[論文レビュー] Integrating Hydrogen in Single-Price Electricity Systems: The Effects of Spatial Economic Signals

Frederik vom Scheidt, Jingyi Qu+3 more|arXiv (Cornell University)|May 1, 2021

Electric Vehicles and Infrastructure被引用数 4

ひとこと要約

本研究は、2030年のドイツを想定し、電解水素供給チェーンモデルとノード別電力ディスpatchモデルを統合して、均一価格と比較して空間的に差別化された電力価格が、潮流管理コストを最大20％削減し、再生可能エネルギーが豊富な低コストグリッドノードに水素生産をシフトさせることを示している。研究結果は、空間的経済的シグナルがシステム効率を著しく向上させ、高価なグリッド対策の必要性を低減することを示している。

ABSTRACT

Hydrogen can contribute substantially to the reduction of carbon emissions in industry and transportation. However, the production of hydrogen through electrolysis creates interdependencies between hydrogen supply chains and electricity systems. Therefore, as governments worldwide are planning considerable financial subsidies and new regulation to promote hydrogen infrastructure investments in the next years, energy policy research is needed to guide such policies with holistic analyses. In this study, we link a electrolytic hydrogen supply chain model with an electricity system dispatch model, for a cross-sectoral case study of Germany in 2030. We find that hydrogen infrastructure investments and their effects on the electricity system are strongly influenced by electricity prices. Given current uniform prices, hydrogen production increases congestion costs in the electricity grid by 17%. In contrast, passing spatially resolved electricity price signals leads to electrolyzers being placed at low-cost grid nodes and further away from consumption centers. This causes lower end-use costs for hydrogen. Moreover, congestion management costs decrease substantially, by up to 20% compared to the benchmark case without hydrogen. These savings could be transferred into according subsidies for hydrogen production. Thus, our study demonstrates the benefits of differentiating economic signals for hydrogen production based on spatial criteria.

研究の動機と目的

• 単一価格市場における電解による水素生産と電力システム運用の相互依存関係を分析すること。
• 空間的に解像度の高い電力価格が、水素生産および輸送インフラの最適立地に与える影響を評価すること。
• 異なる価格制度下での水素統合が、電力システムの潮流管理コストに与える影響を定量的に評価すること。
• 現在の単一価格電力市場内での、効率的かつ費用対効果の高い水素インフラ補助金の設計に関する政策的知見を提供すること。

提案手法

• 高空間解像度を有するノード別電力ディスpatchモデルと水素供給チェーン最適化モデルを連結した統合モデルフレームワークを構築した。
• 電力モデルは、均一価格とノード別価格のシナリオをシミュレートし、ネットワーク混雑と再ディスpatchコストを捉えた。
• 水素モデルは、電力価格、資本コスト、運用コストに基づき、費用最小の生産および輸送構成を決定した。
• モデルは反復的に結合された：電力ディスpatchモデルの電力価格が水素投資意思決定を決定し、その結果生じる負荷が電力モデルにフィードバックされた。
• 分析は、水素需要、グリッドインフラ、再生可能エネルギー発電の詳細データを有する2030年のドイツを事例として用いた。
• 感度分析により、均一価格対ノード別価格、および平坦料金対リアルタイム料金を比較し、空間的および時間的価格解像度の効果を分離した。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 単一価格電力市場における水素生産の統合は、潮流管理コストにどのように影響するか？
• RQ2 空間的に差別化された電力価格は、水素供給チェーンにおける電解槽の最適立地にどのような影響を及ぼすか？
• RQ3 水素需要に起因する電力システムにおける高価な再ディスパッチ措置の必要性を、ノード別価格はどの程度低減できるか？
• RQ4 単一価格市場内での空間的差別化補助金は、ノード別価格の利点を再現できるか？
• RQ5 時間的価格シグナル（平坦料金対リアルタイム料金）は、空間的シグナルと比較して、システム全体のコスト削減にどの程度効果を発揮するか？

主な発見

• 均一電力価格下では、消費地に近い場所に非効率に水素生産が配置されるため、潮流管理コストが17％上昇し、年間約10億ユーロ増加する。
• ノード別価格下では、電解槽が需要中心地から離れた低コスト・再生可能エネルギー豊富なグリッドノードに移動し、最終用途の水素コストが低減される。
• ノード別価格下では、水素なしの基準ケースと比較して、潮流管理コストが最大20％（年間11億ユーロ）削減される。これは主に再ディスパッチ要件の低減によるものである。
• 空間的および時間的価格シグナルの両方を用いることで最大のコスト削減が達成され、ノード別リアルタイム価格の優位性が浮き彫りになる。
• 空間的価格差別化は時間的価格解像度よりも顕著な利点をもたらし、立地ベースのシグナルが時間ベースのシグナルのみに比べてはるかに効果的であることが示された。
• ノード別価格による回避可能な潮流コストは、空間的差別化補助金の費用を完全にカバーできるため、こうした政策は効率的かつ財政的に持続可能である。