[论文解读] Integrating Hydrogen in Single-Price Electricity Systems: The Effects of Spatial Economic Signals

Frederik vom Scheidt, Jingyi Qu+3 more|arXiv (Cornell University)|May 1, 2021

Electric Vehicles and Infrastructure被引用 4

一句话总结

本研究将电解氢供应链示范模型与德国2030年的节点电力调度模型相结合，表明与统一定价相比，空间差异化的电价可将阻塞管理成本降低最多20%，同时将氢气生产转移至低成本、可再生能源丰富的电网节点。研究结果表明，空间经济信号显著提升了系统效率，并减少了对昂贵电网干预的需求。

ABSTRACT

Hydrogen can contribute substantially to the reduction of carbon emissions in industry and transportation. However, the production of hydrogen through electrolysis creates interdependencies between hydrogen supply chains and electricity systems. Therefore, as governments worldwide are planning considerable financial subsidies and new regulation to promote hydrogen infrastructure investments in the next years, energy policy research is needed to guide such policies with holistic analyses. In this study, we link a electrolytic hydrogen supply chain model with an electricity system dispatch model, for a cross-sectoral case study of Germany in 2030. We find that hydrogen infrastructure investments and their effects on the electricity system are strongly influenced by electricity prices. Given current uniform prices, hydrogen production increases congestion costs in the electricity grid by 17%. In contrast, passing spatially resolved electricity price signals leads to electrolyzers being placed at low-cost grid nodes and further away from consumption centers. This causes lower end-use costs for hydrogen. Moreover, congestion management costs decrease substantially, by up to 20% compared to the benchmark case without hydrogen. These savings could be transferred into according subsidies for hydrogen production. Thus, our study demonstrates the benefits of differentiating economic signals for hydrogen production based on spatial criteria.

研究动机与目标

• 分析单一价格市场中电解制氢与电力系统运行之间的相互依赖关系。
• 评估空间分辨电价对氢气生产与输送基础设施最优选址的影响。
• 量化在不同定价制度下，氢气整合对电力系统阻塞管理成本的影响。
• 为政策制定提供相关见解，探讨如何在现有单一价格电力市场中设计高效、低成本的氢气基础设施补贴机制。

提出的方法

• 构建一个耦合建模框架，将高空间分辨率的节点电力调度模型与氢气供应链优化模型相耦合。
• 电力模型模拟统一定价与节点定价情景，捕捉网络阻塞与再调度成本。
• 氢气模型基于电价、资本成本与运营成本，确定成本最小化的生产与运输配置。
• 通过迭代方式耦合模型：电力调度模型输出的电价用于指导氢气投资决策，而由此产生的负荷则反馈至电力模型。
• 采用德国2030年的案例研究，使用关于氢气需求、电网基础设施与可再生能源发电的详细数据。
• 敏感性分析比较统一定价与节点定价，以及固定电价与实时电价，以分离空间与时间价格分辨率的影响。

实验结果

研究问题

• RQ1 在单一价格电力市场中，氢气生产整合如何影响阻塞管理成本？
• RQ2 空间差异化的电价对氢气供应链中电解槽最优选址有何影响？
• RQ3 由于氢气需求，节点定价在多大程度上可减少电力系统中昂贵的再调度措施需求？
• RQ4 在单一价格市场中，空间差异化的补贴能否复制节点定价对氢气基础设施的效益？
• RQ5 与空间信号相比，时间信号（固定电价 vs. 实时电价）在降低系统总成本方面表现如何？

主要发现

• 在统一电价下，由于氢气生产设施在消费中心附近低效布局，导致阻塞管理成本增加17%，即每年约10亿欧元。
• 在节点定价下，电解槽被重新安置至成本更低、可再生能源更丰富的电网节点，尽管这些节点距离需求中心更远，但降低了终端氢气成本。
• 与无氢气的基准情景相比，节点定价下阻塞管理成本最高可降低20%（即每年11亿欧元），主要由于再调度需求减少。
• 当同时使用空间与时间价格信号时，成本降幅最大，凸显了节点实时定价的优越性。
• 空间价格分化带来的效益远超时间价格分辨率，表明仅靠时间信号不如基于地理位置的信号有效。
• 节点定价避免的阻塞成本足以完全覆盖空间差异化补贴的成本，使此类政策既高效又财政可持续。