[论文解读] Power sector effects of green hydrogen production in Germany

Dana Kirchem, Wolf-Peter Schill|arXiv (Cornell University)|Aug 5, 2022

Hybrid Renewable Energy Systems参考文献 44被引用 7

一句话总结

本研究使用开源电力系统模型，分析了德国到2030年大规模绿氢生产对电力系统灵活性、储能需求及成本的影响，涵盖不同情景。研究发现，大规模氢气储存可显著提升系统灵活性，尤其在缺乏区域间地理平衡的情况下；而氢气生产可能根据容量假设和电网接入情况，将成本转嫁给其他电力用户。

ABSTRACT

The use of green hydrogen can support the decarbonization of sectors which are difficult to electrify, such as industry or heavy transport. Yet, the wider power sector effects of providing green hydrogen are not well understood so far. We use an open-source electricity sector model to investigate potential power sector interactions of three alternative supply chains for green hydrogen in Germany in the year 2030. We distinguish between model settings in which Germany is modeled as an electric island versus embedded in an interconnected system with its neighboring countries, as well as settings with and without technology-specific capacity bounds on wind energy. The findings suggest that large-scale hydrogen storage can provide valuable flexibility to the power system in settings with high renewable energy shares. These benefits are more pronounced in the absence of flexibility from geographical balancing. We further find that the effects of green hydrogen production on the optimal generation portfolio strongly depend on the model assumptions regarding capacity expansion potentials. We also identify a potential distributional effect of green hydrogen production at the expense of other electricity consumers, of which policy makers should be aware.

研究动机与目标

• 评估德国到2030年大规模绿氢生产对电力系统的影响。
• 评估不同氢气供应链（现场储罐、远距离地下洞穴、运输）对系统成本与灵活性的影响。
• 考察氢气储存如何减少对电力储能的依赖并缓解可再生能源波动的影响。
• 识别绿氢生产对其他电力用户及系统成本分摊的分配效应。

提出的方法

• 使用开源电力系统优化模型，模拟德国2030年电力系统。
• 比较三种氢气供应链：现场高压储罐、远距离地下洞穴储存、以及通过拖车运输至需求端。
• 将德国建模为孤立电网与中欧互联电网系统两种情景。
• 对风力发电技术设定特定容量上限，并评估其对系统结果的影响。
• 在不同假设下优化系统成本、发电组合、电力调度及储能投资。
• 引入外生的输电损耗和净交换能力（NTC），以反映跨国联网情况。

实验结果

研究问题

• RQ1 绿氢生产如何影响可再生能源的消纳与系统灵活性？
• RQ2 氢气储存在多大程度上可减少对电力储能和发电容量的需求？
• RQ3 在系统成本与可再生能源利用率方面，不同氢气供应链（储罐、洞穴、运输）如何比较？
• RQ4 绿氢生产对其他电力用户存在何种分配效应？
• RQ5 关于风力发电容量扩展与电网互联的假设如何影响系统结果？

主要发现

• 大规模氢气储存可显著提升系统灵活性，尤其在缺乏区域间地理平衡的情况下。
• 氢气储存仅边际性地减少对电力储能的需求，因锂离子电池投资在各情景下基本保持不变。
• 洞穴储存的氢气储存容量远高于电池储存（高两到三个数量级），且系统成本低于储罐储存。
• 风力发电扩展受限会增加对季节性储能的需求，从而导致更高的氢气储存投资，尤其在光伏占比高的系统中。
• 由于资本成本较高，碱性电解槽的满负荷运行时长较低（1,600–2,860小时），而质子交换膜（PEM）电解槽为回收其更高投资成本，满负荷运行时长更高（最高达2,860小时）。
• 模型显示存在潜在的分配效应，即绿氢生产可能在容量受限和孤立电网条件下，将成本转嫁给其他电力用户。