中國儲能網(wǎng)訊：6.3.4 未來的能源邊際值
（1）批發(fā)能源的價格波動
建模中的電力系統(tǒng)的能源邊際值，可以作為由區(qū)域輸電組織(RTO)或獨立系統(tǒng)運營商(ISO)組織在美國批發(fā)電力市場中的現(xiàn)貨價格或邊際價格。研究團隊通過使用圖6.22所示的頻帶檢查邊際值的分布，研究了碳排放限制和儲能容量對能源邊際值分布的影響。這些范圍包括以下邊際值：(1)0～5美元/MWh，主要以高比例可再生能源發(fā)電期間為特征；(2)5～50美元/MWh，天然氣發(fā)電是邊際發(fā)電；(3)50～200美元/MWh，當天然氣發(fā)電設施需要啟動且其相關成本必須回收時；(4)200美元/MWh以上，這對應于稀缺事件，包括儲能系統(tǒng)運行的時間和甩負荷事件。因為儲能系統(tǒng)的邊際成本基于機會成本，所以它會隨著時間的推移而變化——因此，儲能系統(tǒng)充電和放電可以發(fā)生在所有電力價格變化范圍內。
圖6.22 德克薩斯州的基本情況假設（僅限鋰離子電池儲能系統(tǒng)）下的能源邊際值
與之前的研究一致，研究團隊發(fā)現(xiàn)可再生能源滲透率增加會導致一些時間的電力價格非常低。
與直覺相反，以變異系數(shù)(CoV)衡量的價格分布隨著碳排放限制的日益嚴格而下降（表6.14），因為電力價格高的時間有限增加了未加權平均值。因此，批發(fā)電力現(xiàn)貨價格的水平、范圍和變化很可能與當今獨立系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO)管理的批發(fā)市場中的情況大不相同，如圖6.22中德克薩斯州的基本情況所示。
研究團隊的研究表明，隨著碳排放限制政策的收緊，持續(xù)時間的持續(xù)增加，其邊際值成本低于5美元/MWh，價格區(qū)間持續(xù)下降5～50美元/MWh。這些趨勢反映了可再生能源發(fā)電份額的增加和天然氣發(fā)電量的下降。圖6.22表明，在5gCO2/kWh的情況下，0～5美元/MWh的價格范圍包括高達62%的時間。如前所述，此處建模的0gCO2/kWh案例反映了對凈零碳電力系統(tǒng)的嚴格定義——僅依賴可再生能源和儲能系統(tǒng)并導致分布兩端的邊際價值大幅增加。而隨著碳排放限制收緊，這導致平均價格持續(xù)上漲。
研究團隊的模型結果基于有效代表純粹能源電力市場結構，其中所有批發(fā)（以及零售）交易均以電力現(xiàn)貨市場價格進行。雖然不能直接比較，但研究團隊從德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)市場中參考了最新的（2019年）現(xiàn)貨價格，并總結了它們的分布。從圖6.22可以清楚地看出，隨著德克薩斯州的電力系統(tǒng)脫碳，批發(fā)能源價格分布發(fā)生相當大的變化。與2019年相比，研究團隊的模型結果意味著更多的低價時段和更多的高價時段。但是可以注意到，研究團隊并未嘗試對德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)服務區(qū)域進行詳細的建模。其采用可能影響價格信號的市場干預和容量補償機制。此外，美國的其他獨立系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO)或歐盟的電網(wǎng)運營商尚未采用純粹能源批發(fā)市場模式。美國大多數(shù)電力系統(tǒng)也有容量市場和相對較低的能源市場價格上限，這會將一些現(xiàn)貨價格變化（以及研究團隊目前討論的收入變化）轉變?yōu)槿萘績r格。然而，由于任何電力系統(tǒng)都必須滿足盈虧平衡的限制條件，因此從理論上說，每種技術的總收入應該不受影響，盡管容量市場的增加可能會影響盈虧平衡的容量組合。
為了說明能源的邊際價值如何與電力系統(tǒng)運行和可再生能源資源可用性相關，研究團隊比較了圖6.23中的兩個時間框架。左側的時間間隔具有高可再生能源資源可用性，這導致頻繁的可再生能源削減（顯示為可再生能源潛力和服務負載之間的區(qū)域）。因此，能源的邊際價值接近0美元/MWh。當使用碳捕獲和儲存(CCS)的天然氣發(fā)電設施需要在特定的時間間隔內運行時，其價格約為60美元/MWh，而當儲能系統(tǒng)放電以滿足負載時，也觀察到約250美元/MWh的價值峰值。相比之下，圖中右側顯示了可再生能源可用性較低的時期，在此期間，通常需要天然氣發(fā)電來滿足超過可再生能源電力輸出的負載要求。當燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電 (CCGT)和碳捕獲和儲存(CCS)處于邊緣時，其價格約為60美元/MWh。如果還需要不帶碳捕獲和儲存(CCS)的開放式循環(huán)燃氣輪機（OCGT），其價格將攀升至100/MWh～130美元/MWh，而當不帶碳捕獲和儲存(CCS)的開放式循環(huán)燃氣輪機（OCGT）運行時（第29～30天），其價格在150/MWh～180美元/MWh之間。
圖6.23 德克薩斯州在10 gCO2/kWh的基本情況假設（僅鋰離子電池儲能系統(tǒng)）下的系統(tǒng)運行和能量邊際值
圖6.24表明，長時儲能系統(tǒng)（液流電池 、金屬空氣電池、熱儲能或氫氣儲能）的成本優(yōu)化部署主要用于減少能源邊際價值較高（即高于200美元/MWh）的頻率，并增加接近或低于50美元/MWh的邊際價值。后一種效果與通過長時儲能系統(tǒng)部署看到的可再生能源縮減減少一致（圖6.10）。表6.1表明，長時儲能系統(tǒng)傾向于降低能量的未加權平均值，同時也降低能量邊際值的波動性，以變量系數(shù)(COV)衡量，相對于基本情況（表6.14中的TM0）。在建模的不同碳排放限制條件下，與電力系統(tǒng)中存在長時儲能系統(tǒng)資源時的基本情況相比，其波動性平均降低了33%。雖然長時儲能系統(tǒng)的調度可以幫助消除能源邊際價值的一些波動，但長時儲能系統(tǒng)的存在本身并不能改變更廣泛的趨勢，即在能源邊際價值接近于零的情況下增加小時數(shù)以及在碳限制下增加峰值價格。
圖6.24 德克薩斯州不同儲能組合的能源邊際價值
研究發(fā)現(xiàn)，未來低碳電力系統(tǒng)中能源邊際價值的水平、范圍和變化將與當今獨立系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO)或管理的批發(fā)市場中的價值大不相同。
（2）收入分析
在此處使用的容量擴展模型(CEM)建模中，它涉及具有完美遠見和規(guī)?；貓蟮淖畹统杀揪€性優(yōu)化，所有資源都實現(xiàn)收支平衡，這意味著建模期間的總收入等于總投資和運營成本。
通過按價格區(qū)間分析系統(tǒng)運行和收入分配，研究團隊發(fā)現(xiàn)不同的技術在不同的價格區(qū)間運行并以不同的方式獲得收入，這取決于給定技術是邊際資源的可能性（圖6.25）。隨著碳排放限制更加嚴格，可再生能源發(fā)電設施的以更低的價格運行，并開始依靠更少的高價時間來賺取盈虧平衡所需的收入。例如，對于10gCO2/kWh克和5gCO2/kWh時情況下的風力發(fā)電，其90%和96%的收入來自風力發(fā)電價格高（高于50美元/MWh）期間提供的33%和35%的能源。研究團隊發(fā)現(xiàn)太陽能發(fā)電設施、鋰離子電池儲能系統(tǒng)和天然氣發(fā)電、碳捕獲和儲存(CCS)）的結果相似，這意味著在能源批發(fā)電力市場下，這些資源需要在幾個小時內獲得大部分收入設計。此外，優(yōu)化確保模型中的全部成本回收，因為模型假設負載和可再生能源可用性可以預見。實際上，很難為發(fā)電和儲能資產的投資提供資金，因為這些資產的大部分收入必須依賴于一年的少數(shù)運營時間。
圖6.25 德克薩斯州按價格區(qū)間劃分的技術運營情況
6.4 結論和要點
本章詳細介紹了研究團隊的建模分析結果，探討了到2050年在向低碳電力系統(tǒng)過渡中采用儲能系統(tǒng)的驅動因素。研究團隊考慮了儲能技術成本和性能屬性以及其他因素之間的相互作用，包括替代能源的成本?？稍偕茉窗l(fā)電技術、需求增長、需求靈活性和可再生能源資源的質量等。研究團隊還研究了碳限制的嚴格程度如何影響這些相互作用。
研究團隊發(fā)現(xiàn)，電力系統(tǒng)幾乎完全脫碳（即平均排放強度為5gCO2/kWh）可以通過部署可再生能源發(fā)電設施和鋰離子電池儲能系統(tǒng)以及不經常使用的可調度自然天然氣發(fā)電來實現(xiàn)，與沒有碳排放限制的情景相比，電力成本增加了21%（例如德克薩斯州）到36%（例如美國東北部），而不會造成電網(wǎng)運行的可靠性問題。與此同時，研究團隊發(fā)現(xiàn)基于部署可再生能源發(fā)電設施和鋰離子電池儲能系統(tǒng)排除使用天然氣發(fā)電的電力（換句話說，其目標是零碳排放而不是凈零排放）的完全脫碳是邊際價格要貴得多。換句話說，通過可再生能源和鋰離子電池儲能系統(tǒng)的組合，將無碳發(fā)電份額從大約90%～93%（如表6.9中的5gCO2/kWh碳排放情況所示）增加到100%的增量成本，這是相當高的。這一觀察結果與其他基于可再生能源發(fā)電設施和鋰離子電池儲能系統(tǒng)的零碳電力系統(tǒng)建模研究的結果一致。它提供了一個令人信服的理由，將公共和私人資源集中在進一步提高一系列技術的成本和性能屬性上，包括新興的長時儲能技術、可調度的替代低碳或無碳發(fā)電技術，以及可以從大氣中去除碳的負排放技術。
雖然這些廣泛的觀察適用于這項研究的所有區(qū)域，但研究團隊的模型揭示了系統(tǒng)成本、儲能系統(tǒng)的最佳部署和不同碳排放限制下的最佳發(fā)電組合的顯著區(qū)域差異。這些差異主要反映了風力發(fā)電和太陽能發(fā)電資源質量的差異，因此也反映了研究團隊研究的美國三個地區(qū)零碳發(fā)電技術成本的差異。值得注意的是，在這些地區(qū)中，在無限制政策情景下，美國東北部地區(qū)的可再生能源資源質量最低，碳排放量最高。相對于其他地區(qū)，在相同的技術假設條件下，美國東北部地區(qū)通常也認為實現(xiàn)給定碳排放目標的系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）最高。也就是說，如果沒有顯著限制碳排放的政策，美國東北地區(qū)不會徙自然地減少其發(fā)電量的排放量。相比之下，德克薩斯州由于具有豐富的風力和太陽能資源，看到了顯著的自然減少。而在研究團隊的模型中，碳排放量沒有任何額外的政策干預，盡管政策干預對于該州電力部門的完全脫碳也是必要的。在這些維度上，美國東南部介于美國東北部和德克薩斯州之間。簡而言之，應對凈零能源的挑戰(zhàn)因地區(qū)的資源而異。
研究團隊的模型強調了長時儲能系統(tǒng)可用性對脫碳電力系統(tǒng)的多重影響，其中包括減少可調度發(fā)電的需求、降低系統(tǒng)平均電力成本（SCOE）、減少可再生能源棄電，以及減少批發(fā)電價的可變性。這些影響的強度取決于長時儲能系統(tǒng)成本和性能屬性，還取決于系統(tǒng)因素和其他技術的屬性（例如可再生能源資本成本和可用性）。最重要的長時儲能系統(tǒng)性能參數(shù)（就系統(tǒng)價值而言）是儲能容量成本，其次是放電效率——而這一發(fā)現(xiàn)得到了研究團隊的建模以及最近使用相同分析方法的論文的支持。本文還指出，充放電裝機容量成本和充電效率是次要的。同樣，研究團隊的研究結果表明，當部署長時儲能系統(tǒng)時，成本最優(yōu)的持續(xù)時間范圍為數(shù)天，而不是數(shù)周或數(shù)月。在長時儲能系統(tǒng)技術選項中，研究團隊發(fā)現(xiàn)氫氣（和其他形式的化學儲能）如果用電力生產并用作燃料以使其他最終用途脫碳，則可以提供獨特的價值主張，從而創(chuàng)建支持可再生能源的大型靈活負載電力行業(yè)一體化。
儲能的成本優(yōu)化調度與發(fā)電資源的成本優(yōu)化調度不同，不能簡化為簡單的價值順序或時間不變的經濟原則，這一事實凸顯了具有大量儲能部署的電力系統(tǒng)調度的復雜性增加。雖然研究團隊的建模結果假設對未來的負載和可再生能源可用性具有完美的預見性，但現(xiàn)實世界電力系統(tǒng)運行的不確定性（關于負載和可再生能源可用性）將使優(yōu)化儲能系統(tǒng)調度更具挑戰(zhàn)性。因此，需要改進用于電力系統(tǒng)調度的軟件工具，以支持未來低碳電力系統(tǒng)中儲能資源的經濟高效利用以及需求靈活性和可再生能源。從美國電力市場的角度來看，研究團隊的第一個建議可以通過以下方式實施：(1)增加能源交付電網(wǎng)運營技術計劃的示范活動資金，該計劃由美國能源部電力辦公室在其2022財年預算申請中提出；(2)擴大電網(wǎng)彈性、可靠性和靈活性計劃由高級研究計劃署能源(ARPA-E)提議，用于支持可靠電網(wǎng)運行軟件的研究和商業(yè)化。
研究團隊對成本最低的電力系統(tǒng)和替代儲能技術部署進行建模，考慮了可再生能源可用性的年際和年內變化以及其他經濟部門擴大電氣化的需求增加，假設對未來成本和運營有完美的預見性條件。雖然這種方法比之前探索電力和能源系統(tǒng)脫碳途徑的研究有所改進，但它仍然沒有完全解決所有因素，這將影響未來低碳電力系統(tǒng)的發(fā)展和儲能系統(tǒng)發(fā)揮的作用。
首先，由于數(shù)據(jù)限制，研究團隊沒有模擬極端天氣事件對需求方的影響。由于氣候變化，這些可能影響電力需求和供應的事件在未來可能變得更加重要。因此，進一步描述天氣驅動的需求和供應不確定性將非常有用。其次，出于計算可處理性的原因，研究團隊不得不求助于使用多區(qū)域電網(wǎng)表示的兩個研究區(qū)域（美國東南部和東北部）的代表性周來近似年度電網(wǎng)運行?？偟膩碚f，這些因素再加上研究團隊對完美遠見的假設，意味著研究團隊的結果可能低估了儲能系統(tǒng)的價值和在低碳電力系統(tǒng)中具有成本效益的儲能部署規(guī)模。通過進一步的數(shù)據(jù)收集、數(shù)據(jù)分析和優(yōu)化系統(tǒng)建模，存在一些機會來促進對這些問題的理解。
與此同時，研究團隊建模中的其他假設可能會導致高估儲能價值的結果。首先，作為先進的電力系統(tǒng)規(guī)劃研究中的常見做法，研究團隊忽略了基于使用的電化學儲能系統(tǒng)退化（與其相反，研究團隊將退化視為與電池更換相關的固定運維成本）。如果包括退化，它可能會降低這些儲能資源的價值。其次，研究團隊的模型沒有考慮基于生物能源發(fā)電的可用性，無論是否有碳捕獲或其他可調度的可再生能源（如地熱）。如果這些資源可用，并且隨時隨地可用，那么它們的部署可以幫助最大限度地減少從接近完全脫碳的成本影響，并可能顯著降低長時儲能系統(tǒng)的價值。例如，如果具有碳捕獲和儲存(CCS)或直接空氣捕獲的生物能源系統(tǒng)能夠以合理的成本實現(xiàn)，那么它們可以產生的負碳排放可以實現(xiàn)“凈零”碳電力系統(tǒng)，同時仍然允許使用一些自然能源。
最近的一些研究表明，獲得電力部門內部或外部產生的負排放會降低電力部門儲能技術的價值。最后，研究團隊的分析基于未來（2050年）的最低成本投資計劃以及該年的相應技術成本預測。實際上，隨著時間的推移，可再生能源和其他資源投資將逐漸增加，可能導致投資成本高于這個假設。如果將電力行業(yè)脫碳的目標日期提前，例如在2035年至2050年之間，幾乎肯定會產生更高的系統(tǒng)成本，因為與可能提高一些現(xiàn)有熱力發(fā)電設施相關的建設成本以及新興市場因學習而降低成本的機會減少儲能部署。在研究團隊的分析中，并沒有嘗試量化這些因素的成本和系統(tǒng)影響。
本章的討論說明了旨在有效實現(xiàn)深度脫碳和可靠電力系統(tǒng)的長期投資規(guī)劃的復雜性。它還強調了基礎研究對于推進用于投資規(guī)劃的先進模型的重要性，以及電力系統(tǒng)運營商需要不斷審查和更新其規(guī)劃方法以納入最佳可用方法。
美國各個司法管轄區(qū)的電力系統(tǒng)規(guī)劃和可靠性評估的現(xiàn)有實踐越來越認識到納入提高電網(wǎng)運營時間分辨率以及年際變化的重要性，但這些只是需要解決的幾個因素中的兩個。正如2021年2月德克薩斯州發(fā)生的電網(wǎng)中斷事件所強調的那樣，系統(tǒng)規(guī)劃需要更有效地考慮需求和供應的變化，尤其是在極端天氣事件下，以及投資組合中各個發(fā)電設施的電力供應之間的相關性以及發(fā)電設施總輸出之間的相關性和需求。這種可變性可能會隨著氣候變化而增加，最近的研究強調了它對電網(wǎng)運營和規(guī)劃的影響。需求響應和需求靈活性以及分布式能源資源也可以發(fā)揮重要作用，值得研究團隊在研究中給予更多關注。
與其他容量擴展模型(CEM)的研究類似，研究團隊的模型假設非彈性需求或者對經濟信號非常敏感，例如在對某些最終用途（例如電動汽車充電）的需求靈活性進行建模時；或者完全不靈活。這表示忽略了消費者對研究中指出的經濟信號的差異化反應（彈性和靈活性）的潛力；它也沒有考慮采用新技術引起的潛在行為變化。雖然研究團隊的建模表明，增加的需求靈活性通常會降低儲能需求和成本，但了解需求靈活性對儲能需求和實踐中電網(wǎng)運營的影響需要進一步分析和努力模擬不同客戶類別的實際響應。此處未考慮的電力需求的另一個方面涉及電氣化相對于其他方法對目前依賴化石燃料的最終用途部門（例如工業(yè)）進行脫碳的相對優(yōu)勢。
正如研究團隊對德克薩斯州工業(yè)氫需求的案例研究所示，使這些最終用途脫碳的技術方法可以直接影響電力部門具有成本效益的脫碳途徑。這表明綜合能源系統(tǒng)分析（不僅僅是電力系統(tǒng)分析）對于從經濟范圍內的脫碳角度了解電力部門技術選擇的成本和收益至關重要。最后，電力和能源系統(tǒng)模型也可以擴展，以闡明與深度脫碳相一致的投資組合的非溫室氣體環(huán)境影響，以及由此產生的經濟和環(huán)境影響在不同地區(qū)和人口群體中的分布。了解這些結果對于建立公眾接受度可能與成本和可靠性指標一樣重要，而成本和可靠性指標通常是現(xiàn)有建模工作的重點。
最后，研究團隊的模型指出能源邊際價值的可變性增加，在這里用作未來低碳電力系統(tǒng)中純能源批發(fā)市場中批發(fā)能源價格的代表。這給投資融資帶來了挑戰(zhàn)，因為盡管出于建模分析的目的，可再生能源發(fā)電設施可以在完美的預見性假設下收回成本。正如研究報告所討論的那樣，這種增加價格波動的可能性也表明了零售電價改革的價值，它可以通過使靈活的消費者在電力的社會邊際成本處于或接近于零的許多小時內增加需求來鼓勵電氣化。這個問題影響到包括儲能系統(tǒng)在內的所有資源，并指出了電力市場改革的必要性?；谘芯繄F隊的建模分析和本章討論的結果總結如下：
?從能源供需平衡的角度來看，電力系統(tǒng)接近完全脫碳似乎是可行的，單獨使用可再生能源、天然氣發(fā)電設施和鋰離子電池儲能系統(tǒng)，不會造成嚴重的可靠性問題或導致系統(tǒng)平均成本的大幅增加。
?在電力部門沒有任何碳排放限制的情況下，這里研究的美國三個地區(qū)（德克薩斯州、東北部和東南部）在相同的2050年技術成本假設下實現(xiàn)了截然不同的碳排放強度。這些差異主要是由于可再生資源質量和負荷分布的區(qū)域差異造成的。
?與鋰離子電池儲能系統(tǒng)相比，長時儲能系統(tǒng)的儲能容量成本更低，往返效率更低。當碳捕獲和封存的天然氣發(fā)電并不是一種理想選擇時，長時儲能對電力系統(tǒng)脫碳的影響最大。在通常情況下，在優(yōu)化部署時，長時儲能系統(tǒng)可以替代天然氣發(fā)電設施，增加可變可再生能源發(fā)電的價值，并適度降低電力系統(tǒng)的電費。
?當部署多種儲能技術達到成本最優(yōu)時，儲能系統(tǒng)容量資本成本最低的技術通常最適合提供長時儲能。然而，雖然最佳發(fā)電調度是由大致恒定的邊際成本決定的，但最佳儲能操作是由存儲能量的變化驅動的。因此，所有部署的儲能技術都將以不同持續(xù)時間的充電/放電循環(huán)運行?；诔淌交潆?放電曲線的儲能經濟學的簡化評估忽略了這種動態(tài)，并可能提供不準確的評估儲能價值。
?在進行能源市場套利（即在電力價格低時買入，在電力價格高時賣出），儲能系統(tǒng)可以在需求方和供應方替代其他電網(wǎng)資源。
?未來低碳電力中能源邊際價值的水平、范圍和變化系統(tǒng)將與當今系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO)的批發(fā)市場中的價值大不相同。
?研究團隊的結果突出了長時儲能對脫碳電力系統(tǒng)的多重價值。然而，大量的儲能容量也極大地增加了成本最優(yōu)電力系統(tǒng)調度的復雜性，特別是在未來時間段負荷和可再生能源可用性信息不完整的現(xiàn)實條件下。
?需要改進的建模和軟件工具來準確地表示未來的高比例可再生能源的電力系統(tǒng)中廣泛部署儲能系統(tǒng)和需求方資源所帶來的復雜性。美國能源部應與系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO、州監(jiān)管機構和其他機構開展合作，支持基礎研究和示范項目，以加速先進軟件工具的開發(fā)和部署，以實現(xiàn)具有成本效益的電網(wǎng)運營。
?還需要可擴展的方法來模擬未來低碳電力系統(tǒng)的最低成本規(guī)劃和調度，同時考慮關于未來成本、資源可用性、批發(fā)市場價格和需求的不完善信息。美國能源部應該與系統(tǒng)運營商(ISO)和區(qū)域輸電組織(RTO、州監(jiān)管機構和其他機構合作，支持研究開發(fā)此類方法。
?研究團隊關于脫碳電力系統(tǒng)價格可變性增加的研究結果。具體而言，邊際能源價值可能非常低或為零，但只有少數(shù)一些時間的價值非常高，也表明未來投資和融資面臨的挑戰(zhàn)越來越大。這個問題將影響所有資源的采用，并強調需要進行深思熟慮的電力市場改革和零售電價的設計，以鼓勵經濟可行的脫碳。
