经济

Yu Zhang

张瑜 Yu Zhang

清华大学经济管理学院博士生
清华大学电机工程与应用电子技术系博士生
她目前的研究重点是用经济学方法分析电力行业低碳转型过程中的相关政策。
欢迎哈佛中国项目的访问学生

欢迎哈佛中国项目的访问学生

March 8, 2022

王铮

王峥,博士。 来自北京大学,对能源的兴趣是他童年的一部分。 他成长于中国陕西延安,东汉时期(公元32年左右)有“水能烧(油)”的记载,中国第一口油井于1905年在郑氏国小修筑。 “在成长过程中,我与燃料和能源有着密切的接触,这让我对能源在工业发展和社会经济进步中的作用,以及能源作为当地政府主要收入来源之一的作用有了一定的认识, ”铮解释道。 “这让我对能源在社会经济中的真正作用感到好奇。” 随着家乡向风能和太阳能等可再生能源转型,铮亲眼目睹了能源在社会中的角色转变。 他计划在哈佛继续他的可再生能源研究。 他首先计划计算中国陆上和海上风电在不同时间(2030年、2060年)不同场景(如并网、多样化储能)下的容量潜力。 他将利用这些数据探索不同海拔高度风电的效率和经济成本,并比较中国风电和光伏的成本。 铮还计划将气候变化模型和陆面模型模拟结合起来,考虑计算不同地区风-光-储系统长期储能的容量需求。

 

向晨

对于香港大学博士研究生向晨来说,她有过一次前往危地马拉安提瓜的环境志愿服务之旅,在那里她从事水过滤工作,从而开启了她在环境治理方面的职业生涯。 “...

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Peter Sherman

介绍哈佛中国项目的新进博士后: Peter Sherman

February 28, 2022

Peter Sherman

Peter Sherman, 哈佛中国项目博士后,他最近获得了博士学位。他毕业于哈佛大学地球与行星科学系。他说,回顾他在哈佛的研究生时光,他感恩对本科生和当地高中生的指导。“让年轻人有机会了解(偶尔会遇到困难!)研究帮助我以我开始指导时没有想到的方式完善了我的教学和科学观点,”彼得解释道。 “从这些经验中,我学会了如何更好地综合和呈现研究,从而更容易‘坚持’人们学习气候变化科学。” 彼得对能源和气候变化研究的热情转化为他作为哈佛中国项目博士后研究员的新角色,他正在努力帮助了解气候危机的范围并提供可以实施以缓解这些问题的解决方案。 彼得的重点是区域气候变化如何影响人们,以及我们如何通过使我们的能源系统脱碳来减少一些主要后果——其中大部分是建立在他的博士学位基础上的研究。“我们特别关注电力部门以及一些难以减排的部门的脱碳方法,并考虑了一些项目,旨在跟进我们过去对印度电力部门和绿色能源所做的研究,”彼得说。“我还对关注气候和能源交叉的项目感兴趣,目前正在开展一个较小的项目,研究气候变化对未来空调需求的影响(以及由此对电网造成的影响)。 ” 彼得期待继续与哈佛中国项目的同事合作,并指出“整个团队非常棒,因为有来自各个领域的专家,从气候到大气化学再到能源系统规划。...

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Haiyang Lin

介绍哈佛中国项目的新进博士后: 蔺海洋

March 1, 2022

蔺海洋

蔺海洋,哈佛中国项目博士后,最近获得博士学位。他毕业于山东大学动力工程与工程热物理专业,成长于山东省寿光市。寿光素有蔬菜之乡的美誉,海洋从小就见证了各种果蔬从种植到成熟的过程,海洋称这是人类利用太阳能最古老、最自然的能源过程。因此,对于他来说,他将在数学和物理方面的天赋与他目前博士后研究的能源领域兴趣结合起来是很自然的。 过去几年,海洋一直致力于综合能源系统模拟和优化,研究能源供需特征。“我在这里的工作旨在通过结合技术经济模型来优化低碳能源系统的设计和运营,从而解决可再生能源、生物质能源和绿色氢应用的经济可行性和脱碳潜力,”海洋解释道。 他正在研究中国、日本和印度的脱碳战略,其中氢被认为在促进向未来深度脱碳能源系统过渡方面发挥关键作用,并有助于提高可再生能源在电力系统中的渗透率。 随着海洋继续他作为能源研究员的工作,他非常感谢哈佛-中国项目的跨学科性质。 “综合能源系统研究需要来自多个学科的投入,例如电力、经济学、气候、交通等,”他解释道。 “在这个小组中,我可以接触到这些专家,可以轻松地填补我学习的空白。 这么多具有不同专业知识的人正朝着同一个目标努力,这是非常了不起的。
Jianglong Li, Mun S. Ho, Chunping Xie, and Nicholas Stern. 2022. “China's flexibility challenge in achieving carbon neutrality by 2060.” Renewable and Sustainable Energy Reviews, 158, April, Pp. 112112. Publisher's VersionAbstract
China, with a heavy dependence on coal power, has announced a clear goal of carbon neutrality by 2060. Electrification of final energy use and high penetration of renewable energy are essential to achieve this. The resulting growth of intermittent renewables and changes in demand curve profiles require greater flexibility in the power system for real-time balancing – greater ability of generators and consumers to ramp up and down. However, the plan and market system with regulated prices makes this challenging. We discuss the options to improve flexibility, including 1) increasing supply-side flexibility, through retrofitting existing power plants to boost their responsiveness; 2) promoting flexibility from power grids, through building an efficient power grid with inter-provincial and inter-regional transmission capacity to balance spatial mismatch, given that China has a vast territory; 3) encouraging demand flexibility, through demand-response measures to enable demand shifting over time and space to address fluctuations in renewable energy generation; and 4) providing flexibility from energy storage. We consider policies to achieve this, in particular, power market reforms to unlock the flexibility potential of these sources. Regulated electricity prices and lack of auxiliary services markets are major obstacles and we discuss how markets in other countries provide lessons in providing incentives for a more flexible system.
Jianglong Li and Mun S. Ho. 2022. “Indirect cost of renewable energy: Insights from dispatching.” Energy Economics, 105, January 2022, Pp. 105778. Publisher's VersionAbstract
The rapidly falling costs of renewable energy has made them the focus of efforts in making a low-carbon transition. However, when cheap large-scale energy storage is not available, the variability of renewables implies that fossil-based technologies have to ramp up-and-down frequently to provide flexibility for matching electricity demand and supply. Here we provide a study on the indirect cost of renewable energy due to thermal efficiency loss of coal plants with such ramping requirements. Using monthly panel data for China, we show that higher renewable share is associated with fewer operating hours of coal-fired units (COHOUR). We use an instrumental variable depending on natural river flows to identify the causal effect of reduced COHOURs in raising the heat rate of coal-fired units. Specifically, a 1 percentage point increase in the share of renewables leads to a 6.4 h reduction per month, and a reduction of one COHOUR results in a 0.09 gce/kWh increase of gross heat rate (+0.03%). We estimate that the thermal efficiency loss indicates 4.77 billion US dollars of indirect cost of renewables in 2019, or 9.44 billion if we include the social cost of carbon emissions. These results indicate that we should consider the indirect impacts of renewables on total coal use and the importance of increasing flexibility of the system.

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