绿色电力证书对城市屋顶光伏经济性及地方可再生能源消纳目标的影响

图1 绿证对城市屋顶光伏经济性及可再生能源消纳的影响分析框架

Fig. 1 Analysis framework for the impact of Green Electricity Certificate (GEC) on the economic viability and renewable energy consumption of urban rooftop photovoltaics

1.2 城市调研

本研究通过多源数据搜集城市屋顶光伏相关参数。首先，从谷歌地图获取各个城市人民政府所在地的经纬度信息，并基于此从NASA开源数据库MERRA-2^[26]中获取各城市的气象基础数据。随后，利用交互式可再生能源网络工具SIREN^[27]生成城市一年（8760 h）的精细化天气数据，包括温度、太阳水平总辐射、太阳直接辐射、太阳水平散射辐射、湿度和风速等关键参数。

此外，本研究还广泛调研了各个城市的土地利用信息，用于估算建筑屋顶面积。其中，各类建筑的建设用地面积方面，数据来源于《2021年中国城市建设统计年鉴》^[28]。参考年鉴划分的8类建筑，本研究剔除了不适合建设屋顶光伏的建筑，再根据适用的电价，将5种适合建设屋顶光伏的建设用地类型归纳为两大类建筑：居民建筑和工商业建筑。其中，居民建筑包括居住用地和公共管理与公共服务用地建筑；工商业建筑则涵盖商业服务业设施用地、工业用地和物流仓储用地建筑。

在建筑密度数据方面，本文基于各城市人民政府网等官方网站，收集了2014—2022年间上述5类建筑用地的建筑密度数据，每个城市约600条，确保了数据的全面性和代表性。经过异常值剔除和重复数据清理，并对建筑密度分布进行分析后，最终选取中位数作为每个城市该类建筑的建筑密度代表值。

不同建筑类型的屋顶可利用率设定参考中国国家能源局发布的《关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》中有关不同类型建筑屋顶总面积可安装光伏发电比例要求^[29]，假设居民建筑的屋顶可利用率为50%，工商业建筑的屋顶可利用率为30%。

电价数据方面，从各省市发改委及电网公司公开文件中提取零售电价与煤电标杆上网电价信息，根据不同建筑类型的分时段电价与光伏出力时间段，计算加权零售电价；从权威研究报告中获取绿证交易价格数据。此外，技术成本数据通过行业协会报告及相关文献进行补充和完善。

1.3 城市屋顶光伏系统仿真建模

1.3.1 城市屋顶面积估算与光伏出力模拟

本文借鉴Xue等^[8]的方法，采用自下而上的方式估算城市屋顶面积及其光伏可安装潜力。基于城市调研数据，本文利用城市建设用地面积乘以建筑密度估算建筑占地面积，并近似替代屋顶面积（A，单位为m²）^[30]。

然后，考虑屋顶可利用率和光伏组件尺寸，计算光伏装机潜力：

(1)$ Q_{i j}=A_{i j} \times f_{j} \times k_{\circ} $

其中，Q_ij表示i城市j类建筑光伏装机潜力，即技术潜力，单位为kW；A_ij表示i城市j类建筑的屋顶面积，单位为m²；f_j表示j类建筑的屋顶面积可利用率；k为单位屋顶面积可铺设的光伏组件容量，单位为kW/m²。

最后，使用美国国家可再生能源实验室开发的系统顾问模型（System Advisor Model，SAM）^[31]，根据城市气象数据与光伏装机潜力，模拟各城市不同建筑类型的小时级屋顶光伏出力曲线。

1.3.2 城市小时级负荷曲线模拟

鉴于城市小时级电力负荷信息未公开且各类建筑负荷曲线存在显著差异，本研究利用居民建筑和工商业建筑典型负荷曲线估算了各城市不同建筑类型的用电负荷。具体原理为：首先，将分行业用电量统计数据匹配至工商业建筑和居民建筑，得到分建筑类型用电量；然后，将两类建筑典型日负荷曲线与用电量统计进行校对，得出各城市不同建筑类型的小时级负荷曲线。

1.3.3 光伏系统供需匹配模拟

将城市小时级负荷数据输入SAM，逐时匹配光伏出力曲线与用电负荷，得到符合实际的光伏自用电量和上网电量，为绿证收益计算提供更加准确的上网电量数据。基于此，计算屋顶光伏的自耗率（r）：

(2)$ r=P_{\mathrm{AUPV}} / P_{\mathrm{PVG}}。$

其中，P_AUPV为屋顶光伏的自用电量，P_PVG为屋顶光伏的年总发电量。

1.4 城市屋顶光伏经济性分析

1.4.1 成本分析

本文采用平准化度电成本（LCOE）和电网平价指数（GPI）作为分布式光伏项目的成本测度指标，计算公式如下：

(3)$ C_{2}=C_{\mathrm{M}, t}+C_{\mathrm{I}, t}+C_{\mathrm{R}, t}+I_{t}+T_{t}, $

(4)$ \begin{aligned} \mathrm{LCOE}= & \left(C_{1}+\sum_{t=0}^{N}\left(C_{2} /\left(1+R_{\mathrm{d}}\right)^{t}\right)\right) / \\ & \left(\sum_{t=0}^{N}\left(P_{\mathrm{PVG}, t} /\left(1+R_{\mathrm{d}}\right)^{t}\right)\right)。 \end{aligned} $

其中，N代表屋顶光伏技术寿命，R_d表示贴现率。公式综合考虑了各项成本要素，包括初始投资成本C₁和其他成本C₂，C₂包括运维成本C_M,_t、保险费用C_I,_t、租金C_R,_t、贷款利息I_t以及税收T_t。在税收计算方面，根据中国现行财税政策，分别计算增值税、城市建设税、教育费附加以及所得税。其中，绿证的实施增加上网电量售电收入，提升应缴纳的所得税，进而影响平准化度电成本。

电网平价指数（GPI）为光伏平准化度电成本与零售电价（p_r）的比值，当 GPI<1时，表明光伏发电成本低于零售电价，消费者安装屋顶光伏可以节约更多支出，从而产生经济激励。

1.4.2 收入分析

在“自发自用、余电上网”的运营模式下，屋顶光伏的收益主要包括两个部分：一是自发自用节省的电费，二是余电上网的售电收入。此外，上网电量还可通过售卖绿证获得额外收入。

(5)$ M_{t}=R_{\mathrm{s}, t}+R_{\mathrm{r}, t}, $

(6)$ R_{\mathrm{s}, t}=P_{\mathrm{AUPV}, t} \times\left(p_{\mathrm{r}}+p_{\mathrm{s}}\right), $

(7)$ R_{\mathrm{r}, t}=\left\{\begin{array}{l} \left(P_{\mathrm{PVG}, t}-P_{\mathrm{AUPV}, t}\right) \times\left(p_{\mathrm{c}}+p_{\mathrm{s}}\right) \text { 绿证政策实施前 } \\ \left(P_{\mathrm{PVG}, t}-P_{\mathrm{AUPV}, t}\right) \times\left(p_{\mathrm{c}}+p_{\mathrm{gc}}+p_{\mathrm{s}}\right) \text { 绿证政策实施后 } \end{array}\right. \text { 。 } $

其中，M_t代表第t年的总收入，包括节省的电费R_s,_t和售电收入R_r,_t。由于2021年部分地方政府仍提供全电量补贴，绿证实施前的上网电价由地方补贴p_s和煤电标杆上网电价p_c组成。绿证实施后，售电收入进一步增加，具体体现为绿证价格p_gc带来的额外收益。

1.4.3 收益指标计算

本研究通过构建现金流量表，逐年测算光伏发电项目成本和收入，并进一步计算内部收益率（IRR)、净现值（NPV）以及动态回收期（DPBP）3个财务指标。IRR是指使项目净现值（NPV）等于零时的折现率，即项目投资的年均复合收益率。IRR越高，表明项目的盈利能力越强。当IRR大于基准收益率8%时，认为项目在财务上具有可行性。NPV表示投资项目生命周期内贴现后的现金流入与现金流出的净差额，反映项目收益的总体规模。DPBP则是在考虑资金时间价值的情况下，项目现金流入抵偿全部投资所需的时间。绿证收益通过提升上网电量售电收入，直接增加了项目总收入，从而提高IRR、增加NPV以及缩短DPBP。

1.5 绿证对地方可再生能源消纳目标的贡献分析

本文进一步分析在绿证实施后，具有经济性潜力的光伏项目得到开发，并获得绿证发放，同时考虑上网电量本地消纳和外地消纳两种情况，分析将绿证电量纳入能源消费核算后对实现当地可再生能源电力消纳责任权重目标的潜在贡献。

1.6 数据来源与假设

城市屋顶光伏系统模型、经济性分析相关参数来源和取值如表1所示。

表1 数据来源与假设

Table 1 Data sources and assumptions

2 结果分析

基于上述模型，通过对比分析绿证政策实施前后的成本收益变化（其他参数保持恒定)，可定量评估绿证机制对城市屋顶光伏项目经济性的影响。

2.1 成本影响分析

绿证实施导致城市屋顶光伏的度电成本（LCOE）有所上升，平均增加了0.0042元/(kW∙h)，增幅为0.92%（如图2所示)。其中，东北地区（如吉林、黑龙江）和大部分西北地区（如宁夏、新疆）的LCOE增量较大，平均增加了0.0048~0.0078元/(kW∙h)，增幅达到1.25%~1.89%。其他地区的平均增幅相对较低，约为0.64%。

图2

图2 绿证实施后居民建筑LCOE增量

Fig. 2 Increase in LCOE of residential buildings after the implementation of GEC

从城市层面来看，上网电量较高的城市LCOE增幅较大，这主要是因为绿证政策通过增加上网电量的售电收入，间接提升了税收。此外，所有城市的电网平价指数（GPI）平均增长了0.92%。然而，除克拉玛依（绿证实施前GPI已超过1）外，其余城市的GPI仍低于1，表明单位发电成本依然低于零售电价。由此可见，绿证的实施并未从根本上改变城市屋顶光伏的电网平价状况，屋顶光伏发电成本相较于零售电价仍具备竞争力。

从建筑类型来看，绿证对居民建筑的影响显著大于工商业建筑。这是因为绿证主要通过提高上网电量收入来改善屋顶光伏经济性，而工商业建筑用电量大，光伏发电自耗率普遍接近100%，上网电量趋近于零，因此各项指标的变化约为0.00%（图略），绿证核发对该类建筑的总收入影响并不明显。基于此，本文后续将聚焦于居民建筑，深入分析绿证政策对屋顶光伏收益的影响。

2.2 收益影响分析

实施绿证后，75%的城市居民建筑屋顶光伏项目实现了经济性（即内部收益率超过8%的基准收益率)，平均IRR达到9.27%（图3)，平均增幅为7.02%。其中，有20个城市IRR因绿证收益而超过8%，由非经济性转变为经济性，这些城市主要分布在中部和东北地区（表2)。预计这20个城市的屋顶光伏新增总装机容量将达到29473 MW，推动样本城市的光伏安装潜力增长38.36%，年发电量增加366.5亿kW∙h，增幅达39.96%。

图3

图3 绿证实施后居民建筑IRR增量(a)及与自耗率关系(b)

Fig. 3 Incremental change of the IRR of residential buildings (a) after the implementation of GEC and their self-consumption rates (b)

表2 屋顶光伏IRR变化最显著的20个城市

Table 2 The 20 cities with the most significant changes in rooftop photovoltaic (PV) Internal Rate of Return (IRR)

从相关性分析来看，城市屋顶光伏IRR的增幅与光伏发电自耗率之间呈显著的负相关关系（图3)。例如，吉林、宁夏、黑龙江的光伏发电自耗率较低，均值分别为23.04%、37.97%、36.56%，因此绿证实施后这些地区的IRR增幅较高，分别达到13.94%、18.08%、11.78%。

在实施绿证后，各城市NPV显著增长（图4)。居民建筑的平均NPV达到6.99亿元，平均增长2.15亿元，增幅为44.42%。其中，东北地区的NPV增加尤为显著，黑龙江和吉林各城市的NPV分别平均增加2.66亿元和3.88亿元。尽管发达地区（如广东、浙江等）的IRR增幅相对较小，但由于这些地区在绿证实施前已经具备较高的初始经济水平和较大的装机潜力，绿证的引入仍推动了NPV绝对规模的大幅增长。例如，浙江各城市的NPV平均增加3.69亿元，充分体现了规模效应的作用。相比之下，中部地区的NPV增幅相对较低。

图4

图4 绿证实施后居民建筑NPV变化情况

Fig. 4 Changes in the Net Present Value (NPV) of residential buildings after the implementation of GEC

在DPBP方面，绿证对缩短投资回收期的作用尤为显著（图5)，大部分城市屋顶光伏项目动态回收期缩短年限集中在 0~1 年。在绿证核发前DPBP<25年（本文设定光伏系统的寿命为25年，若回收期超过25年，项目收益可能无法覆盖成本）的城市中，居民建筑的DPBP平均缩减了1.25年。其中，吉林省的DPBP变化最为突出，平均缩短了5.27年，尤其松原市，DPBP减少了5.30年，成为年限缩短最多的城市。

图5

图5 绿证实施前后居民建筑的DPBP变化情况

注：图为绿证核发前DPBP<25年的城市（共55个城市）的缩短年限分布。

Fig. 5 Changes in the Dynamic Investment Pay-back Period (DPBP) of residential buildings after the implementation of GEC

2.3 城市异质性与影响机制分析

本文通过对城市经济发展水平、绿证实施后的IRR增量和NPV增幅进行聚类分析，探讨绿证实施对城市屋顶光伏经济性影响的差异及其成因（表3)。研究结果表明：

表3 绿证影响下不同城市屋顶光伏项目IRR与NPV表现聚类结果

Table 3 Clustering results of IRR and NPV performance of rooftop PV in different cities under the influence of GEC

对于东北和西北地区的城市（聚类分组1)，由于经济发展水平较低，全社会用电量较少，光伏发电自耗率普遍偏低，绿证实施后光伏上网电量收益显著增加，从而大幅提升了整体经济性。这类城市的IRR平均增量为1.06%，NPV平均增幅达到84.79%。

对于中部地区的大多数省份城市（聚类分组2和3)，经济发展水平处于中等水平，绿证实施对光伏项目经济性的提升作用较明显。这类城市的IRR平均增量为0.56%，NPV平均增幅为174.06%，提升幅度较大。

相比之下，东部沿海地区的城市（聚类分组4）经济发展水平较高，全社会用电量大，屋顶光伏自耗率高，因此绿证收入对光伏项目经济性的提升作用相对较小。这类城市的IRR平均增量为0.15%，NPV平均增幅为19.48%。

综上所述，经济欠发达地区的城市受绿证的经济激励效应更显著，这表明绿证政策不仅能够有效提升这些地区屋顶光伏的经济性，还可以起到缩小城市间屋顶光伏经济性差异的作用，进而促进区域分布式光伏的平衡发展。

2.4 对地方可再生能源消纳的潜在影响分析

本文假设具有经济性的屋顶光伏资源均被充分开发，且全部发电量均获得绿证，同时考虑上网电量在省内消费与省外消费两种情形，分析其纳入能源消费核算后对各地落实可再生能源电力消纳责任权重目标的影响。

从省际角度来看（表4)，广东省和吉林省有机会通过分布式光伏发电超额完成当年非水电消纳责任权重的最低要求。然而，两省超额完成的原因有所不同。对于广东，其高目标贡献率主要得益于屋顶光伏的巨大开发潜力。该省的屋顶光伏发电潜力高达1039.28亿kW∙h，位列第一。在全部开发且本地消纳的情况下，该省对非水电消纳责任权重目标的贡献达到了264.23%，体现出显著的规模效应。相比之下，吉林的高贡献率主要归因于较低的全社会用电量。该省在9个省份中全社会用电量最低，因此在屋顶光伏全部省内消纳的情况下，可满足本地22.41%的用电需求，对非水电消纳责任目标的贡献率达到106.73%。

表4 各省（区）屋顶光伏对可再生能源电力消纳责任权重目标的潜在贡献

Table 4 Potential contribution of residential and commercial rooftop photovoltaics to the renewable energy power consumption obligation targets

对于湖南、安徽等中部省份，屋顶光伏年发电潜力为207.36亿~220.27亿kW∙h。在全部本地消纳的情况下，屋顶光伏发电量最高可占全社会用电量的8.11%~9.62%，对非水电消纳责任权重目标的贡献率达到57.94%~71.29%。

对于新疆和宁夏等西北地区，尽管这些地区太阳辐照条件优越，但人口稀少导致屋顶光伏可开发潜力较低，其年发电潜力仅为3.18亿~11.39亿kW∙h，占全社会用电量的0.27%~0.33%。因此，这两个地区对非水电消纳责任权重目标的贡献相对较低，分别为2.63%和1.25%。

2.5 敏感性分析

为评估绿证价格变化对屋顶光伏经济性的影响，进行了敏感性分析。设定绿证价格波动范围为±10%，并计算了不同情景下各经济性指标的波动幅度（图6)。结果显示，光伏自耗率较低的城市对绿证价格变化的敏感性更高，而不同省份在各经济性指标上的敏感性存在显著差异。具体而言，新疆、黑龙江、吉林和宁夏的LCOE和IRR对绿证价格波动表现出较高的敏感性。此外，黑龙江的NPV对绿证价格波动尤为敏感。当绿证价格变动±10%时，其NPV变动幅度高达±117.44%。在DPBP的波动方面，黑龙江和吉林表现较突出，当绿证价格变动±10%时，黑龙江和吉林的平均DPBP分别下降1.70%、2.39%以及分别上升1.64%、2.56%。此外，绿证价格上升10%后使具有经济性的城市由原本的75个增加至79个，价格下降10%后具有经济性的城市下降至72个。

图6

图6 绿证价格提高(a)和减少(b) 10%后经济指标变化

Fig. 6 Changes in the economic indicators with a 10% increase (a) and a 10% decrease (b) in GEC prices

3 结论

本文深入分析了绿证政策对中国9个省（区）100个城市屋顶光伏经济性的潜在影响。研究结果表明，绿证实施显著提升了城市居民建筑屋顶光伏项目的经济吸引力。实施后，城市居民建筑屋顶光伏项目的平均内部收益率达到9.27%，其中20个城市从不具备经济性转变为具备经济性；各城市项目的净现值显著提高，较绿证实施前平均增长2.15亿元；绿证核发前投资回收期<25年的城市屋顶光伏项目的平均投资回收期缩短了1.25年，大幅提高了财务可行性。由此可见，绿证的实施为推动城市屋顶光伏发展提供了重要的经济激励。

绿证核发带来的经济激励在不同省份和城市之间呈现出显著的异质性。东北和西北地区由于经济发展水平较低，屋顶光伏自用电量占比较低，绿证交易通过增加占主导地位的上网电量售电收入，显著改善了屋顶光伏项目的经济性。相比之下，经济发达地区由于光伏自用电占比高，绿证对这些地区屋顶光伏项目的内部收益率和投资回收期的改善作用相对较弱。总体而言，绿证对欠发达地区的激励效果更突出，有助于推动区域可再生能源的平衡发展。从净现值表现来看，除了东北地区增幅明显，经济发达地区因其初始经济水平高、装机潜力大，绿证实施后净现值增量较大，表现出显著的规模收入效应。

城市屋顶光伏通过绿证核发与消纳，对地方可再生能源电力消纳责任权重目标的实现贡献显著。研究表明，当具有经济性的屋顶光伏充分开发且全部上网电量本地消纳时，吉林和广东可通过分布式光伏发电超额完成当年非水电消纳责任权重的最低要求。除上述两省，其他省份的屋顶光伏绿电对消纳责任权重的最大贡献率中位数达到了57.55%（1.25%~89.72%）。总体而言，全面挖掘城市屋顶光伏的经济和环境效益，将为实现地方可再生能源电力消纳责任权重目标提供强有力的支持。

基于上述研究结果，各省市应充分认识绿证在提升经济效益、加速能源转型及节能评价考核中的积极作用，积极推进屋顶光伏的发展：(1)各地需全面评估省内屋顶光伏的可开发潜力，结合城市的发展阶段与自耗率水平，制定有针对性的政策措施；(2)对于自耗率较低、受绿证激励显著的地区，应抓住市场机遇，加快开发进程，推进绿证交易，以最大化经济收益；(3)对于经济较发达、自耗率较高的城市，需将屋顶光伏纳入规划，利用绿证规模收入效应扩大综合效益；(4)对于因绿证政策推动能够转变为具备屋顶光伏经济性的城市，地方政府应及时抓住政策红利，出台配套扶持措施，全力支持屋顶光伏项目的开发与实施。通过更高效利用绿证政策工具，各地可积极落实再生能源电力消纳责任权重目标，推动区域能源结构优化与绿色发展。

4 讨论

需要指出的是，本文假设所有具有经济性的屋顶光伏均可获得绿证且上网电量均进行交易。然而，实际情况中，只有部分绿证电力会进行交易并获得收益。截至2025年3月底，全国累计交易绿证7.53亿个，而累计核发可交易绿证为38.35亿个，仅约19.63%的绿证电力进行了交易并产生额外收益^[43]。因此，文中的部分指标结果，如净现值、最大装机潜力、交易电量及对地方可再生能源电力消纳责任权重目标的贡献率，可能高于实际情况。然而，内部收益率、投资回收期及其对不同地区异质性影响的分析结果仍具有重要的参考价值。未来研究应进一步分析绿证交易中的障碍和影响因素，以推动绿色电力证书制度的高质量发展。

值得注意的是，2025年出台的《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知（发改价格〔2025〕136号）》^[44]要求新能源上网电量全面参与市场化交易，推动光伏项目收益模式从固定电价转向市场化定价。这一转变因光伏发电曲线与电价峰谷错配而显著增加项目收益不确定性，进而影响投资决策。政策影响将呈现明显的区域和项目类型差异：工商业项目及经济发达地区因自耗率较高，受市场化电价波动的影响相对较小；但由于上网电量减少，绿证收益对项目经济性的边际贡献将相应降低。这一政策导向可能导致短期内分布式光伏项目加速向电力消纳能力强的区域和工商业建筑集中，进一步加剧区域间屋顶光伏发展的不均衡现象。值得注意的是，由于采用差价结算机制的电量无法同时获取绿证收益，这一规定可能减少绿证市场供给，改变供需关系，导致绿证价格波动加剧，从而增加屋顶光伏项目经济性评估的不确定性。因此，未来亟需深入研究市场化电价与绿证价格的协同机制，以有效管控电价风险并优化政策实施效果。

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Identifying obstacles of photovoltaic is the key to promote it. Therefore, this paper takes 331 cities in China as the research object, evaluates the photovoltaic power generation capacity of each city by using PVsyst software. Based on the life-cycle theory, cost-benefit analysis and scenario analysis, this study divides the photovoltaic life cycle into investment recovery stage and net profit stage, and constructs the economic analysis model of distributed photovoltaic. It sets up comparative scenarios based on policy and technology guidance to evaluate and analyze the photovoltaic economy of each city under each scenario without photovoltaic subsidies, and analyzes the regional utilization differences of photovoltaic. The results show that: 1) Under the benchmark scenario, the payback period of photovoltaic investment in only 105 cities is less than 13 years, and the profit index is 1.3~2.1; under the policy support scenario, it has only 201 cities whose payback period is less than 13 years and profit index is 1.3~2.3; under the technology development scenario, it has 259 cities whose payback period is less than 13 years and profit index is 1.3~2.5. 2) Supportive financial policy, electricity price policy and technological development can effectively improve the photovoltaic economy. Every 1% increase in electricity price growth rate will help the income of photovoltaic power generation increase by 5.25%; every 1% decrease in interest rate of photovoltaic loan will help the financing cost decrease by 6.67%, and the cost of photovoltaic power generation decrease by 3.22%; every 1% decrease in construction cost of photovoltaic system will help the cost of photovoltaic power generation decrease by 1%. 3) Due to the difference of resource endowment and economic conditions, there are obvious regional differences in photovoltaic economy. According to economic differences, the whole country should be divided into four levels to develop distributed photovoltaic in a targeted way.

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中国分布式光伏装机逐年攀升,项目收益持续向好,但由于太阳能资源禀赋分布不均衡、电价差异等因素影响,中国各省份分布式光伏收益水平高低不一,影响均衡发展。文章以中国不同省份、不同类型的分布式光伏为研究对象,建立通用经济性评价模型,对各省份分布式光伏进行收益及影响因素分析。结果表明：①中国太阳能资源分布严重不均匀,煤电价及一般工商业电价地区差异大;②多数省份分布式光伏能够达到收益要求,但是收益跨度大,省域间不均衡问题严重;③自用比例、发电小时数、租金是影响分布式光伏项目收益的重要因素。根据研究结果,建议从政策层面,仍有必要采取适当的激励措施,以均衡不同地区分布式光伏开发。

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The ice arches that usually develop at the northern and southern ends of Nares Strait play an important role in modulating the export of Arctic Ocean multi-year sea ice. The Arctic Ocean is evolving towards an ice pack that is younger, thinner, and more mobile and the fate of its multi-year ice is becoming of increasing interest. Here, we use sea ice motion retrievals from Sentinel-1 imagery to report on the recent behavior of these ice arches and the associated ice fluxes. We show that the duration of arch formation has decreased over the past 20 years, while the ice area and volume fluxes along Nares Strait have both increased. These results suggest that a transition is underway towards a state where the formation of these arches will become atypical with a concomitant increase in the export of multi-year ice accelerating the transition towards a younger and thinner Arctic ice pack.

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The Modern-Era Retrospective Analysis for Research and Applications, version 2 (MERRA-2), is the latest atmospheric reanalysis of the modern satellite era produced by NASA’s Global Modeling and Assimilation Office (GMAO). MERRA-2 assimilates observation types not available to its predecessor, MERRA, and includes updates to the Goddard Earth Observing System (GEOS) model and analysis scheme so as to provide a viable ongoing climate analysis beyond MERRA’s terminus. While addressing known limitations of MERRA, MERRA-2 is also intended to be a development milestone for a future integrated Earth system analysis (IESA) currently under development at GMAO. This paper provides an overview of the MERRA-2 system and various performance metrics. Among the advances in MERRA-2 relevant to IESA are the assimilation of aerosol observations, several improvements to the representation of the stratosphere including ozone, and improved representations of cryospheric processes. Other improvements in the quality of MERRA-2 compared with MERRA include the reduction of some spurious trends and jumps related to changes in the observing system and reduced biases and imbalances in aspects of the water cycle. Remaining deficiencies are also identified. Production of MERRA-2 began in June 2014 in four processing streams and converged to a single near-real-time stream in mid-2015. MERRA-2 products are accessible online through the NASA Goddard Earth Sciences Data Information Services Center (GES DISC).

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Cities have become the focus of global climate mitigation efforts because as they are responsible for 60%–70% of energy-related CO2 emissions. As the world is increasingly urbanized, it is crucial to identify cost-effective pathways to decarbonize and enhance the resilience of cities, which ensure the well-being of their dwellers. Here, we propose a ‘SolarEV City’ concept, in which integrated systems of cities’ roof-top photovoltaics and electric vehicles (EVs) supply affordable and dispatchable CO2-free electricity to urban dwellers. Our analyses indicate that implementations of the concept can meet 53%–95% of electricity demands in nine major Japanese urban areas by 2030. CO2 emission from vehicle use and electricity generation in these areas can be reduced by 54%–95% with potential cost savings of 26%–41%. High cost-effectiveness and seasonally stable insolation in low latitudes may imply that the concept may be more effective to decarbonize urban environments in emerging economies in low latitudes. Among several factors, governmental interventions will play a crucial role in realizing such systems, particularly in legislating regulations that enhance penetration of the integrated system of PV and EV and enable formation of decentralized power systems. As bottom-up processes are critical, policy makers, communities, industries, and researchers should work together to build such systems overcoming social and regulatory barriers.

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