[論文レビュー] Power sector effects of green hydrogen production in Germany

Dana Kirchem, Wolf-Peter Schill|arXiv (Cornell University)|Aug 5, 2022

Hybrid Renewable Energy Systems参考文献 44被引用数 7

ひとこと要約

本研究では、ドイツにおける2030年までのグリーン水素生産が、さまざまなシナリオ下での電力システムの柔軟性、貯蔵需要、コストに与える影響を分析するために、オープンソースの電力セクター・モデルを用いている。その結果、大規模な水素貯蔵は、地理的バランスが行われない状況において特にシステムの柔軟性を高めることが判明した。一方、水素生産は、容量の仮定やグリッド統合の条件に応じて、他の電力消費者へのコストの転嫁を引き起こす可能性がある。

ABSTRACT

The use of green hydrogen can support the decarbonization of sectors which are difficult to electrify, such as industry or heavy transport. Yet, the wider power sector effects of providing green hydrogen are not well understood so far. We use an open-source electricity sector model to investigate potential power sector interactions of three alternative supply chains for green hydrogen in Germany in the year 2030. We distinguish between model settings in which Germany is modeled as an electric island versus embedded in an interconnected system with its neighboring countries, as well as settings with and without technology-specific capacity bounds on wind energy. The findings suggest that large-scale hydrogen storage can provide valuable flexibility to the power system in settings with high renewable energy shares. These benefits are more pronounced in the absence of flexibility from geographical balancing. We further find that the effects of green hydrogen production on the optimal generation portfolio strongly depend on the model assumptions regarding capacity expansion potentials. We also identify a potential distributional effect of green hydrogen production at the expense of other electricity consumers, of which policy makers should be aware.

研究の動機と目的

• 2030年までのドイツにおける大規模なグリーン水素生産の電力セクターへの影響を評価すること。
• 現地のタンク、遠隔の空洞、輸送を含む異なる水素供給チェーンが、システムコストと柔軟性に与える影響を評価すること。
• 水素貯蔵が再生可能エネルギーの変動を補完するための電力貯蔵やバランス調整の必要性を低減する役割を検証すること。
• 水素生産が他の電力消費者に与える分配的影響、およびシステムコスト配分への影響を特定すること。

提案手法

• 2030年のドイツ電力システムを模擬するために、オープンソースの電力セクター最適化モデルを用いる。
• 3つの水素供給チェーンを比較：現地での高圧タンク貯蔵、遠隔の空洞貯蔵、需要地へのトレーラー輸送。
• ドイツを独立したグリッドとして、および中央ヨーロッパ連携システムの一環として両方の状況をモデル化する。
• 風力発電の技術別容量制限を組み込み、それらがシステムの成果に与える影響を評価する。
• さまざまな仮定のもとでシステムコスト、発電構成、運用、貯蔵投資を最適化する。
• 外部から与えられた送電損失率とネット送電能力（NTC）を適用し、国境を越えた相互接続の実態を反映する。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 グリーン水素生産は再生可能エネルギーの統合とシステムの柔軟性にどのように影響するか？
• RQ2 水素貯蔵は、電力貯蔵や発電設備の必要性をどの程度低減するか？
• RQ3 タンク、空洞、輸送といった異なる水素供給チェーンは、システムコストと再生可能エネルギーの活用度において、どのように比較されるか？
• RQ4 グリーン水素生産は他の電力消費者にどのような分配的影響を及ぼすか？
• RQ5 風力発電の容量拡大に関する仮定とグリッド相互接続の状況は、システムの成果にどのように影響するか？

主な発見

• 大規模な水素貯蔵は、地域間の地理的バランスが行われない状況において、特に顕著なシステムの柔軟性を提供する。
• 水素貯蔵は電力貯蔵の必要性をわずかに減らすにとどまり、リチウムイオン電池の投資額は、シナリオ間でほとんど変化しない。
• 空洞貯蔵は、バッテリー貯蔵と比較して2〜3桁の大きさで高い水素貯蔵容量を実現し、システムコストもタンク貯蔵よりも低くなる。
• 風力発電の拡大が制限されると、季節的な貯蔵の必要性が高まり、特に太陽光発電が主導するシステムでは水素貯蔵への投資が顕著に増加する。
• アルカリ電解槽のフルロード時間は、高い初期投資コストのため低く（1,600〜2,860時間）、一方、PEM電解槽は高い投資コストを回収するために、最大2,860時間のフルロード運転が可能である。
• モデルは、グリーン水素生産が、特に容量制限と独立グリッド条件の下で、他の電力消費者へのコスト転嫁を引き起こす可能性がある分配的影響を示している。