[논문 리뷰] Powering Europe with North Sea Offshore Wind: The Impact of Hydrogen Investments on Grid Infrastructure and Power Prices

Goran Durakovic, Pedro Crespo del Granado외 1명|arXiv (Cornell University)|2022. 09. 21.

Hybrid Renewable Energy Systems인용 수 11

한 줄 요약

이 연구는 2060년까지 북해 해상 풍력에서 대규모 녹색 수소를 생산함으로써 유럽 전력망 투자와 전기 요금에 어떤 영향을 미치는지 분석하기 위해 확률적 용량 확장 모델을 사용한다. 결과적으로 수소 도입은 총 전력 발전 용량을 50% 증가시키며, 해상 에너지 허브를 통해 비효율적 사용을 줄이고 평균 전기 요금을 안정화시키지만, 저수요 기간 동안 지역별 요금은 상승한다.

ABSTRACT

Hydrogen will be a central cross-sectoral energy carrier in the decarbonization of the European energy system. This paper investigates how a large-scale deployment of green hydrogen production affects the investments in transmission and generation towards 2060, analyzes the North Sea area with the main offshore wind projects, and assesses the development of an offshore energy hub. Results indicate that the hydrogen deployment has a tremendous impact on the grid development in Europe and in the North Sea. Findings indicate that total power generation capacity increases around 50%. The offshore energy hub acts mainly as a power transmission asset, leads to a reduction in total generation capacity, and is central to unlock the offshore wind potential in the North Sea. The effect of hydrogen deployment on power prices is multifaceted. In regions where power prices have typically been lower than elsewhere in Europe, it is observed that hydrogen increases the power price considerably. However, as hydrogen flexibility relieves stress in high-demand periods for the grid, power prices decrease in average for some countries. This suggests that while the deployment of green hydrogen will lead to a significant increase in power demand, power prices will not necessarily experience a large increase.

연구 동기 및 목표

• 2060년까지 대규모 녹색 수소 생산이 유럽 전력 발전 및 송전 인프라 투자에 미치는 영향을 평가하기 위해.
• 북해 해상 에너지 허브가 해상 풍력 배치를 촉진하고 재생 가능 에너지의 비효율적 사용을 줄이는 데서 수행하는 역할을 평가하기 위해.
• 수소 도입이 유럽 전역의 지역별 및 평균 전기 요금에 미치는 복합적인 영향을 분석하기 위해.
• 장기적인 에너지 전환 시나리오 하에서 전력 및 수소 인프라의 공동 최적화가 EU 탄소중립 목표를 뒷받침하는 방식을 조사하기 위해.

제안 방법

• 확률적 용량 확장 모델은 재생 가능 에너지 수요 및 수요의 불확실성 하에서 전력망 및 수소 공급망의 개발을 공동 최적화한다.
• 모델은 12개 기간 동안 해상 풍력, 전기분해기 용량, 수소 파이프라인, 전력 송전 인프라를 통합하며, 계절적 및 시간대별 변동성을 시나리오 기반으로 표현한다.
• 주요 구성 요소로는 전기분해기, 수소 파이프라인, 전력 송전선에 대한 투자 결정과 함께, 전력-수소 전환, 수소 운반, 전력 발전에 대한 운영 결정이 포함된다.
• 모델는 수소 및 전력의 단위당 평균 비용을 사용하며, 순현재가치 프레임워크와 2% 할인율 하에서 투자 및 운영 비용을 최적화한다.
• 수소는 저장 및 수출 수단으로 모델링되며, 내재된 수요와 파이프라인 및 선박을 통한 운반 방식을 포함한다.
• 모델는 해상 에너지 허브가 전력 및 수소 인프라를 중앙집중화함으로써 비효율적 사용을 줄이고, 교역을 가능하게 하며, 전력망 효율성을 높이는 역할을 명시적으로 평가한다.

실험 결과

연구 질문

• RQ1 녹색 수소 생산이 도입됨에 따라, 유럽 전력 발전 및 송전 인프라 투자가 어떻게 변화하는가?
• RQ2 2060년까지 북해 지역이 EU 수소 생산 및 전력 부문 탄소중립 목표 달성에 얼마나 기여하는가?
• RQ3 해상 에너지 허브가 북해 해상 풍력의 비효율적 사용을 줄일 수 있으며, 전체 시스템 효율성에 어떤 영향을 미치는가?
• RQ4 녹색 수소 도입이 다양한 유럽 지역과 시간에 따라 전기 요금에 어떤 영향을 미치는가?

주요 결과

• 해상 풍력과 수소 관련 인프라 투자 효과로 인해, 유럽의 총 전력 발전 용량이 약 50% 증가한다.
• 북해 해상 에너지 허브는 주로 전력 송전 자산으로 기능하며, 추가적인 옹호 발전 용량이 필요로 하는 것을 줄이고 대규모 해상 풍력 통합을 가능하게 한다.
• 수소 도입은 역사적으로 전기 요금이 낮았던 지역의 전기 요금을 상승시키며, 특히 저수요 계절 동안 그러한 영향이 두드러지지만, 연간 평균 전기 요금 상승을 유발하지는 않는다.
• 수소 생산으로 인한 전력 수요 증가에도 불구하고, 일부 국가에서는 그리드 투자가 혼잡을 완화하고 피크 수요 기간의 유연성을 향상시켜 평균 전기 요금이 감소한다.
• 특히 중앙집중식 해상 허브 지원이 있을 경우, 해상 풍력의 비효율적 사용이 크게 감소하며, 이는 수소 인프라가 풍력 잠재력을 해방하는 데 기여함을 시사한다.
• 이 연구는 녹색 수소 생산이 대규모로 폐기된 재생 가능 에너지를 기반으로 할 수 없으며, 오히려 재생 가능 에너지 및 송전 용량에 대한 상당한 신규 투자가 필요하다는 것을 발견한다.