[論文レビュー] Robustness of electricity systems with nearly 100% share of renewables: a worst-case study

Francisco Gutiérrez‐García, Ángel Arcos-Vargas+1 more|arXiv (Cornell University)|May 30, 2021

Integrated Energy Systems Optimization参考文献 36被引用数 17

ひとこと要約

本論文は、近い100％再生可能エネルギーを有する電力システムの耐性を評価するための最悪事態シナリオ手法を提案する。スペインの過去10年間の時間別データを用いて、最適な太陽光発電および蓄電容量を特定する。その結果、発電可能水力が40％である場合、太陽光発電および蓄電コストの低下を伴えば、システムは信頼性が高く、低コストの電力供給を達成でき、電力の平準化コスト（LCOE）は現在の市場価格を下回る。

ABSTRACT

Several research studies have shown that future sustainable electricity systems, mostly based on renewable generation and storage, are feasible with current technologies and costs. However, recent episodes of extreme weather conditions, probably associated with climate change, cast shades of doubt on whether the resulting generation portfolios are sufficiently robust to assure, at all times, a suitable balance between generation and demand, when adverse conditions are faced. To address this issue, this work elaborates a methodology intended to determine a sustainable electricity system that can endure extreme weather conditions, which are likely to occur. First, using hourly production and demand data from the last decade, along with estimates of new uses of electricity, a worst-case scenario is constructed, including the storage capacity and additional photovoltaic power which are needed to serve the demand on an hourly basis. Next, several key parameters which may have a significant influence on the LCOE are considered, and a sensitivity analysis is carried out to determine their real impact, significance and potential trends. The proposed methodology is then applied to the Spanish system. The results show that, under the hypotheses and conditions considered in this paper, it is possible to design a decarbonized electricity system that, taking advantage of existing sustainable assets, satisfies the long-term needs by providing a reliable supply at an average cost significantly lower than current market prices.

研究の動機と目的

• 極端な気象条件下における再生可能エネルギー電力システムの耐性を評価するための手法を開発すること。
• 最悪事態のシナリオ下で、24時間365日安定した供給を確保するための必要な太陽光発電および蓄電容量を特定すること。
• 風力利用係数、水力発電の調整可能率、バッテリコスト、太陽光発電導入量といった主要なシステムパラメータの変動が電力の平準化コスト（LCOE）に与える感度を分析すること。

提案手法

• 過去10年間の時間別発電および需要データを用いて、スペイン電力システムの最悪事態シナリオを構築する。
• 極端な状況下で時間別需要を満たすために、太陽光発電およびバッテリ蓄電容量を最適化する反復的最適化アルゴリズムを適用する。
• 所定の調整可能率（40％、55％、70％、85％）に基づき、調整可能水力と通常の水力発電を分離する。
• 動的エネルギー収支式を用いて、時間別供給・需要のバランスを確保し、蓄電の充電・放電および状態容量（SoC）制約を考慮する。
• 全時間帯のバランスを満たしつつ、最小で実現可能な容量にまで蓄電容量を段階的に削減する反復的手法を実施する。
• 各最適化された太陽光発電および蓄電容量構成のLCOEを推定し、太陽光発電容量の増加に伴いコストを更新しながら、LCOEを更新する。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 スペインにおいて、最悪の気象および需要条件下で100％再生可能エネルギー供給を確保するために、最低限必要な太陽光発電および蓄電容量はどれほどか？
• RQ2 風力利用係数、水力の調整可能率、バッテリコストといった主要パラメータの変動が、電力の平準化コスト（LCOE）に与える感度はどの程度か？
• RQ3 太陽光発電および蓄電技術のコスト低下が、完全に再生可能エネルギーに依存するシステムにおけるLCOEにどの程度低減効果をもたらすか？

主な発見

• 本研究の仮定のもとで、スペインの電力システムにおける最悪事態のLCOEは、現在の小売市場価格を下回っている。
• 調整可能水力が40％である場合、調整可能率が10％上昇するごとにLCOEが0.4％低下するが、それ以上になると効果の逓減が顕著になる。
• 太陽光発電またはバッテリコストが10％低下すると、LCOEは2％低下する。したがって、コスト低下トレンドが続く場合、年間で最大8％のLCOE低下が見込まれる。
• 少なくとも40％の水力が調整可能である場合、必要な蓄電容量は限定的であるため、水力がシステム安定性において極めて重要な役割を果たしている。
• 本手法は、信頼性が高く、低コストで脱炭素化された電力供給を保証する最適な再生可能エネルギーおよび蓄電ポートフォリオを的確に同定できた。
• 提示されたアプローチは一般化可能であり、他のシステムや緯度帯に対しても応用可能である。