6.3.3 储能系统替代电网资源

能源市场套利包括在电力价格和净需求（电力需求与可再生能源发电之间的差异）较低时买入，在价格和净需求较高时卖出。在实现能源市场套利时，储能系统可以替代其他电网资源（反之亦然）。电网资源的替代品包括可再生能源“过度建设”（即部署超过电力系统峰值负载的可再生能源装机容量）、需求灵活性、可调度发电和增加的电网容量（传输和分配）。储能系统可以替代这些资源的程度，不仅取决于储能技术相对于竞争资源的成本和性能，还取决于电力系统的条件，例如碳限制的严格程度、已经部署的储能容量、可用性的需求灵活性资源，以及扩大输电的能力。本节量化了电网深度脱碳情景下各类资源和储能系统之间的成本最优替代。研究团队评估了四种潜在的替代方案：(1)储能系统与可再生能源发电能力；(2)储能系统与需求侧资源；(3) 储能系统与可调度低碳发电；(4)储能与输电。研究团队用来研究储能系统与其他资源的可替代性（反之亦然）的系统建模框架隐含地解释了这样一个事实，即包括储能系统在内的所有发电资源的边际价值随着渗透率的增加而下降。

（1）可再生能源成本对储能部署的影响

如上所述，低成本的储能系统可以通过更有效地平衡可再生能源的间歇性以及实际上将发电转移到数小时的高净需求，以减少过度部署储能系统的需求。在研究团队的建模中，储能系统替代可再生能源发电量的程度取决于储能技术的成本和性能，以及可再生能源的可用性和成本。

图6.14探讨了储能系统在一系列可再生能源资本成本情景中的敏感性。研究团队发现，首先，储能部署成本与可再生能源成本相比相对稳健，因为可再生能源资源的部署更多地受碳排放限制而不是成本考虑。其次，研究团队发现可再生能源成本的影响在无碳排放限制政策情景中最为明显。在可再生能源资源质量较低的地区（例如美国东北部）相对于德克萨斯州等可再生能源资源质量较高的地区而言尤其如此。

当只有锂离子电池可以作为储能技术并且研究团队应用5gCO2/kWh碳排放限制时，低成本的可再生能源将美国这三个地区的最佳可再生能源装机容量提高了2%～10%（风力发电优于太阳能发电）。与德克萨斯州、东北部和东南部的中等成本可再生能源情景相比，这种可再生能源装机容量的增加导致交付的储能容量分别降低0%、6%和16%（图6.14中的5gCO2/kWh政策案例)。

低成本可再生能源对储能容量影响的区域差异可以通过可调度发电（例如核电）的可用性和可再生能源发电质量的差异来解释。正如预期的那样，低成本的可再生能源导致过度建设将会削减可再生能源发电量。例如，在5gCO2/kWh的情况下，德克萨斯州的消减量从17%增加到22%。值得注意的是，可再生能源的成本对电力系统成本有着显著影响。在5gCO2/kWh碳排放限值下，假设其具有最佳部署，与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拟区域的系统平均电力成本（SCOE）降低14%～17%。与其相反，对于相同的碳排放政策限制，与中等成本假设相比，在高成本可再生能源情景的系统平均电力成本（SCOE）（其中“高成本”被定义为太阳能发电成本增加29%，风力发电成本增加16%）要高出12%～15%。

图6.14 美国东北部和德克萨斯州地区低、中、高成本可再生能源对装机容量、储能容量和系统平均电力成本（SCOE）的影响

在研究团队考虑的所有场景中，在无碳排放限制政策的案例中，电力系统对可再生能源技术成本最敏感，因为这是可再生能源部署对资本成本最敏感的地方。与可再生能源质量较高的地区（德克萨斯州）相比，可再生能源资源质量较低的地区（美国东北部）对可再生能源资源和天然气的替代效应最为明显。例如，在无碳排放限制的案例中，低可再生能源成本使美国东北部的可再生储能装机容量增加了111%，而德克萨斯州只增加了19%。与在较高脱碳水平下的最佳储能部署一样，可再生能源的低成本在德克萨斯州(6%)的天然气容量减少方面的影响比在东北部地区(1%)的影响更大。这些结果对于添加具有较低能源资本成本的储能技术是稳健的。

（2）日内需求灵活性的影响

随着智能电表和相关技术的更多部署以及运输交通等行业电气化的广泛应用，各种终端用途的电力消耗灵活性的潜在价值也在增加。在这里，研究团队探讨了实现日内需求灵活性（是指持续放电时间少于12个小时）如何影响成本优化的电网配置，特别是它如何在各种碳排放限制和关于储能技术的不同假设下改变储能系统发挥的作用。对于这些实验，研究团队采用了一个非常乐观的需求灵活性版本：将电力消耗从特定需求的子部门转移的能力，如表6.11中强调的那样，在零成本和零能源效率损失的情况下，在受限时间窗口内。

表6.11 2050年负荷条件下对德克萨斯州灵活性需求的假设

研究团队关于需求灵活性的假设基于美国国家可再生能源实验室(NREL）的电气化未来研究 (EFS）的增强灵活性情景，该情景为特定需求子行业提供了潜在的延迟和提前时间以及可以转移的负载份额。由于每个子行业的负载随时间而变化，潜在的需求灵活性也因时间的推移而有所不同。出于这个原因，表6.11指出了在高电气化负载情景下，德克萨斯地区在2050年的任何时间点每个子行业可能转移的最大负载。重要的是要注意这些子部门的峰值需求不会同时出现。

由于假设需求侧资源的时间灵活性跨越数小时而不是数天，因此研究团队关注需求灵活性如何影响短时储能（锂离子电池）成本最优的替代品，而不是将如何影响长时储能。

在所有这三个模拟区域中，需求灵活性对锂离子电池储能系统优化部署的影响随着更严格的碳排放政策而下降。例如在这三个地区，在无碳排放限制情况下，需求灵活性替代了几乎100%的短时储能系统，而在5gCO2/kWh的情况下，美国东南部地区仅替代了19%的锂离子储能系统。而德克萨斯州为35%，东北部为37%。这三个地区需求灵活性影响的差异部分是由需求的时间分布和零碳资源可用性的潜在差异来解释的。

图6.15显示了短期需求灵活性的影响。

(资料图)

图6.15 美国东北部和德克萨斯州地区在一系列碳排放限制条件下，灵活性需求对装机容量、储能容量和系统平均电力成本（SCOE）的影响

图6.16说明了在德克萨斯地区5gCO2/kWh的碳排放限制条件下，储能系统如何在有和没有需求灵活性的情况下运行。该图表明，当实施需求灵活性时，锂离子储能系统的充电和放电循环频率较低。对于这种情况，表6.10中介绍的频率分析的储能容量减少了20%。图6.16中的底部面板显示了短期需求灵活性的可用性如何通过更多的可再生能源发电将负载转移的时间。

图6.16 需求灵活性对德克萨斯州电力系统运营的影响

对具有灵活需求的短时储能系统的较低要求转化为系统平均电力成本（SCOE）的降低，成本降低与锂离子储能系统的替代量一致。在美国所有三个地区，成本降低幅度不大，从无碳排放限制情况下的5%～6%到5gCO2/kWh情况下的3%。

（3）工业用氢

尽管先前与长时储能技术相关的部分人关注影响这些储能技术价值的电力系统驱动因素，但涉及氢气的长时储能方案的价值也可能受到非电力部门使用氢气的影响。这为跨部门共享制氢技术和相关成本创造了机会。在这里，研究团队以工业脱碳为例，探讨电力部门以外的氢气需求对电力部门可以部署的储氢成本效益的影响。图6.17强调了共享制氢技术组件以同时服务于电力部门和外部氢气需求的潜在机会。这是需求灵活性的一个特例，通过水解（或电解）使用电力来生产氢气可以灵活安排，因为即使有着外部氢气需求，氢气也能够以相对较低的能源资本成本储存（见表6.3）被建模为在一年中的所有时间都保持不变且不灵活。

图6.17 显示了GenX项目中工业氢气需求的建模方式

研究团队评估了不同碳排放限制下不同水平的氢气需求对电力系统结果的影响，重点关注德克萨斯州，因为它是美国能源消耗最大的州之一，并且一半以上的能源消耗来自该州的工业生产设施。研究团队模拟的工业氢气需求情景是通过假设该部门采用氢气来替代过程加热中使用的天然气来开发的。研究团队根据工业应用中作为热源的天然气的不同氢气替代水平考虑了一系列情景：0%、25%、50%、75%和100%。这里100%的替代对应于19.7GW的氢气需求，0%的情况对应于没有氢气需求。

在一系列电力部门碳排放强度限制条件下模拟了不同水平的氢气需求，包括1gCO2/kWh、5gCO2/kWh、10gCO2/kWh和50gCO2/kWh以及无碳排放限制情况。研究团队最初结果假设氢气在储罐中的地上储存，表6.3中的成本处于中等水平。研究结果表明，从装机容量的角度来看，对于给定的碳排放限制，工业氢气需求的增加以及使用灵活电解的氢气生产增加有利于可再生能源发电的部署，并取代天然气发电设施和锂离子电池储能系统的储能容量（图6.18）。例如，在5gCO2/kWh情景中，具有100%工业氢需求的锂离子电池储能系统和天然气发电量分别比没有任何工业氢需求的情况低10%和23%。

图6.18 在德克萨斯州地区的一系列年度碳排放限制条件下，采用电力满足基准工业氢气需求（19.7GW）的0%～100%，对装机容量、储能容量、电解槽容量和电解槽容量因数的影响

包括工业氢需求会降低为实现日益严格的碳限制而优化的电力容量增加的百分比。虽然装机容量从无碳排放限制情况增加到没有氢气需求的1gCO2/kWh情况下增加了53%，但在100%氢气替代情况下的增加量下降到35%。氢气需求增加的第二个相关影响是可再生能源弃电的减少。

更高的工业氢气需求可以提高电解槽和可再生能源发电资产的利用率，从而降低系统平均电力成本（SCOE）以实现相同的碳排放目标（图6.19）。系统平均电力成本（SCOE）减少的最大幅度取决于碳排放限制的严格程度；在研究团队的建模结果中，其范围从减少3%（在无限制情况下）到减少14%（在1gCO2/kWh情况下）。换句话说，与无碳排放限制情况相比，实现1gCO2/kWh的电网排放强度在没有工业氢需求的情况下将系统平均电力成本（SCOE）提高37%，在100%氢气替代的情况下提高22%（图6.19）。就场景而言，由于从无碳排放限制情况到使用长时储能系统但没有工业氢需求的1gCO2/kWh情况，系统平均电力成本（SCOE）将会增加31%。

工业氢气需求增加的边际收益递减反映在边际氢气生产成本的增加中，如图6.19所示。这表明，纯粹基于电解制氢以满足非动力氢气需求的策略，可能会限制可以经济有效地供应的氢气数量。由于研究团队的分析并没有考虑其他制氢方式或进口氢气，并且由于将工业氢气需求建模为恒定且不灵活的，因此在给定的碳排放限制下增加工业氢气需求将会导致边际制氢成本增加。这种效应的解释是，需要额外的发电量（主要是可再生能源）和氢气来满足不断增长的工业需求。

图6.19 德克萨斯州替代工业氢气需求水平的成本和可再生能源发电量削减影响

为了探索氢气用于满足工业领域对电力系统的更广泛潜力，研究团队认为地下地质储氢的可用性的影响是一种潜在的技术，可以由模型部署。地质储氢和地上储氢之间的主要区别在于储存能量所需的投资（假设地质储存与地上储氢的中等成本预测相比减少了84%）。研究团队在研究中发现（图6.20），这对于地质储氢考虑的不同指标都有积极影响。在1gCO2/kWh的情况下，相对于储罐，地下地质储存的可用性导致最佳储存容量增加91%，系统平均电力成本（SCOE）减少3.5%，天然气发电量减少30%，可再生能源削减11%，储能容量减少11%。

图6.20 地下地质储氢可用性的影响

（4）与低碳可调度资源的竞争

储能系统使得随着时间的推移改变可再生能源发电量成为可能，从而增加了可再生能源的价值。这可以使储能系统与可调度的低碳或零碳能源直接竞争。研究团队通过将储能系统渗透率和利用率与两种可调度的能源进行比较：(1)具有接近100%碳捕获率的先进天然气发电厂；（2）新增核电设施。在研究团队的模型中，采用碳捕获和储存(CCS)的先进天然气技术在德克萨斯州可用，采用碳封存技术似乎最可行；利用新增的核电设施替代长时储能系统是美国东南地区的一种选择。

如果Allam循环技术（这是一种将煤气化技术和Allam循环相结合的先进动力系统）实现商业化，研究团队的模型预测它将主导德克萨斯州的燃气轮机联合循环 (CCGT)+碳捕获和储存(CCS)部署。与该技术不可用的情况相比，在德克萨斯州的中等成本氢气的情况下，在5gCO2/kWh的情况下，部署Allam循环的选项可将天然气发电设备的总装机容量增加13%，并将储能容量减少7%（表6.12)。Allam循环可以作为储能系统的部分替代品，如采用储氢形式的长时储能系统模型可交付储能容量减少28%，采用金属-空气电池储能系统的长时储能系统模型使储能容量减少20%，以及3%以储热形式使用长时储能系统。表6.12记录了在不同成本假设下，通过将Allam循环添加到具有储氢的电力系统中获得的增量系统平均电力成本（SCOE）有所减少。总的来说，在5gCO2/kWh排放政策案例下，所有三种长时储能系统技术的低、中、高成本假设下，Allam循环与长时储能系统的可用性相对于基本案例的系统平均电力成本（SCOE）降低了5%～13% 。

表6.12 德克萨斯州可调度低碳发电技术的系统影响

如果Allam循环实现商业化运营，研究团队的模型预测它将主导德克萨斯州的燃气轮机联合循环 (CCGT)+碳捕获和储存(CCS)部署。

研究团队还测试了允许在美国东南地区新建核电设施的影响。假设其成本为6,048美元/kW，该模型没有选择在5gCO2/kWh排放限制下部署新的核电容量。这一结果与2018年麻省理工学院发布的“碳排放限制世界中核能的未来”报告中的发现不同，主要有两个原因。首先，在美国国家可再生能源实验室(NREL）发布研究报告之后，研究团队假设新的核电设施的成本更高（6,048美元/kW，而NREL的研究中的成本为5,500美元/kW）。其次，根据美国国家可再生能源实验室(NREL）对2050年的中期成本预测，其研究假设太阳能发电成本（725美元/kW对917美元/kW）和风力发电成本（1,085美元/kW对1,550美元/kW）较低。这些成本假设结合起来，新的核电设施在成本方面并不那么具有吸引力。然而，研究团队还研究了对2018年麻省理工学院研究中的核电资本低成本假设的效果，其成本分别为4,202美元/kW（2018年研究中新核电的“低成本”）和2,818美元/kW（2018年研究中的“超低”成本），该模型在5gCO2/kWh政策限制下分别在美国东南部地区部署了21GW和78GW的核电设施。这种新的核能主要取代可再生发电设施装机容量在低和超低核成本情景中分别为15%和49%）以及一些天然气调峰容量。

（5）区域和跨区域输电的作用

迄今为止提出的建模结果，假设发电和输电投资和运营的共同优化。对于输电规划，这意味着区域输电系统的规模已经经过调整，能够以最低的总成本提供最高价值的服务。在美国东北部和东南部地区，这意味着通过缓解电力拥塞（例如在纽约市等容量受限地区）进行投资以满足区域内需求，从而能够整合其他地区的低成本的可再生能源，增加系统灵活性，并降低电网平衡成本。然而，当前的规划流程并未考虑输电升级的全部加优势，而是仅依靠传统指标来确保可靠性并满足当地电力需求。在许可和选址方面的挑战为输电扩张创造了更多障碍。在这一敏感性分析中，研究团队假设输电基础设施没有得到改造或扩展，这意味着区域输电系统仅限于现有容量，并评估对可再生能源和储能部署的影响。

在该模型中，增加区域输电容量提供了两个主要好处：（1）它允许在具有更高质量的可再生能源（更低的能源成本）在地区增加部署，从而降低整体系统成本；(2)它通过平衡连接区域之间的资源间歇性和减少地理差异的影响来改善可再生能源发电。因此，将输电容量的最佳部署限制在这些地区目前存在的水平上，将可再生能源部署集中在与服务需求相同的区域，而不是允许部署在具有最高质量资源的站点。例如表6.13显示，对于美国东北部地区，在允许区域内输电扩展的5gCO2/kWh情况下，该模型通过在区域内增加55GW的新输电容量来连接来自其他区域的更优质的可再生能源资源进行优化。

而另一方面，在5gCO2/kWh的情况下，限制区域内输电扩张会使系统平均电力成本（SCOE）增加3美元/MWh（或5%），因为这迫使人们更多地依赖更接近需求的低质量的可再生能源储能容量（例如分布式和公用事业光伏系统）。有限的区域供需平衡加强了储能系统的作用，特别是在非常严格的碳排放限制下。例如，在5gCO2/kWh政策案例中，没有输电扩展的情景将美国东北地区的储能需求增加了36%。相比之下，在美国东南部启用输电扩展对可再生能源整合几乎没有影响，因为该地区所有四个模拟区域的可再生能源资源质量相似。在美国东南部，限制输电扩张会增加对使用碳捕获和储存(CCS)的天然气发电设施的依赖，采用碳捕获和储存(CCS)可以更靠近需求，而不是采用可再生能源和部署更多的储能系统。

表6.13 美国东北部地区内输电扩展对电力系统的影响

研究团队将这一分析扩展到美国大陆。虽然其分析采用了不同的成本假设和建模方法，但其结果中的趋势值得注意，因为其分析的美国大陆范围及其对扩大区域之间输电对零碳的影响，以及如何影响使用可再生能源和储能技术的电力系统。逐步提高区域协调水平（即使不增加新的输电容量）可以节省电力系统成本，并减少对可再生能源发电量和储能容量的需求：在“孤立州”和“现有区域”输电方案之间，系统平均电力成本（SCOE）降低了22美元/MWh，并在“新区域”和“现有区域”之间输电方案之间相差16美元/MWh（图6.21）。“新区域”输电情景对应于上述区域研究中在基本案例中所做的假设。与“现有的跨区域”输电方案相比，允许在美国的三个区域（东部、西部和德克萨斯州）内新建跨区域交流输电可将系统平均电力成本（SCOE）降低10美元/MWh；允许在互连之间进行新的直流输电会使系统平均电力成本（SCOE）进一步降低8美元/MWh。

图6.21 在美国逐步扩大区域协调和输电能力对系统的影响

由于扩大的输电容量部分替代了部署的储能系统，因此增加的输电和更大的区域协调（输电扩展有效地增加了调度区域的地理范围）导致储能部署装机容量的下降。在电网互连程度最高的场景（“新区域间互联输电”）部署了“新区域”输电场景中使用的40%的储能系统和“孤立州”场景中使用的23%的储能系统。

研究发现，在进行能源市场套利（即在价格和净需求低时买入，在价格和净需求高时卖出），储能系统可以在需求侧和供应侧替代其他电网资源。