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麻省理工学院能源计划未来研究报告(十六):高比例可再生能源的储能系统建模

作者:刘伯洵编译 来源:中国储能网 发布时间:2022-06-15 浏览:

中国储能网讯:6.3.4  未来的能源边际值  

(1)批发能源的价格波动  

建模中的电力系统的能源边际值,可以作为由区域输电组织(RTO)或独立系统运营商(ISO)组织在美国批发电力市场中的现货价格或边际价格。研究团队通过使用图6.22所示的频带检查边际值的分布,研究了碳排放限制和储能容量对能源边际值分布的影响。这些范围包括以下边际值:(1)0~5美元/MWh,主要以高比例可再生能源发电期间为特征;(2)5~50美元/MWh,天然气发电是边际发电;(3)50~200美元/MWh,当天然气发电设施需要启动且其相关成本必须回收时;(4)200美元/MWh以上,这对应于稀缺事件,包括储能系统运行的时间和甩负荷事件。因为储能系统的边际成本基于机会成本,所以它会随着时间的推移而变化——因此,储能系统充电和放电可以发生在所有电力价格变化范围内。  

图6.22 德克萨斯州的基本情况假设(仅限锂离子电池储能系统)下的能源边际值

与之前的研究一致,研究团队发现可再生能源渗透率增加会导致一些时间的电力价格非常低。

与直觉相反,以变异系数(CoV)衡量的价格分布随着碳排放限制的日益严格而下降(表6.14),因为电力价格高的时间有限增加了未加权平均值。因此,批发电力现货价格的水平、范围和变化很可能与当今独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)管理的批发市场中的情况大不相同,如图6.22中德克萨斯州的基本情况所示。

研究团队的研究表明,随着碳排放限制政策的收紧,持续时间的持续增加,其边际值成本低于5美元/MWh,价格区间持续下降5~50美元/MWh。这些趋势反映了可再生能源发电份额的增加和天然气发电量的下降。图6.22表明,在5gCO2/kWh的情况下,0~5美元/MWh的价格范围包括高达62%的时间。如前所述,此处建模的0gCO2/kWh案例反映了对净零碳电力系统的严格定义——仅依赖可再生能源和储能系统并导致分布两端的边际价值大幅增加。而随着碳排放限制收紧,这导致平均价格持续上涨。

研究团队的模型结果基于有效代表纯粹能源电力市场结构,其中所有批发(以及零售)交易均以电力现货市场价格进行。虽然不能直接比较,但研究团队从德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)市场中参考了最新的(2019年)现货价格,并总结了它们的分布。从图6.22可以清楚地看出,随着德克萨斯州的电力系统脱碳,批发能源价格分布发生相当大的变化。与2019年相比,研究团队的模型结果意味着更多的低价时段和更多的高价时段。但是可以注意到,研究团队并未尝试对德克萨斯州电力可靠性委员会(ERCOT)服务区域进行详细的建模。其采用可能影响价格信号的市场干预和容量补偿机制。此外,美国的其他独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)或欧盟的电网运营商尚未采用纯粹能源批发市场模式。美国大多数电力系统也有容量市场和相对较低的能源市场价格上限,这会将一些现货价格变化(以及研究团队目前讨论的收入变化)转变为容量价格。然而,由于任何电力系统都必须满足盈亏平衡的限制条件,因此从理论上说,每种技术的总收入应该不受影响,尽管容量市场的增加可能会影响盈亏平衡的容量组合。

为了说明能源的边际价值如何与电力系统运行和可再生能源资源可用性相关,研究团队比较了图6.23中的两个时间框架。左侧的时间间隔具有高可再生能源资源可用性,这导致频繁的可再生能源削减(显示为可再生能源潜力和服务负载之间的区域)。因此,能源的边际价值接近0美元/MWh。当使用碳捕获和储存(CCS)的天然气发电设施需要在特定的时间间隔内运行时,其价格约为60美元/MWh,而当储能系统放电以满足负载时,也观察到约250美元/MWh的价值峰值。相比之下,图中右侧显示了可再生能源可用性较低的时期,在此期间,通常需要天然气发电来满足超过可再生能源电力输出的负载要求。当燃气轮机联合循环发电 (CCGT)和碳捕获和储存(CCS)处于边缘时,其价格约为60美元/MWh。如果还需要不带碳捕获和储存(CCS)的开放式循环燃气轮机(OCGT),其价格将攀升至100/MWh~130美元/MWh,而当不带碳捕获和储存(CCS)的开放式循环燃气轮机(OCGT)运行时(第29~30天),其价格在150/MWh~180美元/MWh之间。

图6.23 德克萨斯州在10 gCO2/kWh的基本情况假设(仅锂离子电池储能系统)下的系统运行和能量边际值

图6.24表明,长时储能系统(液流电池 、金属空气电池、热储能或氢气储能)的成本优化部署主要用于减少能源边际价值较高(即高于200美元/MWh)的频率,并增加接近或低于50美元/MWh的边际价值。后一种效果与通过长时储能系统部署看到的可再生能源缩减减少一致(图6.10)。表6.1表明,长时储能系统倾向于降低能量的未加权平均值,同时也降低能量边际值的波动性,以变量系数(COV)衡量,相对于基本情况(表6.14中的TM0)。在建模的不同碳排放限制条件下,与电力系统中存在长时储能系统资源时的基本情况相比,其波动性平均降低了33%。虽然长时储能系统的调度可以帮助消除能源边际价值的一些波动,但长时储能系统的存在本身并不能改变更广泛的趋势,即在能源边际价值接近于零的情况下增加小时数以及在碳限制下增加峰值价格。

图6.24 德克萨斯州不同储能组合的能源边际价值

研究发现,未来低碳电力系统中能源边际价值的水平、范围和变化将与当今独立系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)或管理的批发市场中的价值大不相同。  

(2)收入分析  

在此处使用的容量扩展模型(CEM)建模中,它涉及具有完美远见和规模回报的最低成本线性优化,所有资源都实现收支平衡,这意味着建模期间的总收入等于总投资和运营成本。  

通过按价格区间分析系统运行和收入分配,研究团队发现不同的技术在不同的价格区间运行并以不同的方式获得收入,这取决于给定技术是边际资源的可能性(图6.25)。随着碳排放限制更加严格,可再生能源发电设施的以更低的价格运行,并开始依靠更少的高价时间来赚取盈亏平衡所需的收入。例如,对于10gCO2/kWh克和5gCO2/kWh时情况下的风力发电,其90%和96%的收入来自风力发电价格高(高于50美元/MWh)期间提供的33%和35%的能源。研究团队发现太阳能发电设施、锂离子电池储能系统和天然气发电、碳捕获和储存(CCS))的结果相似,这意味着在能源批发电力市场下,这些资源需要在几个小时内获得大部分收入设计。此外,优化确保模型中的全部成本回收,因为模型假设负载和可再生能源可用性可以预见。实际上,很难为发电和储能资产的投资提供资金,因为这些资产的大部分收入必须依赖于一年的少数运营时间。  

图6.25 德克萨斯州按价格区间划分的技术运营情况

6.4  结论和要点  

本章详细介绍了研究团队的建模分析结果,探讨了到2050年在向低碳电力系统过渡中采用储能系统的驱动因素。研究团队考虑了储能技术成本和性能属性以及其他因素之间的相互作用,包括替代能源的成本。可再生能源发电技术、需求增长、需求灵活性和可再生能源资源的质量等。研究团队还研究了碳限制的严格程度如何影响这些相互作用。  

研究团队发现,电力系统几乎完全脱碳(即平均排放强度为5gCO2/kWh)可以通过部署可再生能源发电设施和锂离子电池储能系统以及不经常使用的可调度自然天然气发电来实现,与没有碳排放限制的情景相比,电力成本增加了21%(例如德克萨斯州)到36%(例如美国东北部),而不会造成电网运行的可靠性问题。与此同时,研究团队发现基于部署可再生能源发电设施和锂离子电池储能系统排除使用天然气发电的电力(换句话说,其目标是零碳排放而不是净零排放)的完全脱碳是边际价格要贵得多。换句话说,通过可再生能源和锂离子电池储能系统的组合,将无碳发电份额从大约90%~93%(如表6.9中的5gCO2/kWh碳排放情况所示)增加到100%的增量成本,这是相当高的。这一观察结果与其他基于可再生能源发电设施和锂离子电池储能系统的零碳电力系统建模研究的结果一致。它提供了一个令人信服的理由,将公共和私人资源集中在进一步提高一系列技术的成本和性能属性上,包括新兴的长时储能技术、可调度的替代低碳或无碳发电技术,以及可以从大气中去除碳的负排放技术。 

虽然这些广泛的观察适用于这项研究的所有区域,但研究团队的模型揭示了系统成本、储能系统的最佳部署和不同碳排放限制下的最佳发电组合的显著区域差异。这些差异主要反映了风力发电和太阳能发电资源质量的差异,因此也反映了研究团队研究的美国三个地区零碳发电技术成本的差异。值得注意的是,在这些地区中,在无限制政策情景下,美国东北部地区的可再生能源资源质量最低,碳排放量最高。相对于其他地区,在相同的技术假设条件下,美国东北部地区通常也认为实现给定碳排放目标的系统平均电力成本(SCOE)最高。也就是说,如果没有显著限制碳排放的政策,美国东北地区不会徙自然地减少其发电量的排放量。相比之下,德克萨斯州由于具有丰富的风力和太阳能资源,看到了显著的自然减少。而在研究团队的模型中,碳排放量没有任何额外的政策干预,尽管政策干预对于该州电力部门的完全脱碳也是必要的。在这些维度上,美国东南部介于美国东北部和德克萨斯州之间。简而言之,应对净零能源的挑战因地区的资源而异。  

研究团队的模型强调了长时储能系统可用性对脱碳电力系统的多重影响,其中包括减少可调度发电的需求、降低系统平均电力成本(SCOE)、减少可再生能源弃电,以及减少批发电价的可变性。这些影响的强度取决于长时储能系统成本和性能属性,还取决于系统因素和其他技术的属性(例如可再生能源资本成本和可用性)。最重要的长时储能系统性能参数(就系统价值而言)是储能容量成本,其次是放电效率——而这一发现得到了研究团队的建模以及最近使用相同分析方法的论文的支持。本文还指出,充放电装机容量成本和充电效率是次要的。同样,研究团队的研究结果表明,当部署长时储能系统时,成本最优的持续时间范围为数天,而不是数周或数月。在长时储能系统技术选项中,研究团队发现氢气(和其他形式的化学储能)如果用电力生产并用作燃料以使其他最终用途脱碳,则可以提供独特的价值主张,从而创建支持可再生能源的大型灵活负载电力行业一体化。  

储能的成本优化调度与发电资源的成本优化调度不同,不能简化为简单的价值顺序或时间不变的经济原则,这一事实凸显了具有大量储能部署的电力系统调度的复杂性增加。虽然研究团队的建模结果假设对未来的负载和可再生能源可用性具有完美的预见性,但现实世界电力系统运行的不确定性(关于负载和可再生能源可用性)将使优化储能系统调度更具挑战性。因此,需要改进用于电力系统调度的软件工具,以支持未来低碳电力系统中储能资源的经济高效利用以及需求灵活性和可再生能源。从美国电力市场的角度来看,研究团队的第一个建议可以通过以下方式实施:(1)增加能源交付电网运营技术计划的示范活动资金,该计划由美国能源部电力办公室在其2022财年预算申请中提出;(2)扩大电网弹性、可靠性和灵活性计划由高级研究计划署能源(ARPA-E)提议,用于支持可靠电网运行软件的研究和商业化。  

研究团队对成本最低的电力系统和替代储能技术部署进行建模,考虑了可再生能源可用性的年际和年内变化以及其他经济部门扩大电气化的需求增加,假设对未来成本和运营有完美的预见性条件。虽然这种方法比之前探索电力和能源系统脱碳途径的研究有所改进,但它仍然没有完全解决所有因素,这将影响未来低碳电力系统的发展和储能系统发挥的作用。  

首先,由于数据限制,研究团队没有模拟极端天气事件对需求方的影响。由于气候变化,这些可能影响电力需求和供应的事件在未来可能变得更加重要。因此,进一步描述天气驱动的需求和供应不确定性将非常有用。其次,出于计算可处理性的原因,研究团队不得不求助于使用多区域电网表示的两个研究区域(美国东南部和东北部)的代表性周来近似年度电网运行。总的来说,这些因素再加上研究团队对完美远见的假设,意味着研究团队的结果可能低估了储能系统的价值和在低碳电力系统中具有成本效益的储能部署规模。通过进一步的数据收集、数据分析和优化系统建模,存在一些机会来促进对这些问题的理解。  

与此同时,研究团队建模中的其他假设可能会导致高估储能价值的结果。首先,作为先进的电力系统规划研究中的常见做法,研究团队忽略了基于使用的电化学储能系统退化(与其相反,研究团队将退化视为与电池更换相关的固定运维成本)。如果包括退化,它可能会降低这些储能资源的价值。其次,研究团队的模型没有考虑基于生物能源发电的可用性,无论是否有碳捕获或其他可调度的可再生能源(如地热)。如果这些资源可用,并且随时随地可用,那么它们的部署可以帮助最大限度地减少从接近完全脱碳的成本影响,并可能显著降低长时储能系统的价值。例如,如果具有碳捕获和储存(CCS)或直接空气捕获的生物能源系统能够以合理的成本实现,那么它们可以产生的负碳排放可以实现“净零”碳电力系统,同时仍然允许使用一些自然能源。

最近的一些研究表明,获得电力部门内部或外部产生的负排放会降低电力部门储能技术的价值。最后,研究团队的分析基于未来(2050年)的最低成本投资计划以及该年的相应技术成本预测。实际上,随着时间的推移,可再生能源和其他资源投资将逐渐增加,可能导致投资成本高于这个假设。如果将电力行业脱碳的目标日期提前,例如在2035年至2050年之间,几乎肯定会产生更高的系统成本,因为与可能提高一些现有热力发电设施相关的建设成本以及新兴市场因学习而降低成本的机会减少储能部署。在研究团队的分析中,并没有尝试量化这些因素的成本和系统影响。

本章的讨论说明了旨在有效实现深度脱碳和可靠电力系统的长期投资规划的复杂性。它还强调了基础研究对于推进用于投资规划的先进模型的重要性,以及电力系统运营商需要不断审查和更新其规划方法以纳入最佳可用方法。

美国各个司法管辖区的电力系统规划和可靠性评估的现有实践越来越认识到纳入提高电网运营时间分辨率以及年际变化的重要性,但这些只是需要解决的几个因素中的两个。正如2021年2月德克萨斯州发生的电网中断事件所强调的那样,系统规划需要更有效地考虑需求和供应的变化,尤其是在极端天气事件下,以及投资组合中各个发电设施的电力供应之间的相关性以及发电设施总输出之间的相关性和需求。这种可变性可能会随着气候变化而增加,最近的研究强调了它对电网运营和规划的影响。需求响应和需求灵活性以及分布式能源资源也可以发挥重要作用,值得研究团队在研究中给予更多关注。

与其他容量扩展模型(CEM)的研究类似,研究团队的模型假设非弹性需求或者对经济信号非常敏感,例如在对某些最终用途(例如电动汽车充电)的需求灵活性进行建模时;或者完全不灵活。这表示忽略了消费者对研究中指出的经济信号的差异化反应(弹性和灵活性)的潜力;它也没有考虑采用新技术引起的潜在行为变化。虽然研究团队的建模表明,增加的需求灵活性通常会降低储能需求和成本,但了解需求灵活性对储能需求和实践中电网运营的影响需要进一步分析和努力模拟不同客户类别的实际响应。此处未考虑的电力需求的另一个方面涉及电气化相对于其他方法对目前依赖化石燃料的最终用途部门(例如工业)进行脱碳的相对优势。

正如研究团队对德克萨斯州工业氢需求的案例研究所示,使这些最终用途脱碳的技术方法可以直接影响电力部门具有成本效益的脱碳途径。这表明综合能源系统分析(不仅仅是电力系统分析)对于从经济范围内的脱碳角度了解电力部门技术选择的成本和收益至关重要。最后,电力和能源系统模型也可以扩展,以阐明与深度脱碳相一致的投资组合的非温室气体环境影响,以及由此产生的经济和环境影响在不同地区和人口群体中的分布。了解这些结果对于建立公众接受度可能与成本和可靠性指标一样重要,而成本和可靠性指标通常是现有建模工作的重点。

最后,研究团队的模型指出能源边际价值的可变性增加,在这里用作未来低碳电力系统中纯能源批发市场中批发能源价格的代表。这给投资融资带来了挑战,因为尽管出于建模分析的目的,可再生能源发电设施可以在完美的预见性假设下收回成本。正如研究报告所讨论的那样,这种增加价格波动的可能性也表明了零售电价改革的价值,它可以通过使灵活的消费者在电力的社会边际成本处于或接近于零的许多小时内增加需求来鼓励电气化。这个问题影响到包括储能系统在内的所有资源,并指出了电力市场改革的必要性。基于研究团队的建模分析和本章讨论的结果总结如下:  

•从能源供需平衡的角度来看,电力系统接近完全脱碳似乎是可行的,单独使用可再生能源、天然气发电设施和锂离子电池储能系统,不会造成严重的可靠性问题或导致系统平均成本的大幅增加。  

•在电力部门没有任何碳排放限制的情况下,这里研究的美国三个地区(德克萨斯州、东北部和东南部)在相同的2050年技术成本假设下实现了截然不同的碳排放强度。这些差异主要是由于可再生资源质量和负荷分布的区域差异造成的。  

•与锂离子电池储能系统相比,长时储能系统的储能容量成本更低,往返效率更低。当碳捕获和封存的天然气发电并不是一种理想选择时,长时储能对电力系统脱碳的影响最大。在通常情况下,在优化部署时,长时储能系统可以替代天然气发电设施,增加可变可再生能源发电的价值,并适度降低电力系统的电费。  

•当部署多种储能技术达到成本最优时,储能系统容量资本成本最低的技术通常最适合提供长时储能。然而,虽然最佳发电调度是由大致恒定的边际成本决定的,但最佳储能操作是由存储能量的变化驱动的。因此,所有部署的储能技术都将以不同持续时间的充电/放电循环运行。基于程式化充电/放电曲线的储能经济学的简化评估忽略了这种动态,并可能提供不准确的评估储能价值。  

•在进行能源市场套利(即在电力价格低时买入,在电力价格高时卖出),储能系统可以在需求方和供应方替代其他电网资源。  

•未来低碳电力中能源边际价值的水平、范围和变化系统将与当今系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO)的批发市场中的价值大不相同。  

•研究团队的结果突出了长时储能对脱碳电力系统的多重价值。然而,大量的储能容量也极大地增加了成本最优电力系统调度的复杂性,特别是在未来时间段负荷和可再生能源可用性信息不完整的现实条件下。  

•需要改进的建模和软件工具来准确地表示未来的高比例可再生能源的电力系统中广泛部署储能系统和需求方资源所带来的复杂性。美国能源部应与系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO、州监管机构和其他机构开展合作,支持基础研究和示范项目,以加速先进软件工具的开发和部署,以实现具有成本效益的电网运营。  

•还需要可扩展的方法来模拟未来低碳电力系统的最低成本规划和调度,同时考虑关于未来成本、资源可用性、批发市场价格和需求的不完善信息。美国能源部应该与系统运营商(ISO)和区域输电组织(RTO、州监管机构和其他机构合作,支持研究开发此类方法。  

•研究团队关于脱碳电力系统价格可变性增加的研究结果。具体而言,边际能源价值可能非常低或为零,但只有少数一些时间的价值非常高,也表明未来投资和融资面临的挑战越来越大。这个问题将影响所有资源的采用,并强调需要进行深思熟虑的电力市场改革和零售电价的设计,以鼓励经济可行的脱碳。

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