下：本研究开发了一种新型能源策略设计与评估方法，可分析太阳能与风能等间歇性能源接入对能源系统的多重影响。研究根据结果得出，受风光出力不足时段的存在，间歇性能源无法完全替代可控电源；虽然间歇性能源接入可降低可控电源的发电量，但无法减少其装机容量需求，因此可控电源的平准化度电成本会随间歇性能源渗透占比提升而上升，部分技术在低渗透情景下具有经济性，高渗透情景下会因成本过高失去竞争力。经济性最优的能源策略对应60%～80%的间歇性能源渗透占比。法国大东部大区的低需求情景下可再次生产的能源可完全满足区域电力需求，60%～90%的间歇性能源渗透占比可实现能源自给，同时保持生产所带来的成本稳定、排放下降；高需求情景下70%的渗透占比可实现成本最小化、完全淘汰非可再次生产的能源，但需占用约3%的土地，若需实现完全零进口则需渗透占比达到110%，对应土地占用约6%。古巴案例显示，7%的间歇性能源渗透占比就可以实现能源零进口，100%～140%的渗透占比可实现生产所带来的成本最低、可再次生产的能源占比最高、排放最低，超出140%后无显著改善。总体而言，若区域电力需求处于较低水平，可再次生产的能源可完全满足需求，其中太阳能与风能是经济性最优的选择，且土地占用需求较低；若电力需求过高，可再次生产的能源将因土地约束不足以满足需求，此时核能是唯一可替代的零碳能源选项，但成本更高且依赖进口一次能源。需求水平是制定能源战略的核心影响因素，两类社会经济政策存在核心矛盾：一是通过提升能源效率与降低需求实现完全可再次生产的能源供给，二是支持能源消费增长，这需要核能作为补充，两种情况均将推高电价。当前方法未纳入储能系统，储能的影响及需求时间波动的敏感性分析将在未来研究中开展。