[논문 리뷰] 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|2019. 08. 27.

Electric Vehicles and Infrastructure인용 수 5

한 줄 요약

이 연구는 2050년 독일 전력 시스템과 중량 차량용 수소 충전소(HRS)의 통합 인프라 및 에너지 시스템 모델을 사용하여 HRS의 공최적화를 모델링한다. 연구 결과, HRS 배치를 전력망 확장과 연계함으로써 연간 전체 에너지 시스템 비용을 약 €10억 감소시키고, 수소의 평균 단위비용(LCOH)을 5.66–6.20 €/kg로 낮출 수 있으며, 이는 노드 전기요금 차이에 의해 주로 영향을 받는 지역 간 상당한 격차를 보인다.

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.

연구 동기 및 목표

• 2050년 독일에서 중량 차량용 수소 충전소(HRS)를 배치함에 따른 전체 시스템 비용 영향을 평가하기 위해.
• HRS를 전력 시스템과 통합함으로써 재생 가능 에너지 통합 및 수소 생산 비용에 어떤 영향을 미치는지 평가하기 위해.
• HRS가 전력 시스템과 별도로 설계되는 것과 전력 시스템 확장과의 공조를 통해 배치되는 두 가지 전략을 비교하기 위해.
• 지역별 마진 전기요금이 수소의 평균 단위비용(LCOH)에 어떤 영향을 미치는지 정량화하기 위해.
• 독일 전역에서 수소 비용 및 인프라 효율성의 지역적 격차를 규명하기 위해.

제안 방법

• HRS의 인프라 위치 계획 모델과 전력망 확장 옵션을 포함한 에너지 시스템 최적화 모델을 결합한다.
• 2050년의 지역 전기요금 변동을 반영하기 위해 노드 전기요금(지역별 마진 가격)을 핵심 입력 자료로 사용한다.
• 최적의 HRS 위치와 전력 시스템 투자 결정을 동시에 도출하는 공최적화 프레임워크를 적용한다.
• 두 가지 시나리오를 모델링한다: 하나는 HRS가 전력 시스템과 별개로 설계되는 경우, 다른 하나는 HRS 배치가 전력망 확장과 조율되는 경우.
• 재생 가능 에너지 용량, 수소 전기분해 효율성, 중량 차량의 충전 수요에 대한 현실적인 가정을 반영한다.
• 선형 프로그래밍을 사용하여 전체 연간 시스템 비용을 최소화하면서 중량 차량의 충전 수요와 재생 가능 에너지 통합 목표를 충족시킨다.

실험 결과

연구 질문

• RQ1 HRS의 전력 시스템 확장과의 공최적화가 전체 연간 에너지 시스템 비용에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ2 다른 HRS 배치 전략 하에서 독일 전역의 지역별 수소의 평균 단위비용(LCOH)은 어떻게 변동하는가?
• RQ3 HRS의 배치가 전력 시스템 내 재생 가능 에너지 통합에 어느 정도 기여할 수 있는가?
• RQ4 노드 전기요금은 다양한 지역에서 녹색 수소의 LCOH에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ5 HRS 인프라를 전력망 개발과 연계함으로써 독립적인 HRS 배치보다 비용 절감 효과는 어느 정도인가?

주요 결과

• HRS의 전력 시스템 확장과의 공최적화로 전체 연간 에너지 시스템 비용이 독립적 HRS 규모 설정 대비 약 €10억 감소한다.
• 수소의 평균 단위비용(LCOH)은 통합 시나리오에 따라 5.66 €/kg에서 6.20 €/kg 사이로 변동하며, 주로 노드 전기요금이 주요 비용 요인이다.
• 북부 독일과 남부 독일 간에 상당한 지역별 비용 격차가 존재하며, 북부에서는 풍력 자원이 풍부하고 전기요금이 낮아 LCOH가 낮다.
• 전력 시스템과의 공조를 통한 HRS 배치는 특히 풍력 잠재력이 높은 지역에서 재생 가능 에너지의 효과적인 통합을 가능하게 한다.
• 독립적인 HRS 배치는 높은 시스템 비용을 초래하며, 특히 전기요금이 높은 지역에서 재생 가능 에너지의 비효율적 활용이 발생한다.
• 본 연구는 중량 차량 운송의 비용 효율적인 탄소중립화를 실현하기 위해 다부문 통합 에너지 시스템 최적화가 필수적임을 입증한다.