EXPLORE PLANETARYENERGY
从中国各地区的能源变化出发，进入电力系统与净零路径研究，再看模型如何服务真实项目。
01 — RESEARCH PROGRAMME
团队目前围绕资源与空间、电力系统、净零路径、能源公平和新型用能开展研究。成果按主题分类，并统一收录于研究目录。
RESEARCH OVERVIEW
研究内容涵盖资源开发条件，发电、储能和输电规划，以及中国和全球净零情景。土地、水、碳管理、能源可及和新型负荷均作为模型条件或研究对象纳入分析。
评估风光、水电与抽蓄的开发条件，并分析土地政策、工程条件、负荷中心和电网连接对选址的影响。
在全年逐小时尺度上联合优化发电、储能、输电与灵活性资源，理解容量扩张和实际运行之间的相互作用。
比较不同技术成本、碳预算、区域互联和需求假设下的系统成本、基础设施需求与减排结果。
研究能源可及、人工智能和数据中心用电，并评估这些需求对发电和网络投资的影响。
数据整理、模型设定、情景比较和结果解释均保留可复核的输入与假设。
整理资源、设施、需求、土地和运行数据，并保留来源与空间位置。
把技术、网络、时序和政策条件转化为可以验证的模型结构。
改变需求、成本、互联与减排假设，识别稳健路径和关键分歧。
输出选址、容量、运行、成本、排放以及对人和环境的影响。
进入完整成果库，按研究主题查看论文、方法和主要发现。
RESEARCH LIBRARY
本页集中收录团队公开的论文和研究项目。同一成果可归入多个主题，便于按研究问题查找。
ALL PUBLISHED STUDIES
当前目录包括空间资源、中国电力系统、全球净零、能源公平和人工智能用能研究，后续成果将在发表后继续补充。
GLOBAL NET-ZERO
在全球 0.25° 空间网格和全年 8760 小时上，同时处理气候减缓、能源可及与公平问题。
ENERGY × COMPUTING
研究数据中心与沙漠离网风光储系统的协同选址及供能成本。
CHINA / 2060
以全年每小时协同优化容量扩张与系统运行，刻画负排放、土地约束和电力市场波动。
CHINA / 2030
以 0.1° 网格和小时尺度模拟“十五五”风光布局、储能和省际输电需求。
LAND × GRID
模型联合处理土地政策、风光资源、负荷中心与输电连接。
HYDRO FLEXIBILITY
在水库与梯级尺度上评估抽蓄、水电与风光系统的协同运行价值。
WHAT WE ASK
研究综合自然资源、土地政策、工程条件、负荷中心和网络连接，评估能源项目及系统布局。
STUDIES IN THIS FIELD
NATURE ENERGY · 2026 · PE-RESEARCH / 006
Integrated planning of net-zero power systems for all
研究将深度脱碳与能源可及纳入统一优化框架。结果表明，满足所有地区体面生活用电标准的全球净零电力系统在技术上可行，低收入地区的风光资源可支持电力服务扩张。
超过 80% 的风光容量位于负荷中心 200 km 范围内，空间规划与土地利用是全球净零的核心约束。
需求侧管理可降低约 6.5% 的系统成本，相当于每年约 1,820 亿美元。
扩大国际输电和移除可再生能源技术贸易壁垒，可分别降低约 5.6% 和 12.2% 的成本。
Ziheng Zhu, Hanjie Mao, Runxin Yu, Audun Botterud, Michael R. Davidson, Xi Lu, Yue Qin, Bin Su, Grace C. Wu, Yuyu Zhou, Xiaoye Zhang, Xiliang Zhang & Da Zhang
Nature Energy · Published online 4 May 2026NEXUS · 2026 · PE-RESEARCH / 005
Desert power for the AI era
研究提出在沙漠地区协同部署离网风电、光伏、储能和数据中心，通过光纤传输计算结果，降低远距离输电需求。基础模型训练可使用偏远地区的 24/7 清洁电力，靠近负荷中心的站点则服务时延敏感的推理任务。
计算设施部署在能源资源地后，可通过光纤传输计算结果，减少远距离输电基础设施需求。
沙漠风光储系统可在约 39 美元/MWh 的成本下提供 2030 年约 1 PWh 的全球 AI 预测用电。
即使需求扩大至 10 PWh，单位成本增幅仍低于 20%；在更高投资与冷却成本假设下仍保持竞争力。
Ziheng Zhu, Runxin Yu, Wei-Qiang Chen & Da Zhang
Nexus 3, 100121 · 16 June 2026ENERGY & ENVIRONMENTAL SCIENCE · 2025 · PE-RESEARCH / 003
Integrated modeling for the transition pathway of China's power system
研究证明，中国电力系统在 2060 年实现显著负排放在技术上可行，但高比例风光会显著放大系统波动。除了建设储能、输电和负排放技术，还需要为保障容量充裕性的稳定电源建立新的补偿机制。
6,000 GW 风光、5,800 GWh 储能和 850 MtCO₂/年 CCS 可支撑约 −550 MtCO₂/年的电力系统负排放。
更严格的土地政策使电力成本提高约 3.3%，说明空间资源必须进入国家电力规划。
风光渗透率提高后，边际需求成本波动上升，稳定电源需要容量补偿以维持系统充裕性。
Ziheng Zhu, Da Zhang, Xiaoye Zhang & Xiliang Zhang
Energy & Environmental Science 18, 3699—3717 · 2025APPLIED ENERGY · 2025 · PE-RESEARCH / 002
Spatial planning for China's renewable energy expansion toward 2030
研究以 0.1° 空间网格和逐小时时序刻画 2026—2030 年可再生能源扩张。基准情景下，2030 年风光年发电量可达到约 4.9 PWh，接近煤电约 5.3 PWh 的产出规模。
陆上风电集中于“三北”，海上风电集中在福建、浙江和广东沿海，大型光伏分布于北部、东部和南部地区。
为平衡新增风光，“十五五”期间需要约 350 GW 新增省际特高压输电与 1,200 GWh 储能。
模拟边际发电成本的波动明显增加，空间规划需要同时考虑储能技术和电力市场机制。
Ziheng Zhu, Shiping Ma, Hanjie Mao, Junting Zhong, Lifeng Guo, Deying Wang, Junling Huang, Changhong Miao, Xiaoye Zhang, Xiliang Zhang & Da Zhang
Applied Energy 398, 126413 · 2025PNAS · 2024 · PE-RESEARCH / 001
Spatially resolved land and grid model of carbon neutrality in China
研究将亚省级风光选址、负荷中心、输电连接和全年电力系统运行纳入统一规划模型。土地可用性同时影响风光开发潜力、电力系统成本与技术组合。
中国净零电力系统需要风电与光伏分别达到约 2—4 TW，是 2022 年装机的约 8—10 倍。
考虑现有土地政策后，超过 80% 的光伏和约 55% 的风电位于主要负荷中心 100 km 内。
在更严格选址政策下，高需求地区至少约 740 GW 分布式光伏进入经济可行范围。
Da Zhang, Ziheng Zhu, Shi Chen, Chongyu Zhang, Xi Lu, Xiliang Zhang, Xiaoye Zhang & Michael R. Davidson
PNAS 121(10), e2306517121 · 2024ENERGY & ENVIRONMENTAL SCIENCE · 2026 · PE-RESEARCH / 004
Spatially resolved modeling of pumped storage and hydropower for China's carbon neutrality
研究将水库水位、环境流量、梯级关系、抽蓄充放电路径和风光网格纳入全国电力系统模型，发现对水电灵活性的精细刻画会显著改变容量需求、系统成本和投资回报判断。
部署约 205 GW 开放式抽蓄可每年节省约 810 亿元，并使风光弃电下降约 11%。
忽略水库运行灵活性会使容量需求高估约 30%，并导致每年约 360 亿元额外成本。
高比例可再生能源市场的价格波动可形成足够的套利收入，使抽蓄在无补贴情景下具备商业可行性。
Ziheng Zhu, Hanjie Mao, Shuo Zhang, Xiaogang He & Da Zhang
Energy & Environmental Science · 2026RESEARCH / DATA INFRASTRUCTURE
能源年鉴跨越多个年份、地区、文件格式和统计口径，需要统一的数据结构和来源记录。
本项目对 Excel、PDF 与压缩归档进行统一盘点，保留来源路径、页码、表名和版本年份，并将可识别观测映射到指标、地区、年份和单位四个核心维度。
除发布结果外，项目还保留处理失败记录、指标选择规则、未采用候选项和质量检查结果，以支持数字来源与处理过程的复核。
进入年鉴数据库 ↗RESEARCH / METHOD
数据流程包括来源保留、结构识别、统计口径检查、异常记录和版本复现。
每条观测记录源文件、页码或工作表、表名与版本信息。
核心指标按照明确规则选择，并保留未采用候选项及其原因。
单位变化、同年多值和极端数值进入独立检查记录。
发布包包含字典、目录、校验结果与内容哈希，支持复核和后续增量更新。
RESEARCH TOPIC / TRANSITION
本专题比较容量结构、实际发电、需求变化和地区差异，分析新增装机对发电结构与排放的影响。
ONGOING RESEARCH单一装机指标容易高估变化。下一阶段研究将把利用小时、发电结构、跨区输送和负荷增长纳入同一时间线。
不同能源类型在新增容量中的占比如何变化？
装机增长是否同步转化为发电增长？
资源地和负荷中心之间的差异如何演进？
需求增长与灵活性如何影响转型速度？
RESEARCH TOPIC / PLANETARY BOUNDARIES
本专题关注气候、土地、水、矿产和空间环境，评估能源基础设施对自然资源与生态系统的长期影响。
将能源活动数据与温室气体清单连接。
追踪低碳技术背后的资源与供应链。
观察基础设施布局与生态约束。
探索太阳活动、遥感与能源系统韧性。
02 — DATA CENTER
数据中心分别整理历史观测、电力系统模拟和电力市场结果。每一类数据都保留版本、单位、空间范围和模型情景，避免把统计事实与未来假设混在一起。
历史观测
模型结果
市场结果
COMMON DATA MODEL
每条记录包含数据类型、空间范围、时间、指标、单位和来源；模型结果另行记录情景与模型版本，避免与历史观测混用。
PE-DATA 001 / CHINA ENERGY YEARBOOK
全国装机与发电主序列已延伸至 1979 年；省级数据按实际可用年份展示，不对缺失年份进行插值。
NATIONAL OVERVIEW
先从全国总量观察电力系统扩张，再进入技术结构与地区差异。图中仅连接已有统计年份。
REGIONAL SNAPSHOT
以下展示最新可比年份的省级装机规模。完整页面可切换指标与年份，并查看所有地区。
在 23 个指标和 32 个地区之间切换，查看每条序列的真实年份范围。
开始查询 ↗02 / MIX比较水电、火电、核电、风电与太阳能在装机和发电中的变化。
查看结构 ↗03 / REGION用排名和年度热图观察省级差异，不用全国平均掩盖区域变化。
比较地区 ↗04 / EVIDENCE查看每个指标从哪一年开始、覆盖多少地区，以及数据如何进入发布层。
查看说明 ↗YEARBOOK / LONG-TERM TRENDS
全国历史指标最早延伸至 1979 年；省级指标通常从 2017 年开始。页面按所选组合自动显示实际范围。
切换指标和地区，图表、时间范围与最近观测会同步更新。
| 年份 | 地区 | 指标 | 数值 | 单位 | 来源状态 |
|---|---|---|---|---|---|
| 正在载入数据… | |||||
早期年鉴常以关键年份回顾长期变化；部分能源类型也在进入统计体系后才开始单列。页面保留这种真实覆盖，不将缺失值处理成零，也不生成未经来源支持的中间年份。
YEARBOOK / ENERGY MIX
分别观察装机容量和实际发电量，避免把“建成多少”与“发出多少电”混为一谈。
CAPACITY MIX
正在读取装机结构数据。
GENERATION MIX
正在读取发电结构数据。
风光装机占比提高后，发电占比仍受资源条件、利用小时和系统消纳能力影响。
早期统计表未单列的技术显示为空缺，而不是自动记为零。
占比下降并不一定意味着绝对量减少；可前往长期趋势页面核对总量。
YEARBOOK / REGIONAL COMPARISON
选择指标与可比年份，查看省级排名和年度覆盖。地区数据通常从 2017 年开始。
YEAR × REGION
颜色按当前指标的全部省级观测归一化；空白表示该年没有可比较记录。
YEARBOOK / COVERAGE & PROVENANCE
把初步提取、核心发布和质量检查分开说明，让数据规模不会掩盖实际可用范围。
THREE DATA LAYERS
完整提取层用于发现数据，标准化层保留统一字段，核心发布层只接收结构稳定且可以追溯的指标。
包括 Excel 年鉴、PDF 年鉴及其归档文件。
保留原始标签、年份、数值、单位和定位信息，其中部分仍需人工复核。
23 个指标、32 个地区，通过结构和一致性规则后进入网站。
METRIC COVERAGE
全国历史与省级比较具有不同的起始年份；表格根据当前发布数据自动生成。
| 指标 | 类别 | 最早年份 | 最新年份 | 地区数 | 记录数 |
|---|---|---|---|---|---|
| 正在载入覆盖信息… | |||||
轻量数据包包含 CSV 与 JSON；Parquet 适合批量分析。字段、质量状态和来源定位见配套说明。
CISPO / CHINA · 2030—2060
选择情景和年份，观察全国技术结构、省级部署重点和基础设施需求如何同步变化。不同路径采用相同的图表与空间口径，便于直接比较。
EPSG:2380 / 0.25° SPATIAL LAYOUT
地图显示所选年份的陆上风电和集中式光伏装机，并完整标示台湾与南海诸岛。可以切换总装机与当期新增，并叠加省际交流、直流输电线路。
WHERE THE SYSTEM GROWS
区域矩阵显示风电、光伏与储能的部署重心；省级排名可按技术切换，并随所选年份更新。
HOURLY MARKET SIGNAL
这里先概览全国逐小时边际电价。年份与情景沿用上方选择；更完整的时间规律、地区差异和情景比较收录在电力市场模拟板块。
POWER MARKET SIMULATION / 2030—2060
电力市场模拟把容量规划结果放入逐小时运行环境，观察边际电价如何随需求、资源、政策与系统约束改变。
MARKET OVERVIEW
CISPO / HOURLY MARGINAL PRICE
从 2030 到 2060 年，比较不同情景下每个小时的电力平衡影子价格，识别波动、高价和零价时段。
SELECTED RESULT
所选情景与年份的逐小时边际电价分析。
逐小时曲线保留峰值出现的时间位置，而不只呈现年度均值。
P95 与极端值帮助判断供需平衡最紧张的时段。
低价时段反映新能源富余、储能和需求响应的潜在价值。
识别供暖、制冷和水电季节变化对价格的影响。
观察光伏中午出力与晚高峰需求如何改变价格。
判断高价、低价和零价状态分别持续多少小时。
REGIONAL PRICE DIFFERENCE
比较 32 个省级电网单元的需求加权均价、P95 和价格波动，识别资源、负荷与输电约束形成的空间差异。
COMPARE SIX PATHWAYS
GISPO / GLOBAL · 2050
切换系统约束，比较全球装机、发电、储能与跨区互联如何重新组合。每个结果均来自 8,760 小时运行约束下的 2050 年静态优化。
土地、水电和跨区互联均参与系统优化。
GLOBAL 1° DISPLAY GRID
空间图层随 2050 情景同步切换。地图保留所有有装机的模型网格，并在屏幕尺度上聚合为 1° 展示单元。
144 MODEL NODES
节点矩阵用面积和亮度显示部署规模。可在风电、光伏、储能和总装机之间切换，查看 2050 年空间重心。
INTERREGIONAL CONNECTIONS
展示当前情景中新增容量较高的跨区线路。线条长度为排版表达，数字为模型新增线路容量。
当前 GISPO 结果用于比较 2050 年不同约束下的空间格局。它不显示 2030—2050 的建设节奏；路径年份将在对应模型结果完成校验后另行加入。
了解 GISPO 方法 ↗DATA CENTER / DOWNLOADS
ZIP 数据包适合快速使用，CSV 适用于表格与常规分析，Parquet 适用于批量处理。
CSV + JSON · 23 项指标 · 32 个地区
适用于 Excel、R、Python 与通用表格工具
列式存储，适合高性能分析工作流
范围、字段、来源与质量说明
DATA CENTER / DICTIONARY
历史观测与模型情景采用兼容的长表结构，并通过数据类型、情景和模型版本字段加以区分。
data_type明确标识 observed 历史观测或 modeled 模型结果。
metric_id稳定英文键，例如 installed_capacity_total。
geography_id连接全球、国家、省级、网格或电力系统节点。
year / hour历史数据使用观测年份；模型数据可扩展至模型年份和逐时序列。
value / unit数值必须与标准单位同时出现，避免跨模型和跨版本误读。
edition_year来源年鉴或统计资料的出版年份。
source_relative_path数据在原始资料库中的相对位置。
source_page / table_title用于回到原始页面或工作表进行复核。
scenario_id连接基准、政策、需求、技术和敏感性假设。
model_version记录生成结果的模型名称、代码版本和参数集。
technology发电、储能、输电、碳管理和需求侧资源的标准名称。
uncertainty可记录上下界、样本、敏感性标签或概率信息。
quality_status对历史观测记录提取检查，对模型结果记录完整性、边界和守恒检查。
provenance指向原始资料、模型运行、输入版本或结果清单。
DATA CENTER / QUALITY
以下指标来自本次发布执行的结构检查、类型检查、来源抽样和跨版本一致性比较。
最终提取流程失败项
无穷值或非数值观测
抽样回看原始单元格
抽样源值偏差
识别空表、重复表、合并单元格和异常规模。
检查非数值、极端值、单位与年份边界。
从原始工作簿和 PDF 回看表格单元格。
比较不同版本中同一指标的相对差异。
03 — MODEL TOOLS
ERAM 生成高分辨率资源数据；CISPO 和 GISPO 分别用于中国与全球电力系统的容量规划和逐小时运行分析。
三个模型共享资源、技术和时序数据接口，并针对资源评估、中国电网和全球电网采用不同的空间结构。
ERAM 根据气象、地形、土地利用和技术参数，计算各空间网格的可开发面积、装机上限与逐小时容量因子，结果可直接作为电力系统模型的输入。
年平均风速或太阳辐射不足以表示项目可开发潜力。海拔、坡度、保护区、航道、屋顶面积和技术参数都会改变可建设位置与发电表现，ERAM 在空间网格和逐小时时序中保留这些差异。
模型使用 ERA5 气象数据估计轮毂高度风速、空气密度和光伏组件输出，并叠加土地利用及其他空间约束。输出包括位置、逐小时出力系数、可开发面积和容量上限。
不同风机、光伏技术和土地约束下，可开发资源量会怎样变化？
风光出力在一天、季节和极端天气期间如何波动并形成互补？
哪些空间网格应作为电力系统规划中的候选建设节点？
把气象、地形、土地利用和基础设施数据统一到 0.25° 网格及逐小时时间轴。
通过轮毂高度外推、空气密度修正、风机功率曲线和光伏组件模型计算发电能力。
逐项排除坡度、海拔、保护区、建设用地和航道等不可开发区域，并估算屋顶空间。
生成逐小时容量因子、可建设面积、最大装机量和其他资源潜力数据集。
ERAM 描述的是资源供给侧的物理与工程上限，不直接决定最终建设位置。投资、输电、可靠性和政策约束由后续系统优化模型处理。
风速垂直外推、风机功率曲线、光伏性能模型、地理排除规则，以及使用人口、道路、夜间灯光等特征训练的 XGBoost 屋顶面积预测。
每个资源网格都携带位置、逐小时出力系数和最大可建容量，使系统模型能够比较远距离优质资源与近负荷中心资源的综合成本。
依据轮毂高度风速、功率曲线、空气密度与极端天气条件生成逐小时出力。
连接辐射、温度与风速，并分别评估地面适宜区域和建筑屋顶空间。
在坝址与水文条件层面描述既有能力和可扩张潜力。
估计农业和林草剩余物供给，并构建可供碳源汇匹配使用的空间边界。
中国可持续电力系统综合优化模型连接高分辨率资源、32 个省级电网单元与完整 8,760 小时运行，在同一个优化问题中决定“建什么、建在哪里、何时运行”，形成从 2030 年延伸至 2060 年的电力转型路径。
高比例可再生能源系统需要在低风、无光和负荷高峰时段保持供需平衡。只使用少量代表性时段，可能遗漏连续低资源天气、季节性水电变化或跨区通道拥塞。
CISPO 使用完整 8,760 小时序列联合求解投资和运行。风光按约 0.25° 网格选址，水电按坝址表示，并与储能、火电灵活性、省际输电、备用和惯量要求统一优化。
不同减排目标和技术成本下，中国最具成本效益的电源结构是什么？
储能、灵活火电与省际输电之间如何替代或互补？
从 2030 到 2060 年，新增、改造与退役应以怎样的顺序发生？
载入分地区负荷、既有机组、电网、资源时序、技术成本、寿命和政策目标。
决定发电、储能、省内接入和省际交直流输电的建设位置、规模与时点。
逐小时安排发电、启停、储能充放电和跨区电力流，同时满足安全约束。
将新增和退役容量反馈至下一阶段，连续生成 2030—2060 动态转型路径。
在满足需求、可靠性和减排边界的前提下，最小化投资、固定运维、燃料、启停、输电与其他运行成本的系统年化总成本。
各资源网格与省级单元的新增容量、退役容量、逐小时发电、储能状态、机组启停、省际电力流和碳捕集运行。
逐小时电力平衡、可用容量、爬坡与最小出力、备用、惯量、储能能量守恒、输电容量、资源潜力和排放上限。
风、光、水、煤电、气电、生物质、核电及其碳捕集配置。
电池、抽水蓄能、备用容量、惯量需求和火电灵活运行。
同时考虑资源网格接入成本和省际交流、直流输电扩张。
输出技术和空间容量布局、逐小时调度、输电流、排放与系统成本。
全球可持续电力系统综合优化模型把近 60 万个资源节点、144 个电网、跨区域输电和碳管理置于同一框架，研究全球净零电力系统应该如何布局、互联并在全年每个小时保持平衡。
资源中心和负荷中心经常跨越国界，区域天气相关性和输电互联会影响储能、备用容量、技术选择与供电安全，因此需要在跨区域网络中统一计算。
GISPO 将世界划分为 91 个区域和 144 个电网，联合表示电力平衡、储能、热电机组、跨区输电、碳捕集与源汇匹配；风光保持 0.25° 网格分辨率，水电按坝址表示。
资源条件、需求增长和技术成本差异会形成怎样的全球能源分工？
加强区域互联能减少多少储能、备用容量和系统成本？
碳捕集、碳源汇运输与直接空气捕集应在哪里部署并如何协同？
统一资源、土地、需求、既有设施、技术成本、输电拓扑和碳源汇空间数据。
依据潜在互联关系识别子网络，将超大规模全球问题切分为可计算单元。
各子模型同步优化容量扩张与 8,760 小时运行，并交换边界电力流信息。
迭代更新跨区连接与边界条件，直到区域决策共同形成一致的全球方案。
近 60 万个风光节点、完整逐小时时序与多类系统技术构成大规模优化问题。模型按网络拓扑切分区域并协调边界变量。
模型同时决定发电、输电、CCS、碳运输、封存和直接空气捕集技术的容量与运行。
情景变量包括需求、技术成本、互联强度、碳预算与资源可开发边界，用于比较不同政策和技术路径。
风光在 0.25° 网格选址，水电在坝址扩张，系统决策汇总至 144 个电网。
比较不同互联强度下资源互补、系统成本和供电安全。
内生优化碳捕集配置、源汇运输匹配和多类直接空气捕集技术。
输出容量布局、能源结构、逐小时运行、跨区电力流、边际成本与碳管理路径。
04 — RESEARCH TEAM
PlanetaryEnergy 的工作涵盖能源系统研究、模型开发、数据工程、质量控制、可视化和研究传播。
每个项目在研究设计阶段确定模型、数据、质量检查和成果表达的负责人，并使用统一的版本与证据记录。
研究统筹、电力系统、数据工程、质量与统计、可视化和研究传播分别承担明确职责。
查看能力与分工 ↗问题定义、数据建设、模型分析、结果解释和发布。
了解工作方式 ↗ 03 · COLLABORATE合作对象包括研究机构、行业团队、数据提供方和传播伙伴。
合作与加入 ↗TEAM / CAPABILITIES
六个协作领域分别负责研究设计、模型、数据、质量、可视化与传播。
CAPABILITIES / DIRECTORY
点击各领域可查看主要职责、工作范围和当前项目任务。
负责确定研究问题、方法路线、数据需求、交付计划和合作分工。
了解工作领域 ↗研究容量扩张、逐时运行、空间布局与区域差异，比较不同能源转型情景的成本、排放和可靠性。
了解工作领域 ↗负责异构文件提取、数据模型、自动化流程和版本化发布。
了解工作领域 ↗负责异常检测、来源抽样、跨版本比较和质量报告。
了解工作领域 ↗负责研究图表、数据工作台、地图和网站信息结构。
了解工作领域 ↗负责成果编辑、对外发布、合作沟通和开放资料维护。
了解工作领域 ↗各领域在项目开始时确定负责人、输入、检查方法和交付内容。
了解团队工作方式 ↗负责研究问题、方法路线、数据产品和外部合作的统筹。
ROLE IN THE COLLECTIVE
负责确定研究问题、技术路线、工作计划和成果形式，并协调能源研究、模型开发、数据工程与视觉传播工作。
WORK IN PRACTICE
以下列出该领域在研究项目中的主要任务。
TEAM / HOW WE WORK
项目按问题定义、数据建设、模型分析、结果解释和发布五类任务组织，并记录来源、假设、参数和版本。
明确研究对象、使用场景、空间与时间范围，以及需要回答的指标。
设计来源链、数据模型、质量检查和版本结构。
报告模型结果、敏感性、不确定性和适用边界。
提供数据格式、字段说明、方法文档和可视化入口。
05 — APPLICATION CASES
应用案例说明 ERAM、CISPO 和 GISPO 如何用于市场模拟、项目选址、投资评估和净零规划，并列出所需数据、分析流程和主要交付。
三个案例分别对应电力市场分析、新能源项目开发和长期减排规划，并复用 ERAM、CISPO 与 GISPO 的核心能力。
重建五分钟市场出清、区域价格和跨区电力流，评估储能、风光项目与输电扩张的市场价值。
市场参与者 · 投资机构 · 发电企业 · 储能开发商查看完整案例 ↗联合资源、土地、电网、市场价格和建设成本，筛选更具投资价值的风光项目位置。
开发商 · 基础设施基金 · 园区了解应用 ↗ CASE 03 · STRATEGYSCENARIO把负荷增长、可再生能源、储能、输电与碳管理放入同一长期优化路径。
大型用能企业 · 公共机构 · 区域政府了解应用 ↗模型使用 AEMO 公开数据重放历史出清，并设置风光、储能、输电和需求情景，用于分析区域价格、资产收入、拥塞和投资风险。
风光项目、储能和跨区输电的收益取决于五分钟价格、局部拥塞、出力相关性、负荷形态和竞争资产投产节奏。模型在统一的时间与网络边界下计算收入及其敏感性。
不同建设年份、技术成本和竞争项目投产节奏下，项目收入与回收期如何变化？
储能容量、时长和充放电策略如何影响能量市场收入，并应对价格尖峰？
跨区通道限制和区域供需差异如何改变节点附近资产的实际可捕获价格？
接入 AEMO 的价格、需求、机组调度、网络约束与跨区电力流，建立历史市场数据库。
复现五分钟出清和区域价格，检查模型对历史供需、机组行为和拥塞事件的解释能力。
叠加 ERAM 资源时序、项目管线、负荷增长、储能和输电扩张，形成可比较的投资情景。
形成价格、收入、弃电、利用率、拥塞和敏感性分析仪表板，并保留可复算场景。
五分钟区域价格、发电组合、边际机组和跨区电力流。
可捕获价格、收入结构、充放电收益、弃电与容量利用。
价格波动、拥塞、负价格、天气年份和竞争项目敏感性。
技术、区位、容量、时长、投产时点和对冲方案比较。
模型综合风光资源、土地合规、工程条件、并网距离、市场价格和潜在拥塞，对候选区域与项目地块进行筛选和排序。
ERAM 生成长期资源和逐小时出力，随后叠加土地、环境、道路、建设条件与并网边界，并使用市场情景计算可捕获电价、弃电和收入。
识别资源质量高且满足基础排除条件的风电、光伏候选区域。
评估地形、用地、道路、施工、并网距离和潜在网络容量。
模拟逐小时发电与区域价格，计算可捕获电价、弃电与收益波动。
按客户权重比较成本、收益、风险与开发成熟度，形成项目管线。
适宜区域、排除原因、资源等级与并网位置。
逐小时出力、预计发电、容量因子与年际波动。
建设成本、LCOE、可捕获价格、收入与敏感性。
多指标评分、推荐顺序和下一步核查清单。
将长期减排目标拆解为可以执行的能源投资序列。模型联合考虑负荷增长、能效、电气化、可再生能源、储能、输电、燃料替代与碳管理，寻找满足业务和可靠性要求的低成本转型路径。
模型基于资产、合同、负荷和排放基线，在设备寿命、建设周期、资金约束和可靠性要求下，比较技术组合并给出分阶段投资、退役和采购方案。
整理资产、能源采购、逐时负荷、成本、合同、排放和业务增长边界。
设置减排目标、技术价格、燃料情景、可靠性与投资节奏。
协同选择能效、电气化、清洁电力、储能、网络和碳管理方案。
输出分阶段投资、采购、退役、减排效果与关键触发条件。
资产、负荷、成本和排放的统一数据基础。
各规划年的技术组合、容量和投资需求。
技术、价格、需求和政策不确定性对决策的影响。
近期措施、决策窗口、数据缺口与跟踪指标。