• 美国电力系统未来2050年需求预计增长74%，伴随电动汽车和部分供热电气化带来的较大需求提升，需超过8,700小时的时序模拟以优化规划[page::2][page::4][page::11]。

- 通过Switch平台及PowerGenome数据，模型联合优化发电、储能、输电容量及系统运行，涵盖太阳能、风能、氢能、核能、碳捕获储存（CCS）等多种技术[page::3][page::11][page::12][page::13]。

• 主要情景涵盖三种碳排放限制（最小直接成本、不完全减排的社会最优、零排放）和三种输电扩展范围（现有输电、互联系统内部优化、全国范围全优化）组合[page::4]。

- 输电扩展对最低直接成本系统成本降低有限，仅约0.8%；对零排放系统可节约约7%的成本，范围限定于互联系统内部的扩容即能攫取大部分效益[page::5]。

• 成本降低效应在地区间差异明显，纽约周边区域（NYCW）因扩展输电线路降约25%的电价，部分地区甚至因竞争加剧输电扩展导致成本升高[page::6][page::21]。

- 为补偿输电限制，零排放场景下储能容量需增加32%，发电容量增加14%，且氢气电解能力有所调整；发电结构在输电扩展限制下变化较小，核电比重略增，风电略减[page::6][page::23]。

• 生成容量的空间分布与总量对比显示，发电扩展规划对输电扩张的依赖不大，可适用于早期至中期的规划阶段[page::7][page::24]。

• 零排放场景中，电价边际成本波动显著增大，含大量接近零的小时，也由此增加了灵活负荷调控的潜在价值[page::7][page::22]。

• 输电扩展对边际成本分布的影响总体有限，但在高价和零价时段的频率上略有调节[page::7][page::8]。

- 输电扩展提高资源租金收益，尤其是风力和太阳能丰富地区，同时降低资源较差地区的租金，核能设施租金大多减少；输电业主整体租金下降，这些利益分配格局可能构成扩展阻力[page::8][page::25].

• ERCOT区域重点日期数据显示，零排放系统边际成本极高，优化输电降低高峰时段边际成本，转移作用偏向电池充放电调节而非峰时直接电力进口，表明调度灵活性关键[page::9][page::26].

• 研究揭示储能、发电结构调整等补偿机制对输电扩展的替代作用，增强了系统的建设弹性与成本控制能力[page::9][page::10].

- 模型假定完全竞争市场及经济效率，未计入需求侧响应与分布式电源等，未来结合实时价格灵活负荷或可进一步降低输电价值[page::10].

• 虽然输电扩展可将现有容量提升三倍多，但实际成本节约有限且存在政治经济上的阻碍，建议投资重点关注区域内输电和储能技术发展[page::9][page::10][page::11].

- 表格总结各情景年化成本及边际价格为：

| 情景 | 年化总成本 (十亿美元) | 年化边际成本 ($/MWh) |
|--------|------------------|------------------|
| LE | 429.1 | 37.9 |
| LO | 422.7 | 37.6 |
| ZE | 181.9 | 70.4 |
| ZO | 170.7 | 65.5 |
| SE | 138.2 | 54.8 |
| SO | 133.1 | 51.1 |

年化总成本包含发电、储能、氢能、输电及燃料，社会最优场景计入碳排放成本[page::39].

报告详尽分析报告

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1. 元数据与概览

• 报告标题：Optimal transmission expansion modestly reduces decarbonization costs of U.S. electricity

- 作者：Rangrang Zheng, Greg Schivley, Patricia Hidalgo-Gonzalez, Matthias Fripp, Michael J. Roberts

• 发布机构与时间：未明示具体机构，但文中多次引用美国能源部、NREL等权威机构数据，发布时间为2025年3月5日。

- 研究主题：美国电力系统中传输网络扩展对实现电力行业脱碳的经济影响，重点评估高可再生能源比例系统中传输扩展与储能、发电组合调整的最优搭配。

• 核心论点：虽然太阳能和风能成本与化石燃料相当且具有巨大潜能，但其变动性挑战现存系统。通过综合储能、发电与运行模型，本文揭示在零排放场景下，全国最优的跨区传输容量将是当前的三倍多，但成本节约仅为7%。此外，在现有互联系统内扩容已能捕获大部分传输扩张利益，不必大规模跨互联系统扩展。

- 主要结论：对零排放系统而言，传输扩展的边际经济效益适中，储能和发电组合调整为主要成本驱动因素。现有传输网络可被更好利用，极端天气等情况下传输价值略有提升。整体建议传输扩展应结合多技术和本地策略考虑。[page::0,1,2]

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2. 逐节深度解读

2.1 引言（第1-2页）

报告指出，太阳能和风电的间歇性给本来依赖热电的电网带来挑战，区域间长距离传输成为缓冲不均衡的关键手段。西南沙漠区太阳资源丰富，大平原风力资源充沛，这种地理和时间上的差异化为调配能源需求提供机遇。目前三大电力互联系统（东部、西部、ERCOT）间连接弱，且 ERCOT 特有的市场结构对外部监管持抵抗态度。文章梳理了当前传输扩展仍有经济、环境、政治阻碍，还有既得利益者可能反对增加竞争。过去研究多聚焦传输对深度脱碳关键作用，但少有同时考虑现有基础设施或储能替代技术的动态优化分析。Brown和Botterud（2021）的工作是为数不多量化100%可再生系统传输价值的研究，但存在理想“绿地”系统设定限制，未充分覆盖季节性平衡方案。本文在此基础上，采用高时间空间分辨率模型，纳入氢能、核能、CCS等多样技术，评估传输与其他方案的替代效果。[page::1,2]

2.2 现状与理想未来（第2-3页）

电网从地方供电发展到跨区域互联，提升规模经济与供电稳定性，但仍极度碎片化，三大互联系统接触有限（图1b）。现存传输未为大规模风光和储能设计。模型选用Switch框架，集成PowerGenome的气象与需求数据，模拟2050年零碳系统在多技术组合和时间序列条件下的最优规划（图1c）。理想系统以风光为主，辅以储能（电池与绿氢），以及跨区域传输容量超越当前两倍多。全面零碳系统的发电+传输成本较最低成本系统高出78%，95%脱碳对应的社会最优设定成本为最低成本36%上方。成本差异主要因天然气加CCS代替氢能配置。成本不含配电网，也未考虑零碳社会整体经济影响，实际零部件成本占零售价格比例较小。尽管如此，模型显示需大幅增加区域间传输甚至连接三大互联系统。(图1)[page::2,3]

2.3 场景设计（第4页）

构建了9个主要场景，三种排放约束（最低直接成本、社会最优碳价190美元/吨、零排放）叠加三种传输扩展限制（现有2022水平、互联系统内优化、跨互联系统全面优化）。此外增加极端天气场景（需求在3天内提升25%）和部分有限传输扩展（只扩容25%）补充测试传输价值。设计基于2012年真实气象和需求数据（高时间分辨率），涵盖27TW潜在风光容量，并联合多种发电、储能技术选择，允许系统全局协同优化发电、储能与传输。模型内对氢能系统季节性储存有独特考虑。该多维场景有助揭示传输扩展与经济成本及对应发电存储组合间的相互替代关系。[page::4]

2.4 模型结果（第5-8页）

• 成本节约定量：在最低直观成本系统中，优化传输节省不到1%总成本（37.9降至37.6美元/MWh）；而零排放系统下，传输优化节约成本约7%（70.4降至65.5美元/MWh），互联系统内扩容几乎捕获全部节约。限制传输扩展至当前的25%亦带来约1/5节约，表明局部重点扩建价值显著（图2、3）。
• 成本结构与区域差异：零碳系统带来显著成本增幅，节能减排约74-86%，若计入碳排放社会成本，净社会成本减半。各区域脱碳成本差异显著（TREW最低约50美元/MWh，纽约区域最高逾120美元/MWh），部分地区扩展传输甚至增加成本（NYUP）。扩容传输改变区域间经济租金分布，有些拥有优质风光资源区受益，反之则面临竞争压力和租金减少（图6）。
• 技术组合调整：在现有传输限制下，到达零碳目标需32%更多储能容量、14%更多发电容量和较高氢电解投入。相比之下，完全优化传输下发电储能组合需求较少。核电和太阳能比例随限制增加略涨，风电略减。整体来说，技术组合变化相对有限，且与风光8-9倍的扩容规模相比调整较小（图4、5）。
• 负荷与价格波动：高可再生场景下，电价极端波动大，零排放系统高达40-45%的时间出现零或近零边际成本，多为春夏风光充足时段。传输扩展影响价格分布有限，主要体现在零边际和100-200美元/MWh区间的小时频率变化，对整体竞争价格影响有限（图3）。
• 极端负荷场景：提高最难服务的三天需求25%后，传输价值从7%上升至7.6%，表明传输优势在极端天气中稍有提升（图A8）。
• 分区具体运作：ERCOT区示例显示，传输优化在零碳系统下明显改善了峰谷电价，从约$3.5万$/MWh 降到2万$/MWh。峰时段进口主要用于电池充电而非直接满足负荷，夜间电价也显著下降（图7）。
• 市场与竞争视角：分析假设完全竞争和经济效率状态，指出拥有市场力的资源可能反对传输扩展。传输增益能抑制垄断，部分利益冲突需政治协调。

整体来看，传输扩展价值有限，但非零且重要，特别是地域资源差异大和极端负荷情况下，同时技术替代和调整能显著缓冲传输不足的影响。[page::5,6,7,8,9]

2.5 讨论（第9-11页）

讨论部分强调传输拓展虽能显著提高网域间互联，但相较于整个脱碳成本，其减费效益有限。本文结果和Wongel与Caldeira（2023）等研究合拍，即风光发电固化方式多样，传输虽重要但非唯一解。对核电灵活性的保守估计可能导致传输价值高估，传输线可通过“电网增强技术”降低扩建成本。需求响应未计入模型，实际上需求侧灵活调整和分布式资源将减少对传输的需求和价值。未来研究需把传输扩建与需求侧灵活性及配置市场竞争力联系起来。交叉视角认为，尽管有技术替代，优化传输可改善市场效率和电力可靠性。报告还区分局部输电网升级与大规模跨区域传输，强调前者关键但不等同于后者（即对规模和侧重不同）。[page::9,10,11]

2.6 方法学（第11-14页）

• 采用开源的Switch容量扩张模型和PowerGenome数据平台，基于2012年气象数据，细化到小时，分为52个一周时间序列以减少计算负担。

- 一期规划视为2041-2050年，单阶段投资期。

• 设定不同排放约束和传输扩展许可，结合多种发电技术（光伏、风能、核能、天然气、煤炭+CCS）、储能（电池、氢能等）及传输线路规划。

- 采用5%实质贴现率，目标最小化净现值（投资+运营成本）。

• 传输规划基于输送能力模型，允许或限制线路扩建。

- 需求建模整合了电动车和部分工业电气化增长，未来需求预测较现值增74%。

• 模拟中包含对最高边际成本3天需求提升25%以考查极端情况稳健性。

- 模型简化未覆盖交流电网物理流、备用容量、遥测等细节，但能揭示宏观跨区域传输价值。[page::11,12,13,14]

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3. 图表深度解读

3.1 图1 - 美国现有与2050年理想零碳系统需求、发电、传输空间分布

• 内容描述：

- 面板a：2023年与2050年周需求曲线，2050年需求远高于2023年（增长近74%），季节性峰谷形态相似。
- 面板b：2023年现有发电容量与跨区域主干传输线，三个互联系统区分明显，东、西部间传输容量不足1GW。
- 面板c：2050年最优零碳系统，发电容量大幅扩张，风光占主导，储能电池和氢比例明显增加；传输能力超过当前3倍，新增线路连接现存互联系统区。

• 数据与趋势：

- 需求增长急剧，标志未来电网面对庞大电气化负荷。
- 现有传输网络横跨区脆弱，限制高风光资源间的能源传递。
- 理想状态下传输能力显著扩张，但远非单一解决方案，结合大量储能与发电技术。

• 与文本联系：

- 图反映了电网碎片化问题和传输拓展的必要性，但实际效益实践中需要和其他技术组合共振。[page::2,3,20]

3.2 图2 - 区域和全国平均电价及传输扩展节约

• 描述：

- 面板a：2050年各区域负载加权平均边际成本（$/MWh），四个情景（最低成本与零排放，现有与优化传输）。
- 面板b：地图显示完全零排放场景下传输优化带来的区域性成本节约量。

• 解读：

- 全零排放（ZE→ZO）成本降幅约7%，最低直观成本场景极小。
- 纽约城区域等高成本区节约最大(25%)，表明发达经济区受益显著。
- 个别区域传输扩张成本反而上升，可能因竞争加剧。

• 支撑论点：

- 验证传输扩展价值在不同区域不均匀，但全国范围节省成本有限。
- 断言现有局部传输升级贡献已大。[page::5,21]

3.3 图3 - 边际成本分布直方图

• 内容：

- 各情景下，电价不同区间（>0、零边际成本、极端高价）占比比较。

• 趋势：

- 零排放情景零边际成本时段激增（40-45%），清洁电源充裕导致供过于求，频繁Curtailement。
- 最低成本场景大多维持20-40美元/MWh稳定。
- 优化传输略微增加极低价和100-200美元区间时段频率，整体幅度不大。

• 联系文本：

- 展开描述价格变动幅度显著提升，关注静态市场设计及需求响应潜力。

• 关键见解：

- 传输扩展对价格波动影响有限，需求侧灵活是未来关键。[page::7,22]

3.4 图4 - 成本构成、传输容量与发电容量对比

• 面板a：各场景成本细分。零碳系统显著提升储能和氢气成本，发电成本翻倍，传输成本在完全优化零排放中明显增长。

- 面板b：传输容量对比，完整扩展（LO、ZO）容量约为现有2-3倍。

• 面板c：发电容量大幅提升，零排放场景中风光合计超2TW，天然气逐步减少。

- 面板d：发电量分布，零碳情景太阳和风贡献显著，化石能源大幅下降。

• 支撑论点：

- 成本增加主因发电及储能扩张，传输扩展虽成本增长，但占比较小。
- 发电容量随解碳要求上升明显，传输扩展边际贡献有限。[page::6,23]

3.5 图5 - 现有与优化传输下区域发电容量对比散点

• 描述：

- 面板a（最低成本）与b（零排放）分别展示不同传输策略下区域分布的发电容量。
- 点接近对角线意味着传输扩展对发电规模作用有限。

• 趋势揭示：

- 大部分区域容量调整有限，个别资源在传输优化下容量有所增加。

• 意义：

- 表明发电扩容策略相对独立于传输扩容，有利于规划决策简化。

• 联系：

- 支持文本提出的发电扩容与传输扩容脱钩观点。[page::7,24]

3.6 图6 - 资源租金变化与区域影响

• 描述：

- 传输优化导致部分资源和区域（风、光强区）租金增加，其他区域减少。
- 核电因竞争增强租金通常下降。
- 现有传输线业主预计租金下降。

• 启示：

- 传输扩张虽利于总社会成本降低，但存在利益冲突，可能阻碍项目推进。

• 联系：

- 经济利益分配不均衡需要政策层面协调。
- 进一步明示传输扩容的政治经济复杂性。[page::8,25]

3.7 图7 - ERCOT东区高成本日细节

• 展示内容：

- 2050年12月13日，最贵日内小时发电、进口/出口流量及边际成本。

• 发现：

- 优化传输降低峰时电价峰值近50%（35000降至20000美元/MWh）。
- 电池使用更频繁，风速波动稍缓解。
- 自用与跨区电能交互复杂，强调灵活用能潜力。

• 启发：

- 在高隔离区，传输扩展对极端负荷表现出显著价值。
- 需求响应和电动汽车充电调控有潜力进一步降低成本。

• 支持结论：

- 详解地区视角的传输扩展价值差异隐现。[page::8,26]

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4. 估值分析

本文估值核心为容量扩张模型，通过成本最小化实现长期边际成本（LMP）估算。研究采用：

• 净现值最低化目标，计入资本、运营、燃料，纳入传输与存储投资。

- 计算长期边际成本作为价格指标，反映理想完全竞争市场下的均衡价格。

• 传输扩展采用运输模型，允许新建与扩容线路，计算对应成本与系统效益。

- 场景设计充分比较现实已有资产与全新传输设定，评估彼此互补与替代关系。

• 敏感性分析通过极端高需求日和有限传输扩建比例测试模型结论稳健性。

综上，估值方法严谨，结合细致运算与多种技术情景。[page::11-14]

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5. 风险因素评估

• 经济与政治风险：传输扩展涉及投资大、建设周期长，存在地方阻力（土地争议、环保）、利益相关者博弈（输电资产所有者反对价格下降）等。

- 技术替代风险：氢能、储能及其他灵活性技术成本、性能变动，可能削弱传输扩张必要性。

• 市场结构风险：现实中非完全竞争，少数市场参与者有潜在市场力，传输扩展可能引发新的市场动力学风险。

- 气候极端事件风险：单季节/单年份样本限制模型对极端天气的全面反映，可能低估极端情况下传输需求。

• 需求响应缺失：未建模需求侧灵活性，可能导致传输价值与成本估计偏高。

- 模型物理简化风险：未全物理流建模，忽略区域内部瓶颈及配电网影响。

报告对这些风险均有论述，且通过激励情景与敏感性分析做部分缓和。[page::9,10,14]

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6. 批判性视角与细微差别

• 传输扩展价值偏低的结论，在一定程度上源于模型对替代方案（储能、氢能等）的充分赋能，可能因估计储能成本未来降低过于乐观而低估传输必要。

- 对核电灵活性限制的保守假设倾向于高估传输价值，但仍得出传输经济效益有限的结论，暗示整体结果稳健。

• 模型未考虑需求响应、用户行为等动态因素，实际市场中灵活用能可能显著削弱传输扩展利益。

- 跨区传输如此大幅增加可能面临强烈非经济阻力，政治经济层面挑战未获充分量化。

• 采用单一气象年样本，未反映多年气候变化对投资策略的风险敞口。

- 物理输电网简化可能忽略区域瓶颈，导致预测的最优传输路线及容量存在不确定性。

综述，报告方法严谨、数据详实，结论恰当，但建议关注非模型因素对实际扩张决策的影响。[page::10,14]

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7. 结论性综合

本文利用高分辨率、多技术、多区域联合优化的Switch建模框架，结合丰富气象和需求数据，精细解析了美国电力系统在2050年实现深度脱碳背景下的传输扩展价值。核心发现包括：

• 为实现零排放，最佳传输容量需要超过现有三倍，显著提高区域间的电能流动能力。

- 然而，传输扩展对整体系统成本削减仅约7%，其边际经济效益有限，因多样化的替代技术（尤其是电池储能、氢能和发电组合调整）能够在一定程度上抵消传输不足带来的成本和可靠性影响。

• 大部分发电容量布局对传输扩展的依赖较低，初期规划阶段可相对独立进行。

- 价格时变性极大且零边际成本时段丰富，需求侧灵活性将成为未来重要调节杠杆。

• 传输扩展在不同区域带来的经济利益分配不平衡，资源租金从风光富集区向输电更优地区重新分配，核电及现有传输资产面临收益压力，政治经济阻力不容忽视。

- 极端气象和负荷事件略微提升传输扩展价值，但难以逆转整体低边际效益结论。

图表部分对量化解读至关重要：

• 图1直观对比现状与零碳目标系统的容量分布，展示未来需求激增与多元化发电布局。

- 图2至图4系列详细阐释了不同传输与排放情景下成本、容量及电价差异，印证传输扩展相较于技术替代的有限节约。

• 图5与补充图表揭示区域发电容量对传输优化的鲁棒性，便于规划决策。

- 图6解读经济租金分配变化，强调传输扩展的利益权衡。

• 图7案例分析反映高隔离区内传输优化缓解峰时困难，备选灵活性重要性。

- 补充材料与敏感度分析进一步加强结论的稳健性支持。

综上，报告客观、全面分析了美国深度电力脱碳中传输扩展的实际经济价值，指出其虽重要但非成本主导因素，强调多技术路径和需求响应的重要性，为电力系统未来投资策略提供了关键参考与政策建议。[page::0-11,14-15,20-27,30-39]

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关键词解释

• 边际成本（Marginal Cost）：增加一单位电力供应所需的额外成本。

- 容量扩张模型（Capacity Expansion Model）：根据未来需求和技术，规划电网投资和运行，优化总体成本和配置。

• 互联系统（Interconnection）：互通电网的大范围区域，美国为东部、西部及ERCOT三大互联系统。

- 零碳系统（Zero Emission System）：不产生CO2排放的电力系统。

• 社会最优（Socially Optimal）：兼顾经济成本和排放社会成本的最优规划。

- 绿氢（Green Hydrogen）：使用可再生能源电解水制氢。

• 输电容量（Transmission Capacity）：线路最大电能传输能力，单位GW或GW-miles。

- 需求响应（Demand Response）：用户根据电价等信号调整用电时间和量，增强系统灵活性。

• 经济租金（Economic Rent）：资源在市场上的额外收益，超出其成本。

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总结

该研究基于详实模型与大量数据，深度剖析电力系统传输扩展与脱碳成本关系，明晰传输虽重要但存在明显替代品和经济收益边际递减，实时细致地揭示复杂区域与技术互动机理，对政策制定和资源配置具有重要借鉴价值。

报告