[論文レビュー] Interaction of a Hydrogen Refueling Station Network for Heavy-Duty Vehicles and the Power System in Germany for 2050

Philipp Kluschke, Fabian Neumann|RePEc: Research Papers in Economics|Aug 27, 2019

Electric Vehicles and Infrastructure被引用数 5

ひとこと要約

本研究では、2050年のドイツの電力システムと統合されたインfra構造・エネルギー系モデルを用いて、大型車両（HDVs）向け水素燃料補給ステーション（HRS）とドイツの電力システムの共同最適化をモデル化する。その結果、HRSの展開を電力網拡張と一致させることで、年間エネルギー系コストが約10億ユーロ削減され、水素のレベル化コスト（LCOH）が5.66–6.20ユーロ/kgに低下することが判明。地域差はノード電力価格に起因し顕著である。

ABSTRACT

A potential solution to reduce greenhouse gas (GHG) emissions in the transport sector is to use alternatively fueled vehicles (AFV). Heavy-duty vehicles (HDV) emit a large share of GHG emissions in the transport sector and are therefore the subject of growing attention from global regulators. Fuel cell and green hydrogen technologies are a promising option to decarbonize HDVs, as their fast refueling and long vehicle ranges are in line with current logistic operation concepts. Moreover, the application of green hydrogen in transport could enable more effective integration of renewable energies (RE) across different energy sectors. This paper explores the interplay between HDV Hydrogen Refueling Stations (HRS) that produce hydrogen locally and the power system by combining an infrastructure location planning model and an energy system optimization model that takes grid expansion options into account. Two scenarios - one sizing refueling stations in symbiosis with the power system and one sizing them independently of it - are assessed regarding their impacts on the total annual energy system costs, regional RE integration and the levelized cost of hydrogen (LCOH). The impacts are calculated based on locational marginal pricing for 2050. Depending on the integration scenario, we find average LCOH of between 5.66 euro/kg and 6.20 euro/kg, for which nodal electricity prices are the main determining factor as well as a strong difference in LCOH between north and south Germany. From a system perspective, investing in HDV-HRS in symbiosis with the power system rather than independently promises cost savings of around one billion-euros per annum. We therefore conclude that the co-optimization of multiple energy sectors is important for investment planning and has the potential to exploit synergies.

研究の動機と目的

• 2050年におけるドイツの大型車両（HDVs）向け水素燃料補給ステーション（HRS）の展開が、システム全体のコストに与える影響を評価すること。
• HRSを電力システムに統合することによる再生可能エネルギーの統合度と水素生産コストへの影響を評価すること。
• 独立したHRSサイズ決定と、電力システム拡張と連携したHRS展開の2つの展開戦略を比較すること。
• 地点別電力価格（locational marginal pricing）が水素のレベル化コスト（LCOH）に与える影響を定量すること。
• ドイツ全域における水素コストとインフラ効率の地域差を特定すること。

提案手法

• HRSのインfra構造立地計画モデルと、電力網拡張オプションを含むエネルギー系最適化モデルを統合する。
• 2050年の地域別電力コスト差を反映させるために、ノード電力価格（地点別マージナル価格）を主な入力として用いる。
• HRS立地と電力システム投資の最適化を同時に実行する共同最適化フレームワークを適用する。
• HRSが電力システムとは独立してサイズ決定されるケースと、電力網拡張と連携してHRSを展開するケースの2つのシナリオをモデル化する。
• 再生可能エネルギー容量、水素電解効率、HDVの燃料補給需要について現実的仮定を適用する。
• 線形プログラミングを用いて、HDVの燃料補給需要と再生可能エネルギー統合目標を満たしつつ、年間総コストを最小化する。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 HRSの展開を電力システム拡張と共同最適化することで、年間エネルギー系コストにどのような影響を与えるか？
• RQ2 異なるHRS展開戦略下で、ドイツの各地域における水素のレベル化コスト（LCOH）はどのように変動するか？
• RQ3 HRSの展開は、電力システムにおける再生可能エネルギー統合をどの程度促進できるか？
• RQ4 ノード電力価格は、各地域におけるグリーン水素のLCOHにどのように影響を与えるか？
• RQ5 HRSインフラを電力網開発と一致させることで、独立したHRS展開と比較してどの程度コスト削減が達成できるか？

主な発見

• HRSの展開を電力システム拡張と共同最適化することで、独立したHRSサイズ決定と比較して、年間エネルギー系コストが約10億ユーロ削減される。
• 水素のレベル化コスト（LCOH）は、統合シナリオによって5.66ユーロ/kgから6.20ユーロ/kgの範囲に変動し、ノード電力価格が主なコスト要因である。
• 北ドイツと南ドイツの間で顕著な地域コスト差が存在し、北ドイツでは風力資源の豊富さと低い電力価格によりLCOHが低くなる。
• HRSを電力システムと連携して展開することで、特に風力資源が豊富な地域で再生可能エネルギーの統合がより効果的に実現される。
• 独立したHRS展開は、特に電力価格が高い地域で、システムコストが上昇し、再生可能エネルギーの最適利用が阻害される。
• 本研究は、多部門にわたるエネルギー系最適化が、大型車両輸送のコスト効率の良い脱炭素化を実現するために不可欠であることを示している。