[論文レビュー] Powering Europe with North Sea Offshore Wind: The Impact of Hydrogen Investments on Grid Infrastructure and Power Prices

Goran Durakovic, Pedro Crespo del Granado+1 more|arXiv (Cornell University)|Sep 21, 2022

Hybrid Renewable Energy Systems被引用数 11

ひとこと要約

本研究では、北洋の洋上風力による大規模なグリーン水素生産が2060年までにヨーロッパの電力グリッド投資と電力価格に与える影響を分析するため、確率的容量拡張モデルが用いられている。結果として、水素の導入により総発電容量が50％増加し、洋上エネルギー・ハブを通じて発電の無駄を削減するとともに、低需要期の地域的価格上昇にもかかわらず、平均電力価格は安定化することが示された。

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.

研究の動機と目的

• 2060年までに大規模なグリーン水素生産がヨーロッパの発電および送電インフラ投資に与える影響を評価すること。
• 北洋の洋上エネルギー・ハブが洋上風力の導入を促進し、再生可能エネルギーの無駄を削減する役割を評価すること。
• 水素の導入がヨーロッパ全域の地域的および平均電力価格に与える多面的な影響を分析すること。
• 長期的なエネルギー転換シナリオ下で、電力および水素インフラの共同最適化がEUの脱炭素化目標をどのように支援するかを調査すること。

提案手法

• 不確実性を伴う再生可能エネルギーの供給および需要を考慮した、ヨーロッパの電力ネットワークと水素サプライチェーンの共同最適化を実施する確率的容量拡張モデルが使用された。
• モデルは、12の期間にわたり、季節的および時間的変動をシナリオベースで表現し、洋上風力、電解水素装置、水素パイプライン、電力送電インfraを統合的に扱う。
• 主な構成要素には、電解水素装置、水素パイプライン、電力送電線の投資意思決定に加え、電力から水素への変換、水素輸送、発電の運用意思決定が含まれる。
• 水素および電力のレベル化コストを用い、2％の割引率のもとでネット現在価値フレームワークに基づき、投資および運用コストを最適化した。
• 水素は、貯蔵および輸出メカニズムとしてモデル化され、内生的需要とパイプラインおよび船舶による輸送が想定された。
• モデルは、洋上エネルギー・ハブが電力および水素インフラを集中化させ、無駄を削減し、国境を越えたエネルギー取引を可能にする役割を明示的に評価した。

実験結果

リサーチクエスチョン

• RQ1 グリーン水素生産の導入に伴い、ヨーロッパの発電および送電インフラへの投資はどのように変化するか？
• RQ2 2060年までに、北洋地域はEUの水素生産および電力部門の脱炭素化目標にどの程度貢献するか？
• RQ3 洋上エネルギー・ハブは北洋の洋上風力の無駄を削減できるか？また、それが全体のシステム効率に与える影響は何か？
• RQ4 グリーン水素の導入は、ヨーロッパの異なる地域および時間的経過に応じて電力価格にどのように影響を与えるか？

主な発見

• 洋上風力および水素関連インフラへの投資の併合的効果により、ヨーロッパの総発電容量は約50％増加した。
• 北洋の洋上エネルギー・ハブは主に電力送電インフラとして機能し、追加の陸上発電容量の必要性を低減し、大規模な洋上風力の統合を可能にした。
• 水素の導入により、歴史的に電力価格が低かった地域では、特に低需要期に電力価格が上昇したが、年間平均電力価格の上昇にはつながらなかった。
• 水素生産に伴う電力需要の増加にもかかわらず、グリッド投資のおかげで系統の混雑が緩和され、ピーク需要時のシステムの柔軟性が向上したことで、一部の国では平均電力価格が低下した。
• 特に中央集権的な洋上ハブの支援を受けることで、洋上風力の無駄が顕著に削減された。これは、水素インフラが風力の潜在能力を解き放つ支援をしていることを示している。
• 本研究では、グリーン水素生産が大規模に無駄になった再生可能エネルギーに依存できるわけではない。代わりに、再生可能エネルギーおよび送電インフラへの大幅な新規投資が必要であると判明した。