[论文解读] Sector coupling via hydrogen to lower the cost of energy system decarbonization

Guannan He, Dharik S. Mallapragada+3 more|RePEc: Research Papers in Economics|Mar 5, 2021

Integrated Energy Systems Optimization被引用 10

一句话总结

本文提出了一种多部门能源系统模型，整合电力与氢气（H₂）基础设施，以协同优化电力与交通部门的投资与运营。研究发现，在实现96%脱碳的前提下，通过电转氢（P2G）实现部门耦合可使系统成本降低6–14%，并使可再生能源利用率提高12–55%；当氢气服务于非电力部门时，其系统价值高于仅用于P2G2P电能储存的情况。

ABSTRACT

There is growing interest in hydrogen (H$_2$) use for long-duration energy storage in a future electric grid dominated by variable renewable energy (VRE) resources. Modelling the role of H$_2$ as grid-scale energy storage, often referred as "power-to-gas-to-power (P2G2P)" overlooks the cost-sharing and emission benefits from using the deployed H$_2$ production and storage assets to also supply H$_2$ for decarbonizing other end-use sectors where direct electrification may be challenged. Here, we develop a generalized modelling framework for co-optimizing energy infrastructure investment and operation across power and transportation sectors and the supply chains of electricity and H$_2$, while accounting for spatio-temporal variations in energy demand and supply. Applying this sector-coupling framework to the U.S. Northeast under a range of technology cost and carbon price scenarios, we find a greater value of power-to-H$_2$ (P2G) versus P2G2P routes. P2G provides flexible demand response, while the extra cost and efficiency penalties of P2G2P routes make the solution less attractive for grid balancing. The effects of sector-coupling are significant, boosting VRE generation by 12-55% with both increased capacities and reduced curtailments and reducing the total system cost (or levelized costs of energy) by 6-14% under 96% decarbonization scenarios. Both the cost savings and emission reductions from sector coupling increase with H$_2$ demand for other end-uses, more than doubling for a 96% decarbonization scenario as H$_2$ demand quadraples. Moreover, we found that the deployment of carbon capture and storage is more cost-effective in the H$_2$ sector because of the lower cost and higher utilization rate. These findings highlight the importance of using an integrated multi-sector energy system framework with multiple energy vectors in planning energy system decarbonization pathways.

研究动机与目标

• 解决仅关注P2G2P电能储存的电力系统脱碳模型中对氢气系统价值的低估问题。
• 研究在多个终端使用部门中协同优化电力与氢气基础设施，以降低总系统成本并提高可再生能源利用率。
• 评估非电力部门（如交通、工业）对氢气需求对基于氢气的能源系统成本效益的影响。
• 评估碳捕集与封存（CCS）在氢气生产中的作用，并与其它脱碳路径相比评估其成本效益。
• 识别实现部门耦合所需的政策与市场设计需求，包括电力与氢气的协同规划与定价机制。

提出的方法

• 开发一种广义的、具有时空分辨率的优化框架，用于协同规划电力与氢气基础设施的投资与运营。
• 建模完整的氢气供应链，包括电解、储氢（地下洞穴）、管道与卡车运输，以及在燃料电池电动汽车（FCEVs）和其他部门中的终端应用。
• 以时间和空间分辨率纳入可变可再生能源（VRE）发电、电力需求及各行业特定的氢气需求。
• 采用混合整数线性规划（MILP）公式，以最小化总系统成本，包括资本成本、运营成本与碳定价成本。
• 在不同技术成本与碳价条件下，比较P2G（电转氢）与P2G2P（电转气再转电）路径的性能。
• 评估氢气生产与输运基础设施之间的协同效应，特别是管道与天然气基氢气生产之间的互补性。

实验结果

研究问题

• RQ1 与孤立的电力部门优化相比，通过氢气实现部门耦合如何降低能源系统脱碳的总成本？
• RQ2 在以可变可再生能源为主的电网中，电转氢（P2G）与电转气再转电（P2G2P）路径的相对系统价值如何？
• RQ3 当非电力部门（如交通、工业）的氢气需求增加时，如何影响部门耦合带来的成本节约与可再生能源消纳？
• RQ4 将碳捕集与封存（CCS）应用于氢气生产时，其成本效益如何？与其它脱碳路径相比有何差异？
• RQ5 在不同生产路径下，基础设施选择（特别是通过管道与卡车运输氢气）如何影响系统成本与可扩展性？

主要发现

• 在美国东北部96%脱碳情景下，通过P2G实现部门耦合可使总系统成本降低6–14%，并使可再生能源发电量提高12–55%。
• P2G的价值超过P2G2P，因为P2G避免了再电能化过程中的效率损失与资本成本，使其在电网平衡方面更具成本效益。
• 当非电力部门的氢气需求在96%脱碳情景下增至四倍时，部门耦合带来的成本节约与减排效果翻倍以上。
• 由于利用效率更高且每吨CO₂捕集成本更低，碳捕集与封存（CCS）在氢气领域比在其他应用中更具成本效益。
• 管道输氢与天然气基氢气生产（如SMR结合CCS）更具协同效应，因其规模与容量匹配；而卡车输氢因基础设施与安全限制，可扩展性较低。
• 部门耦合的系统效益对非电力部门的氢气需求极为敏感，表明脱碳路径必须考虑跨部门需求，才能实现全部成本节约。