高密度岛屿电力系统中可再生能源与长时储能的协同优化路径：台湾2025-2050年碳中和战略研究

为解决高密度岛屿电网在碳中和目标下面临的可再生能源消纳与系统稳定性挑战，台湾国立中正大学Mohamed Shaaban团队构建了集成容量扩展与小时级机组组合模型，量化了海上风电（45% CF）与屋顶光伏（16% CF）在9 GW抽水蓄能（PHES）和24 GWh锂电（LIB）支持下可实现2050年88%供电占比，系统LCOE控制在124 $ MWh-1，为岛屿型电网脱碳提供了技术经济范式。

　　

在全球140多个国家承诺碳中和的背景下，岛屿电网的能源转型面临独特挑战。台湾作为典型高密度岛屿，其电力系统既受限于土地资源与地理隔离，又需应对88%的能源相关CO₂减排压力。现有研究多聚焦大陆规模电网，对岛屿系统在季节性平衡、极端天气韧性等方面的研究存在空白。台湾现有能源结构依赖进口化石燃料，2025年预期排放达100 Mt CO₂，如何在有限土地和海域资源下实现2050年净零目标，成为亟待解决的科学问题。

台湾国立中正大学电气工程系的Mohamed Shaaban团队在《Results in Engineering》发表研究，首次构建了双层优化框架：上层采用混合整数线性规划（MILP）进行2025-2050年跨区域容量扩展，下层实施全时序小时级机组组合模拟。研究整合了ERA5再分析数据降尺度至5 km的风光资源图谱，设置六种平衡区域，涵盖抽水蓄能（PHES）、锂电（LIB）、全钒液流电池（VFB）和氢能（H₂-FC）四种储能技术，并嵌入台风季和冬季低风期等极端场景验证。

关键技术包括：1）基于PTDF的直流输电模型，计及2%的线路损耗；2）温度/湿度驱动的燃气轮机降额模型，量化环境因素对OCGT/CCGT机组65-75%容量利用率的影响；3）固定式海上风电（60 GW潜力，45% CF）与屋顶光伏（15 GW潜力，16% CF）的GIS选址排除法；4）碳价情景（20-250 $ tCO₂^-1）与学习曲线耦合的储能成本预测。

研究结果显示：

1. 基荷情景分析：2035年海上风电与屋顶光伏可满足73%用电需求，2050年提升至88%，需配套9 GW PHES和24 GWh LIB，使电力部门CO₂排放较2025年降低98%。系统LCOE从110 MWh^?1微增至124MWh^-1，显著低于无减排化石备份方案。

2. 储能技术竞争阈值：氢储能（H₂-FC）仅在电解槽成本低于300 kW^?1或碳价超过150tCO₂^-1时具经济性。抽水蓄能因其80%的往返效率和60年寿命，在山区水库支持下成为季节性平衡的关键，可减少9%的机组启停燃料消耗。

3. 跨海峡互联影响：3 GW直流互联使可再生能源弃电从650降至600 GWh/年，NPC降低932M$。但超过5 GW容量会导致光伏午间过剩，弃电率反弹至7%。

4. 需求侧管理效益：10%的峰值负荷柔性调节可降低LCOE 6 $ MWh^-1，与50% LIB+VFB混合储能组合协同后，系统成本较基准下降10%。

该研究创新性地揭示了岛屿电网脱碳的非线性权衡：1）土地约束下，屋顶光伏需与农业和生态保护竞争空间；2）台风季云量覆盖导致30%辐照损失时，需额外4.2%储能投资维持可靠性；3）深度减排（>55%）将引发1.9 TWh/年的可再生能源弃电，凸显储能与跨区互联的协同必要性。研究为台湾2040年淘汰煤电、简化海上风电审批提供了量化依据，其构建的"风光-储能-传输"协同优化框架，可推广至冲绳、济州岛等类似高密度沿海电力系统。