中國儲能網訊：6.3.3 儲能系統(tǒng)替代電網資源
能源市場套利包括在電力價格和凈需求（電力需求與可再生能源發(fā)電之間的差異）較低時買入，在價格和凈需求較高時賣出。在實現(xiàn)能源市場套利時，儲能系統(tǒng)可以替代其他電網資源（反之亦然）。電網資源的替代品包括可再生能源“過度建設”（即部署超過電力系統(tǒng)峰值負載的可再生能源裝機容量）、需求靈活性、可調度發(fā)電和增加的電網容量（傳輸和分配）。儲能系統(tǒng)可以替代這些資源的程度，不僅取決于儲能技術相對于競爭資源的成本和性能，還取決于電力系統(tǒng)的條件，例如碳限制的嚴格程度、已經部署的儲能容量、可用性的需求靈活性資源，以及擴大輸電的能力。本節(jié)量化了電網深度脫碳情景下各類資源和儲能系統(tǒng)之間的成本最優(yōu)替代。研究團隊評估了四種潛在的替代方案：(1)儲能系統(tǒng)與可再生能源發(fā)電能力；(2)儲能系統(tǒng)與需求側資源；(3) 儲能系統(tǒng)與可調度低碳發(fā)電；(4)儲能與輸電。研究團隊用來研究儲能系統(tǒng)與其他資源的可替代性（反之亦然）的系統(tǒng)建?？蚣茈[含地解釋了這樣一個事實，即包括儲能系統(tǒng)在內的所有發(fā)電資源的邊際價值隨著滲透率的增加而下降。
（1）可再生能源成本對儲能部署的影響
如上所述，低成本的儲能系統(tǒng)可以通過更有效地平衡可再生能源的間歇性以及實際上將發(fā)電轉移到數(shù)小時的高凈需求，以減少過度部署儲能系統(tǒng)的需求。在研究團隊的建模中，儲能系統(tǒng)替代可再生能源發(fā)電量的程度取決于儲能技術的成本和性能，以及可再生能源的可用性和成本。
圖6.14探討了儲能系統(tǒng)在一系列可再生能源資本成本情景中的敏感性。研究團隊發(fā)現(xiàn)，首先，儲能部署成本與可再生能源成本相比相對穩(wěn)健，因為可再生能源資源的部署更多地受碳排放限制而不是成本考慮。其次，研究團隊發(fā)現(xiàn)可再生能源成本的影響在無碳排放限制政策情景中最為明顯。在可再生能源資源質量較低的地區(qū)（例如美國東北部）相對于德克薩斯州等可再生能源資源質量較高的地區(qū)而言尤其如此。
當只有鋰離子電池可以作為儲能技術并且研究團隊應用5gCO2/kWh碳排放限制時，低成本的可再生能源將美國這三個地區(qū)的最佳可再生能源裝機容量提高了2%～10%（風力發(fā)電優(yōu)于太陽能發(fā)電）。與德克薩斯州、東北部和東南部的中等成本可再生能源情景相比，這種可再生能源裝機容量的增加導致交付的儲能容量分別降低0%、6%和16%（圖6.14中的5gCO2/kWh政策案例)。
低成本可再生能源對儲能容量影響的區(qū)域差異可以通過可調度發(fā)電（例如核電）的可用性和可再生能源發(fā)電質量的差異來解釋。正如預期的那樣，低成本的可再生能源導致過度建設將會削減可再生能源發(fā)電量。例如，在5gCO2/kWh的情況下，德克薩斯州的消減量從17%增加到22%。值得注意的是，可再生能源的成本對電力系統(tǒng)成本有著顯著影響。在5gCO2/kWh碳排放限值下，假設其具有最佳部署，與中等成本可再生能源情景相比，低成本可再生能源情景中模擬區(qū)域的系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）降低14%～17%。與其相反，對于相同的碳排放政策限制，與中等成本假設相比，在高成本可再生能源情景的系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）（其中“高成本”被定義為太陽能發(fā)電成本增加29%，風力發(fā)電成本增加16%）要高出12%～15%。
圖6.14 美國東北部和德克薩斯州地區(qū)低、中、高成本可再生能源對裝機容量、儲能容量和系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）的影響
在研究團隊考慮的所有場景中，在無碳排放限制政策的案例中，電力系統(tǒng)對可再生能源技術成本最敏感，因為這是可再生能源部署對資本成本最敏感的地方。與可再生能源質量較高的地區(qū)（德克薩斯州）相比，可再生能源資源質量較低的地區(qū)（美國東北部）對可再生能源資源和天然氣的替代效應最為明顯。例如，在無碳排放限制的案例中，低可再生能源成本使美國東北部的可再生儲能裝機容量增加了111%，而德克薩斯州只增加了19%。與在較高脫碳水平下的最佳儲能部署一樣，可再生能源的低成本在德克薩斯州(6%)的天然氣容量減少方面的影響比在東北部地區(qū)(1%)的影響更大。這些結果對于添加具有較低能源資本成本的儲能技術是穩(wěn)健的。
（2）日內需求靈活性的影響
隨著智能電表和相關技術的更多部署以及運輸交通等行業(yè)電氣化的廣泛應用，各種終端用途的電力消耗靈活性的潛在價值也在增加。在這里，研究團隊探討了實現(xiàn)日內需求靈活性（是指持續(xù)放電時間少于12個小時）如何影響成本優(yōu)化的電網配置，特別是它如何在各種碳排放限制和關于儲能技術的不同假設下改變儲能系統(tǒng)發(fā)揮的作用。對于這些實驗，研究團隊采用了一個非常樂觀的需求靈活性版本：將電力消耗從特定需求的子部門轉移的能力，如表6.11中強調的那樣，在零成本和零能源效率損失的情況下，在受限時間窗口內。
表6.11 2050年負荷條件下對德克薩斯州靈活性需求的假設
研究團隊關于需求靈活性的假設基于美國國家可再生能源實驗室(NREL）的電氣化未來研究 (EFS）的增強靈活性情景，該情景為特定需求子行業(yè)提供了潛在的延遲和提前時間以及可以轉移的負載份額。由于每個子行業(yè)的負載隨時間而變化，潛在的需求靈活性也因時間的推移而有所不同。出于這個原因，表6.11指出了在高電氣化負載情景下，德克薩斯地區(qū)在2050年的任何時間點每個子行業(yè)可能轉移的最大負載。重要的是要注意這些子部門的峰值需求不會同時出現(xiàn)。
由于假設需求側資源的時間靈活性跨越數(shù)小時而不是數(shù)天，因此研究團隊關注需求靈活性如何影響短時儲能（鋰離子電池）成本最優(yōu)的替代品，而不是將如何影響長時儲能。
在所有這三個模擬區(qū)域中，需求靈活性對鋰離子電池儲能系統(tǒng)優(yōu)化部署的影響隨著更嚴格的碳排放政策而下降。例如在這三個地區(qū)，在無碳排放限制情況下，需求靈活性替代了幾乎100%的短時儲能系統(tǒng)，而在5gCO2/kWh的情況下，美國東南部地區(qū)僅替代了19%的鋰離子儲能系統(tǒng)。而德克薩斯州為35%，東北部為37%。這三個地區(qū)需求靈活性影響的差異部分是由需求的時間分布和零碳資源可用性的潛在差異來解釋的。
圖6.15顯示了短期需求靈活性的影響。
圖6.15 美國東北部和德克薩斯州地區(qū)在一系列碳排放限制條件下，靈活性需求對裝機容量、儲能容量和系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）的影響
圖6.16說明了在德克薩斯地區(qū)5gCO2/kWh的碳排放限制條件下，儲能系統(tǒng)如何在有和沒有需求靈活性的情況下運行。該圖表明，當實施需求靈活性時，鋰離子儲能系統(tǒng)的充電和放電循環(huán)頻率較低。對于這種情況，表6.10中介紹的頻率分析的儲能容量減少了20%。圖6.16中的底部面板顯示了短期需求靈活性的可用性如何通過更多的可再生能源發(fā)電將負載轉移的時間。
圖6.16 需求靈活性對德克薩斯州電力系統(tǒng)運營的影響
對具有靈活需求的短時儲能系統(tǒng)的較低要求轉化為系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）的降低，成本降低與鋰離子儲能系統(tǒng)的替代量一致。在美國所有三個地區(qū)，成本降低幅度不大，從無碳排放限制情況下的5%～6%到5gCO2/kWh情況下的3%。
（3）工業(yè)用氫
盡管先前與長時儲能技術相關的部分人關注影響這些儲能技術價值的電力系統(tǒng)驅動因素，但涉及氫氣的長時儲能方案的價值也可能受到非電力部門使用氫氣的影響。這為跨部門共享制氫技術和相關成本創(chuàng)造了機會。在這里，研究團隊以工業(yè)脫碳為例，探討電力部門以外的氫氣需求對電力部門可以部署的儲氫成本效益的影響。圖6.17強調了共享制氫技術組件以同時服務于電力部門和外部氫氣需求的潛在機會。這是需求靈活性的一個特例，通過水解（或電解）使用電力來生產氫氣可以靈活安排，因為即使有著外部氫氣需求，氫氣也能夠以相對較低的能源資本成本儲存（見表6.3）被建模為在一年中的所有時間都保持不變且不靈活。
圖6.17 顯示了GenX項目中工業(yè)氫氣需求的建模方式
研究團隊評估了不同碳排放限制下不同水平的氫氣需求對電力系統(tǒng)結果的影響，重點關注德克薩斯州，因為它是美國能源消耗最大的州之一，并且一半以上的能源消耗來自該州的工業(yè)生產設施。研究團隊模擬的工業(yè)氫氣需求情景是通過假設該部門采用氫氣來替代過程加熱中使用的天然氣來開發(fā)的。研究團隊根據工業(yè)應用中作為熱源的天然氣的不同氫氣替代水平考慮了一系列情景：0%、25%、50%、75%和100%。這里100%的替代對應于19.7GW的氫氣需求，0%的情況對應于沒有氫氣需求。
在一系列電力部門碳排放強度限制條件下模擬了不同水平的氫氣需求，包括1gCO2/kWh、5gCO2/kWh、10gCO2/kWh和50gCO2/kWh以及無碳排放限制情況。研究團隊最初結果假設氫氣在儲罐中的地上儲存，表6.3中的成本處于中等水平。研究結果表明，從裝機容量的角度來看，對于給定的碳排放限制，工業(yè)氫氣需求的增加以及使用靈活電解的氫氣生產增加有利于可再生能源發(fā)電的部署，并取代天然氣發(fā)電設施和鋰離子電池儲能系統(tǒng)的儲能容量（圖6.18）。例如，在5gCO2/kWh情景中，具有100%工業(yè)氫需求的鋰離子電池儲能系統(tǒng)和天然氣發(fā)電量分別比沒有任何工業(yè)氫需求的情況低10%和23%。
圖6.18 在德克薩斯州地區(qū)的一系列年度碳排放限制條件下，采用電力滿足基準工業(yè)氫氣需求（19.7GW）的0%～100%，對裝機容量、儲能容量、電解槽容量和電解槽容量因數(shù)的影響
包括工業(yè)氫需求會降低為實現(xiàn)日益嚴格的碳限制而優(yōu)化的電力容量增加的百分比。雖然裝機容量從無碳排放限制情況增加到沒有氫氣需求的1gCO2/kWh情況下增加了53%，但在100%氫氣替代情況下的增加量下降到35%。氫氣需求增加的第二個相關影響是可再生能源棄電的減少。
更高的工業(yè)氫氣需求可以提高電解槽和可再生能源發(fā)電資產的利用率，從而降低系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）以實現(xiàn)相同的碳排放目標（圖6.19）。系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）減少的最大幅度取決于碳排放限制的嚴格程度；在研究團隊的建模結果中，其范圍從減少3%（在無限制情況下）到減少14%（在1gCO2/kWh情況下）。換句話說，與無碳排放限制情況相比，實現(xiàn)1gCO2/kWh的電網排放強度在沒有工業(yè)氫需求的情況下將系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）提高37%，在100%氫氣替代的情況下提高22%（圖6.19）。就場景而言，由于從無碳排放限制情況到使用長時儲能系統(tǒng)但沒有工業(yè)氫需求的1gCO2/kWh情況，系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）將會增加31%。
工業(yè)氫氣需求增加的邊際收益遞減反映在邊際氫氣生產成本的增加中，如圖6.19所示。這表明，純粹基于電解制氫以滿足非動力氫氣需求的策略，可能會限制可以經濟有效地供應的氫氣數(shù)量。由于研究團隊的分析并沒有考慮其他制氫方式或進口氫氣，并且由于將工業(yè)氫氣需求建模為恒定且不靈活的，因此在給定的碳排放限制下增加工業(yè)氫氣需求將會導致邊際制氫成本增加。這種效應的解釋是，需要額外的發(fā)電量（主要是可再生能源）和氫氣來滿足不斷增長的工業(yè)需求。
圖6.19 德克薩斯州替代工業(yè)氫氣需求水平的成本和可再生能源發(fā)電量削減影響
為了探索氫氣用于滿足工業(yè)領域對電力系統(tǒng)的更廣泛潛力，研究團隊認為地下地質儲氫的可用性的影響是一種潛在的技術，可以由模型部署。地質儲氫和地上儲氫之間的主要區(qū)別在于儲存能量所需的投資（假設地質儲存與地上儲氫的中等成本預測相比減少了84%）。研究團隊在研究中發(fā)現(xiàn)（圖6.20），這對于地質儲氫考慮的不同指標都有積極影響。在1gCO2/kWh的情況下，相對于儲罐，地下地質儲存的可用性導致最佳儲存容量增加91%，系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）減少3.5%，天然氣發(fā)電量減少30%，可再生能源削減11%，儲能容量減少11%。
圖6.20 地下地質儲氫可用性的影響
（4）與低碳可調度資源的競爭
儲能系統(tǒng)使得隨著時間的推移改變可再生能源發(fā)電量成為可能，從而增加了可再生能源的價值。這可以使儲能系統(tǒng)與可調度的低碳或零碳能源直接競爭。研究團隊通過將儲能系統(tǒng)滲透率和利用率與兩種可調度的能源進行比較：(1)具有接近100%碳捕獲率的先進天然氣發(fā)電廠；（2）新增核電設施。在研究團隊的模型中，采用碳捕獲和儲存(CCS)的先進天然氣技術在德克薩斯州可用，采用碳封存技術似乎最可行；利用新增的核電設施替代長時儲能系統(tǒng)是美國東南地區(qū)的一種選擇。
如果Allam循環(huán)技術（這是一種將煤氣化技術和Allam循環(huán)相結合的先進動力系統(tǒng)）實現(xiàn)商業(yè)化，研究團隊的模型預測它將主導德克薩斯州的燃氣輪機聯(lián)合循環(huán) (CCGT)+碳捕獲和儲存(CCS)部署。與該技術不可用的情況相比，在德克薩斯州的中等成本氫氣的情況下，在5gCO2/kWh的情況下，部署Allam循環(huán)的選項可將天然氣發(fā)電設備的總裝機容量增加13%，并將儲能容量減少7%（表6.12)。Allam循環(huán)可以作為儲能系統(tǒng)的部分替代品，如采用儲氫形式的長時儲能系統(tǒng)模型可交付儲能容量減少28%，采用金屬-空氣電池儲能系統(tǒng)的長時儲能系統(tǒng)模型使儲能容量減少20%，以及3%以儲熱形式使用長時儲能系統(tǒng)。表6.12記錄了在不同成本假設下，通過將Allam循環(huán)添加到具有儲氫的電力系統(tǒng)中獲得的增量系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）有所減少?？偟膩碚f，在5gCO2/kWh排放政策案例下，所有三種長時儲能系統(tǒng)技術的低、中、高成本假設下，Allam循環(huán)與長時儲能系統(tǒng)的可用性相對于基本案例的系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）降低了5%～13% 。
表6.12 德克薩斯州可調度低碳發(fā)電技術的系統(tǒng)影響
如果Allam循環(huán)實現(xiàn)商業(yè)化運營，研究團隊的模型預測它將主導德克薩斯州的燃氣輪機聯(lián)合循環(huán) (CCGT)+碳捕獲和儲存(CCS)部署。
研究團隊還測試了允許在美國東南地區(qū)新建核電設施的影響。假設其成本為6,048美元/kW，該模型沒有選擇在5gCO2/kWh排放限制下部署新的核電容量。這一結果與2018年麻省理工學院發(fā)布的“碳排放限制世界中核能的未來”報告中的發(fā)現(xiàn)不同，主要有兩個原因。首先，在美國國家可再生能源實驗室(NREL）發(fā)布研究報告之后，研究團隊假設新的核電設施的成本更高（6,048美元/kW，而NREL的研究中的成本為5,500美元/kW）。其次，根據美國國家可再生能源實驗室(NREL）對2050年的中期成本預測，其研究假設太陽能發(fā)電成本（725美元/kW對917美元/kW）和風力發(fā)電成本（1,085美元/kW對1,550美元/kW）較低。這些成本假設結合起來，新的核電設施在成本方面并不那么具有吸引力。然而，研究團隊還研究了對2018年麻省理工學院研究中的核電資本低成本假設的效果，其成本分別為4,202美元/kW（2018年研究中新核電的“低成本”）和2,818美元/kW（2018年研究中的“超低”成本），該模型在5gCO2/kWh政策限制下分別在美國東南部地區(qū)部署了21GW和78GW的核電設施。這種新的核能主要取代可再生發(fā)電設施裝機容量在低和超低核成本情景中分別為15%和49%）以及一些天然氣調峰容量。
（5）區(qū)域和跨區(qū)域輸電的作用
迄今為止提出的建模結果，假設發(fā)電和輸電投資和運營的共同優(yōu)化。對于輸電規(guī)劃，這意味著區(qū)域輸電系統(tǒng)的規(guī)模已經經過調整，能夠以最低的總成本提供最高價值的服務。在美國東北部和東南部地區(qū)，這意味著通過緩解電力擁塞（例如在紐約市等容量受限地區(qū)）進行投資以滿足區(qū)域內需求，從而能夠整合其他地區(qū)的低成本的可再生能源，增加系統(tǒng)靈活性，并降低電網平衡成本。然而，當前的規(guī)劃流程并未考慮輸電升級的全部加優(yōu)勢，而是僅依靠傳統(tǒng)指標來確保可靠性并滿足當?shù)仉娏π枨?。在許可和選址方面的挑戰(zhàn)為輸電擴張創(chuàng)造了更多障礙。在這一敏感性分析中，研究團隊假設輸電基礎設施沒有得到改造或擴展，這意味著區(qū)域輸電系統(tǒng)僅限于現(xiàn)有容量，并評估對可再生能源和儲能部署的影響。
在該模型中，增加區(qū)域輸電容量提供了兩個主要好處：（1）它允許在具有更高質量的可再生能源（更低的能源成本）在地區(qū)增加部署，從而降低整體系統(tǒng)成本；(2)它通過平衡連接區(qū)域之間的資源間歇性和減少地理差異的影響來改善可再生能源發(fā)電。因此，將輸電容量的最佳部署限制在這些地區(qū)目前存在的水平上，將可再生能源部署集中在與服務需求相同的區(qū)域，而不是允許部署在具有最高質量資源的站點。例如表6.13顯示，對于美國東北部地區(qū)，在允許區(qū)域內輸電擴展的5gCO2/kWh情況下，該模型通過在區(qū)域內增加55GW的新輸電容量來連接來自其他區(qū)域的更優(yōu)質的可再生能源資源進行優(yōu)化。
而另一方面，在5gCO2/kWh的情況下，限制區(qū)域內輸電擴張會使系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）增加3美元/MWh（或5%），因為這迫使人們更多地依賴更接近需求的低質量的可再生能源儲能容量（例如分布式和公用事業(yè)光伏系統(tǒng)）。有限的區(qū)域供需平衡加強了儲能系統(tǒng)的作用，特別是在非常嚴格的碳排放限制下。例如，在5gCO2/kWh政策案例中，沒有輸電擴展的情景將美國東北地區(qū)的儲能需求增加了36%。相比之下，在美國東南部啟用輸電擴展對可再生能源整合幾乎沒有影響，因為該地區(qū)所有四個模擬區(qū)域的可再生能源資源質量相似。在美國東南部，限制輸電擴張會增加對使用碳捕獲和儲存(CCS)的天然氣發(fā)電設施的依賴，采用碳捕獲和儲存(CCS)可以更靠近需求，而不是采用可再生能源和部署更多的儲能系統(tǒng)。
表6.13 美國東北部地區(qū)內輸電擴展對電力系統(tǒng)的影響
研究團隊將這一分析擴展到美國大陸。雖然其分析采用了不同的成本假設和建模方法，但其結果中的趨勢值得注意，因為其分析的美國大陸范圍及其對擴大區(qū)域之間輸電對零碳的影響，以及如何影響使用可再生能源和儲能技術的電力系統(tǒng)。逐步提高區(qū)域協(xié)調水平（即使不增加新的輸電容量）可以節(jié)省電力系統(tǒng)成本，并減少對可再生能源發(fā)電量和儲能容量的需求：在“孤立州”和“現(xiàn)有區(qū)域”輸電方案之間，系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）降低了22美元/MWh，并在“新區(qū)域”和“現(xiàn)有區(qū)域”之間輸電方案之間相差16美元/MWh（圖6.21）?！靶聟^(qū)域”輸電情景對應于上述區(qū)域研究中在基本案例中所做的假設。與“現(xiàn)有的跨區(qū)域”輸電方案相比，允許在美國的三個區(qū)域（東部、西部和德克薩斯州）內新建跨區(qū)域交流輸電可將系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）降低10美元/MWh；允許在互連之間進行新的直流輸電會使系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）進一步降低8美元/MWh。
圖6.21 在美國逐步擴大區(qū)域協(xié)調和輸電能力對系統(tǒng)的影響
由于擴大的輸電容量部分替代了部署的儲能系統(tǒng)，因此增加的輸電和更大的區(qū)域協(xié)調（輸電擴展有效地增加了調度區(qū)域的地理范圍）導致儲能部署裝機容量的下降。在電網互連程度最高的場景（“新區(qū)域間互聯(lián)輸電”）部署了“新區(qū)域”輸電場景中使用的40%的儲能系統(tǒng)和“孤立州”場景中使用的23%的儲能系統(tǒng)。
研究發(fā)現(xiàn)，在進行能源市場套利（即在價格和凈需求低時買入，在價格和凈需求高時賣出），儲能系統(tǒng)可以在需求側和供應側替代其他電網資源。
