中國儲能網(wǎng)訊：第6章–高比例可再生能源的儲能系統(tǒng)建模
6.1 簡介
6.1.1 章節(jié)概述
隨著世界各地的政策制定者致力設計和實施政策以實現(xiàn)電力部門的長期深度脫碳，可變可再生能源 (VRE) 發(fā)電份額（即風力發(fā)電和太陽能發(fā)電）預計將在未來幾十年大幅增長。與電力系統(tǒng)運營商可以上下調(diào)節(jié)以平衡供需的可調(diào)度發(fā)電設施不同，可變可再生能源 (VRE)發(fā)電只能隨著外部環(huán)境變化增加或減少，例如風速和風向以及陽光輻射的變化。風力發(fā)電和太陽能發(fā)電的大規(guī)模整合取決于設計靈活的電力系統(tǒng)，該系統(tǒng)可以平衡風力發(fā)電和太陽能發(fā)電量的變化，以持續(xù)滿足電力需求，并符合可靠性標準。如今，可調(diào)度發(fā)電（例如天然氣發(fā)電、核電、燃煤發(fā)電、水電）提供了這種平衡服務。 但在以可變可再生能源 (VRE)發(fā)電為主的低碳系統(tǒng)中，可調(diào)度資源的可用性將受到嚴重限制。
在此類系統(tǒng)中，可以通過部署儲能以及對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的其他增強功能來增強電力系統(tǒng)的靈活性：(1)擴展輸電網(wǎng)絡的電力容量以增加平衡區(qū)域的地理足跡，并更好地利用需求的時空變化和天氣驅(qū)動的可變可再生能源 (VRE)資源可用性；(2)加強需求靈活性和需求響應；(3)部署或保留一些可調(diào)度的零碳或低碳發(fā)電。在這里，研究團隊使用系統(tǒng)建模方法來檢驗儲能系統(tǒng)在實現(xiàn)電力行業(yè)深度脫碳方面的價值，以及在廣泛的技術和經(jīng)濟假設下對儲能技術發(fā)展和電力市場設計的影響。本章的研究結(jié)果側(cè)重于電網(wǎng)規(guī)模儲能系統(tǒng)在發(fā)達國家中的作用，例如美國具有相對較高的電網(wǎng)可靠性、普遍的電力供應、萬變的批發(fā)電力市場或受監(jiān)管的垂直整合公用事業(yè)公司，而目前使用化石燃料的交通、建筑和工業(yè)部門的電氣化進程推動了電力需求的增加。
具體來說，研究團隊分析了美國三個地區(qū)（美國東北部、東南部和德克薩斯州）以及國家層面的電力系統(tǒng)的演變，但細節(jié)較少。在2005年至2018年期間，所有這些地區(qū)以及美國各地都經(jīng)歷了發(fā)電產(chǎn)生的碳排放量顯著減少。這些減少反映了電力需求停滯的綜合影響；大量減少燃煤發(fā)電轉(zhuǎn)而使用天然氣發(fā)電，主要是出于經(jīng)濟原因；可變可再生能源 (VRE)發(fā)電量顯著增加，主要是（但不完全）由公共政策推動。盡管有這些趨勢，化石燃料發(fā)電設施仍然是美國能源相關碳排放的主要來源，約占2018年美國能源相關碳排放總量的31%。
鑒于電氣化在美國長期脫碳工作中的核心作用，本章基于模型的研究結(jié)果主要依賴于美國國家可再生能源實驗室(NREL)為其2018年電氣化期貨開發(fā)的高電氣化情景的電力需求預測（EFS)研究。在其高電氣化情景中，到2050年，美國的用電量與2018年的4,000TWh相比增加了1.6倍。根據(jù)這些需求假設，而這些假設又基于對其他行業(yè)電氣化的政策支持的假設，分析了不同2050年電力系統(tǒng)脫碳目標的電力系統(tǒng)演變，根據(jù)調(diào)度的電力碳排放量來定義2050年美國各地區(qū)的三種不同的電力系統(tǒng)。在研究中主要注四個排放限制：0gCO2/kWh、5gCO2/kWh、10gCO2/kWh和50gCO2/kWh。研究團隊還考慮了一個不受限制（“無限制”）的案例，該案例提供了一個一致的基準來比較施加不同碳排放限制的影響。此外，還包括一些針對德克薩斯州的具有1gCO2/kWh限制的建模運行。由于研究團隊不考慮從大氣中去除碳的技術（有時稱為“負排放技術”），與實現(xiàn)凈零電力系統(tǒng)的更常見目標相比，0gCO2/kWh的情況代表了更嚴格的限制，其中凈零系統(tǒng)可以允許部署一種或多種負排放技術。
在考慮“凈零”碳能源系統(tǒng)的共同目標時，其中“凈零”一詞被理解為允許包含負排放技術，5gCO2/kWh甚至10gCO2/kWh排放限制建模在這里可能比非常嚴格的0gCO2/kWh限制提供更多信息。而在2018年的電力需求水平上，將美國電網(wǎng)的平均發(fā)電碳強度從2018年的全國平均449gCO2/kWh（表6.1）降低到5gCO2/kWh或10gCO2/kWh（表6.1）。發(fā)電產(chǎn)生的碳排放量分別為2100萬噸(MMT)，與2005年電力部門排放量2,544萬噸(MMT)相比分別減少了99.2%或98.3%。
表6.1 發(fā)電量和電力相關排放量（研究中模擬的美國總量和三個地區(qū)）
為了滿足高達6,700TWh更高的需求水平，如果平均強度保持在2005年水平，這些相同的強度目標將分別相對于碳排放量減少98.7%或97.4%。雖然研究團隊的分析側(cè)重于到2050年實現(xiàn)電網(wǎng)脫碳，但在2050年之前（例如到2035年）實現(xiàn)發(fā)電的零碳排放或凈零碳排放（需要更快地改變發(fā)電結(jié)構(gòu)，并年儲能可能擴大其作用。它可能涉及比此處建模的成本高得多的成本，因為研究團隊的分析包含到2050年可變可再生能源 (VRE)發(fā)電和儲能成本的顯著降低。到2035年，這些成本降低不太可能實現(xiàn)。因此，如果2035年是凈零排放的目標年，那么它可能必須采用比研究團隊在2050年分析中所包含的成本更高的技術來實現(xiàn)。
6.1.2 儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的作用
人們越來越關注為電網(wǎng)上的各種應用部署儲能系統(tǒng)。例如，美國能源信息署(EIA)根據(jù)在一定程度上重疊的11個應用對電池儲能項目進行分類，其中包括頻率調(diào)節(jié)以及其他輔助服務（例如旋轉(zhuǎn)儲備、電壓支持、存儲風電和太陽能的電力、負載管理、系統(tǒng)調(diào)峰、輸配電網(wǎng)絡延遲、備用電源和能源套利（套利可以有效地將電力從一個時間段轉(zhuǎn)移到另一個時間段）。后者可以實現(xiàn)能源供應的時移，并且在功能上是儲能系統(tǒng)提供的其他電網(wǎng)應用的核心。本章介紹的模型結(jié)果側(cè)重于儲能系統(tǒng)在未來電力系統(tǒng)中的套利功能所帶來的價值。部署儲能系統(tǒng)可以推遲對發(fā)電和輸電的投資，減少可變可再生能源 (VRE)的棄電，減少化石燃料發(fā)電廠的啟動，并減少輸電損耗。
雖然這些用例可能對電網(wǎng)發(fā)展產(chǎn)生最大的長期影響，但沒有考慮其他有價值的儲能用例。其中包括：(1)出于運營或投資延期的原因在配電網(wǎng)絡級別部署存儲，這可能很有價值，但通常代表了無法輕易概括的特定環(huán)境機會；(2)消費者采用儲能系統(tǒng)來減少峰值需求期間的消耗，這可以使大用戶能夠管理可能構(gòu)成其總賬單的重要部分的需求費用，并且還可以增加所有人的屋頂光伏(PV)的價值替代關稅結(jié)構(gòu)下的客戶類型。這些用例受到可用零售電價結(jié)構(gòu)以及用于評估屋頂光伏注入回電網(wǎng)的方法的強烈影響；因此，它們不能一概而論。研究團隊沒有考慮的第三個用例是儲能系統(tǒng)，以提供滿足大容量電力系統(tǒng)級別可靠性標準所需的各種輔助服務。這些可靠性需求往往小于電力供應的容量需求，因此主要是作為儲能價值和部署的短期驅(qū)動因素。
6.2 系統(tǒng)建模方法
6.2.1 擴容建模（GenX）
研究團隊的分析使用了一種名為GenX（麻省理工學院能源倡議和普林斯頓大學在2021年創(chuàng)建）的容量擴展模型(CEM)。GenX從成本最小化規(guī)劃者的角度來確定滿足電力系統(tǒng)需求的預定義時間路徑所需的最佳發(fā)電、儲能和輸電投資，同時遵守各種電網(wǎng)運營限制、資源可用性限制和其他強加的政策/環(huán)境限制。與其他最先進的容量擴展模型(CEM)類似，GenX結(jié)合了電力部門運營的詳細時間，基于對任一發(fā)電設施的建模周期或一年或多年的時間分辨率，具體取決于型號配置。正如最近的模型間比較研究所指出的那樣，提高了時間分辨率在容量擴展模型(CEM)中保存年表可以改進對需求或負載的時間變化、可變可再生能源 (VRE)發(fā)電以及各種發(fā)電機和儲能技術的跨時動態(tài)的表征。GenX還可用于對可用的需求和供應方資源套件進行建模，并能夠表示非電能需求及其對電力部門的影響。
該研究在GenX中激活了幾個主要的電網(wǎng)運行限制。首先是區(qū)域?qū)用婷啃r的供需平衡，考慮到區(qū)域間的進出口以及在每個區(qū)域以等于50,000美元/MWh的損失負載(VolL)的值卸載負載的選項。選擇高損失負載(VolL)的是為了最大限度地減少非自愿減載的情況，并激勵投資更多容量以滿足模型中實施的純能源市場框架內(nèi)的需求。模型中的其他運行限制包括線性化機組投入（啟動/關閉）決策、5個最短啟動/停機時間以及熱發(fā)電廠；輸電容量限制和線性線路損耗；控制儲能系統(tǒng)充電狀態(tài)的跨時限制和每小時充電/放電和存儲能量的最大容量限制；每小時的可再生能源可用性限制。為了模擬系統(tǒng)演進以滿足前面提到的脫碳目標，研究團隊包括限制以強制實施年平均碳排放強度上限，該上限考慮了發(fā)電設施和儲能系統(tǒng)排放以及儲能損失。GenX和其他先進的容量擴展模型(CEM)采用的長期系統(tǒng)級優(yōu)化方法捕捉到了邊際價值的下降所有資源，其中包括儲能系統(tǒng)，以及由此產(chǎn)生的最低成本均衡滲透水平。容量擴展模型(CEM)對碳排放限制施加的價格可以被認為是碳價格，當碳排放的發(fā)電處于邊際時，它包含在系統(tǒng)價格中。這使得該模型適用于評估技術和系統(tǒng)驅(qū)動因素對儲能系統(tǒng)在未來電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用的影響。與大多數(shù)其他容量擴展模型(CEM)一樣，GenX僅對大容量電力系統(tǒng)進行建模，并在適用的情況下考慮發(fā)電和儲能成本以及輸電網(wǎng)的增加。現(xiàn)有的化石燃料發(fā)電廠似乎很可能在2050年之前退役，因此這項研究假設了一些部署條件，但水電設施（美國東北、東南地區(qū)）和一些現(xiàn)有的核電設施（東南地區(qū)）除外，如果可用的話。研究團隊不對分銷成本進行建?；蛴嬎懔闶蹆r的估計值。
與任何容量擴展模型(CEM)一樣，GenX輸出包括發(fā)電、存儲和傳輸資產(chǎn)的成本優(yōu)化裝機容量，以及滿足建模負載的每小時利用率。假設規(guī)模不變——也就是說，假設設施的投資成本與其容量成正比。GenX模型的目標函數(shù)包括所有資源的年度投資成本和運營成本之和，以及非服務能源的成本。這些輸出可用于計算稱為系統(tǒng)平均電力成本(SCOE)的指標。系統(tǒng)平均電力成本(SCOE)的定義是建模系統(tǒng)的年度總投資和運營成本（即GenX模型的目標函數(shù)）除以所服務的年度總電力需求。系統(tǒng)平均電力成本(SCOE)與平準化能源成本(LCOE)或平準化儲能成本(LCOS)有所不同，這兩者都是技術特定的成本指標，使用電力系統(tǒng)的靜態(tài)視圖計算，需要為電力系統(tǒng)指定固定的調(diào)度配置文件。有問題的資源，這通常會導致誤導性的技術間成本比較。相比之下，系統(tǒng)平均電力成本(SCOE)被計算為容量擴展模型(CEM)的輸出。因此，不同情景下系統(tǒng)平均電力成本(SCOE)的變化提供了在理想預測、規(guī)模收益不變、投資和運營最優(yōu)的假設下，各種技術和政策驅(qū)動因素對電力系統(tǒng)的影響。有關GenX模型的制定和實施的更多細節(jié)可以在其他地方找到，其中包括使用GenX的先前出版物和開源模型本身。
此處呈現(xiàn)的建模結(jié)果不應被視為預測。研究團隊將GenX視為執(zhí)行一組內(nèi)部一致實驗的平臺，這些實驗反過來反映了關于技術屬性的替代但現(xiàn)實的假設，包括其成本和可用性，以及需求的水平和靈活性以及其他因素。這使研究團隊能夠檢查這些假設的變化如何影響技術的最佳組合、它們的成本和隱含的批量系統(tǒng)電價。重要的是，建模結(jié)果揭示了哪些變化似乎很重要，哪些不重要。
6.2.2 GenX中的儲能建模
在GenX模型中，根據(jù)儲能技術的設計以及假定的成本和性能特征進行區(qū)分。在設計方面，GenX包含兩種廣泛的儲能技術。第一類包括充電和放電容量相等的技術（例如鋰離子電池或液流電池、抽水蓄能）；對于這些技術，儲能容量和充電/放電裝機容量是兩個獨立的設計變量，并且可以指定儲能容量與裝機容量的可行范圍。第二類包括充電功率和放電功率的技術，以及儲能容量，這些都是獨立的設計變量（例如熱儲能或氫氣儲能）。根據(jù)這一分類，儲能技術的特征在于一個、兩個或三個獨立的資本和固定運營和維護成本參數(shù)（表6.2）。對于儲能容量是獨立設計變量的儲能技術，研究團隊將持續(xù)時間（儲能容量與裝機容量之比）限制為小于300小時，但這一限制不會對此處報告的結(jié)果具有約束力。此外，由于數(shù)據(jù)限制，對具有固定儲能時間（12小時）的抽水蓄能進行建模，并假設總資本成本僅與電力容量成比例。
表6.2 在研究中建模的不同類型儲能技術設計變量
表6.3 儲能成本和運營假設
儲能技術的跨期運行使用表6.3中顯示的幾個參數(shù)進行建模，包括每小時自放電率和充電和放電的可變運維成本(VOM)。還通過參數(shù)化每種技術的充電和放電效率來模擬充電和放電期間的能量損失。與其他容量擴展模型(CEM)一樣，為了管理計算的可處理性，研究團隊不會將儲能容量隨著使用或動態(tài)充電或放電效率的退化建模為函數(shù)的充電狀態(tài)。這種方法與其他建模研究中采用的方法類似，可能高估了電化學儲能技術相對于受這些考慮因素影響較小的其他儲能技術的優(yōu)勢。在分析中，考慮到此處考慮的電化學儲能技術的固定運營和維護(FOM)成本中儲能組件的定期更換，部分減輕了這種建模簡化的影響。這類似于支付固定的年度維護費以保證一定的性能水平。
研究團隊的分析側(cè)重于對大容量電力系統(tǒng)內(nèi)的供需平衡進行建模，該系統(tǒng)以每小時分辨率對所考慮區(qū)域內(nèi)的每個平衡區(qū)域執(zhí)行。儲能系統(tǒng)作為供給側(cè)資源（通過放電）和需求側(cè)資源（通過充電）有助于供需平衡。此外，如上所述，儲能系統(tǒng)有助于電網(wǎng)輔助服務的采購和供應，例如運營儲備。然而，由于研究團隊沒有對電力系統(tǒng)運行儲備要求進行建模，因此對儲能技術的估值并未反映提供這些服務的好處。先前使用 GenX 的研究表明，當儲能部署在低水平時，滿足電源儲備要求的能力確實對儲能系統(tǒng)的價值做出了重大貢獻。但是，隨著儲能系統(tǒng)滲透率的提高，這種優(yōu)勢會消失。這表明替代儲能技術的長期估值可能不會因忽略它們參與運營儲備市場而受到太大影響。
6.2.3 區(qū)域建模
（1）模型區(qū)域的選擇
研究團隊在2050年的建模中主要專注于美國的三個地區(qū)：東北部、東南部和德克薩斯州。他們并不尋求制定這些地區(qū)資源組合演變的詳細軌跡，因為這種演變將受到一系列因素的影響，包括現(xiàn)有發(fā)電機組合的營業(yè)額、市場設計、各州激勵措施、許可規(guī)則等。與其相反，研究團隊關注可變可再生能源資源質(zhì)量差異的影響，以及壽命長、現(xiàn)有的低碳水電和核能發(fā)電資產(chǎn)以及抽水蓄能資產(chǎn)的可用性，假設投資和運營具有成本效益。三個選定的地區(qū)在影響實現(xiàn)各種脫碳目標的潛在成本和收益的幾個關鍵屬性上存在差異，其中包括：（1）風速和陽光輻射、土地可用性以及由此產(chǎn)生的風能和太陽能發(fā)電安裝成本；（2）水力發(fā)電和潛在的氫氣（H2）儲存資源；(3)產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)和監(jiān)管以及對核電發(fā)展的相關影響。如上所述，還假設到2050年將淘汰現(xiàn)有的化石燃料發(fā)電設施，因此其研究基本上考察了為滿足2050年需求而開發(fā)的新建系統(tǒng)，利用現(xiàn)有的輸電資產(chǎn)和其他一些現(xiàn)有的非化石資產(chǎn)，其中一些地區(qū)差異。可以根據(jù)其成本、最佳系統(tǒng)中的利用率以及電力系統(tǒng)碳限制的嚴格程度來選擇新的化石燃料發(fā)電能力。
美國東北地區(qū)（新英格蘭地區(qū)和紐約州）的特點是為可再生能源發(fā)電設施提供強有力的立法和監(jiān)管支持，但選址困難在某些情況下會提高基礎設施的建設成本。該地區(qū)的大多數(shù)州已承諾到2050年將其經(jīng)濟范圍內(nèi)的溫室氣體(GHG)排放量減少80%以上，少數(shù)州承諾實現(xiàn)更雄心勃勃的目標。該地區(qū)在很大程度上進行了重組，競爭性批發(fā)市場由兩個獨立的系統(tǒng)管理運營商（ISONE和NYISO）管理系統(tǒng)運營，并部分管理對發(fā)電和輸電容量的投資。該地區(qū)的太陽能發(fā)電質(zhì)量相對較低，但陸上風電和海上風能質(zhì)量較高。然而，選址困難一直困擾著陸上可再生能源和輸電發(fā)展，這可能解釋了最近一些州強制采購成本相對昂貴的海上風電和支持新輸電基礎設施投資的要求。該地區(qū)還從加拿大大量進口水電，并擁有自己的水力資源，可以幫助和支持可再生能源整合。雖然美國東北地區(qū)的電力需求目前在夏季達到峰值，但預計能夠滿足脫碳承諾（并包含在高電氣化需求情景中）的冬季供暖可能會將美國東北地區(qū)轉(zhuǎn)變?yōu)槎居秒姼叻宓貐^(qū)。該地區(qū)所有的核電站都是商業(yè)發(fā)電設施，必須用批發(fā)市場收入來彌補其未來成本才能實現(xiàn)收支平衡。由于這些工核電站大多面臨財務挑戰(zhàn)，并且目前依靠國家補貼來繼續(xù)運營，因此它們的許可證不太可能在當前的許可證期限之后續(xù)簽。因此，研究團隊假設所有現(xiàn)有核電機組到2050年退役（換句話說，它們不會更新其當前的運營許可證），并且根據(jù)有關技術成本和公眾接受挑戰(zhàn)的可用信息，到2050年不會部署新核電站。研究還假設到2050年將淘汰現(xiàn)有的化石燃料發(fā)電設施，但現(xiàn)有的水力發(fā)電和抽水蓄能發(fā)電設施將在2050年繼續(xù)運行。
美國東南部地區(qū)（田納西州、阿拉巴馬州、佐治亞州、北卡羅來納州、南卡羅來納州和佛羅里達州）的特點是存在受監(jiān)管的垂直整合公用事業(yè)公司，但缺乏有組織的批發(fā)市場；該地區(qū)一些州的冬季高峰需求普遍存在。2018年，該地區(qū)可再生能源發(fā)電量占該地區(qū)總發(fā)電量的28%。雖然目前由批發(fā)電力市場提供服務的美國其他地區(qū)的核電廠受到不利影響，但核電的經(jīng)濟性仍然更為有利在美國東南部地區(qū)受監(jiān)管的垂直整合公用事業(yè)環(huán)境中。美國東南部繼續(xù)依賴這種監(jiān)管結(jié)構(gòu)，再加上公眾對核電的接受程度更高，使得核電站運營商更有可能申請并獲得第二次許可證更新，從而延長該地區(qū)現(xiàn)有工廠的剩余工作壽命。因此分析包括該地區(qū)現(xiàn)有的核電廠，其初始運行日期為1975年或更晚，通過第二次許可證更新可以運行到或超過2055年。研究團隊假設25GW的現(xiàn)有核電容量到2055年仍將在線芳草（假設核電站的使用壽命為80年）。核能作為一種可調(diào)度的低碳資源，可以部分緩解對可再生能源資源和儲能技術的需求，并有可能降低實現(xiàn)深度脫碳的系統(tǒng)成本。美國東南部地區(qū)的政治環(huán)境也更有利于建設新的核電站；事實上，美國目前在建的兩臺核電機組就在佐治亞州。美國東南部地區(qū)也擁有質(zhì)量相對較好的太陽能發(fā)電資源。雖然該地區(qū)也運營海上風電設施，但由于缺乏可靠的數(shù)據(jù)來表征資源，研究團隊尚未對其可用性進行建模。因此，將美國東南部建模為2050年主要是新建系統(tǒng)，但要繼續(xù)運行大量現(xiàn)有核電容量和現(xiàn)有水電資源。
德克薩斯州的特點是具有優(yōu)質(zhì)的風力發(fā)電和太陽能發(fā)電資源、有組織的批發(fā)市場服務于重組后的電力部門、夏季高峰需求以及相對不靈活的空調(diào)需求的組成部分、對天氣敏感的電采暖設施的顯著滲透、接近和獲得碳封存場地和強勁的工業(yè)能源需求。值得注意的是，目前生產(chǎn)的大部分氫氣用于原料用途的石化工業(yè)集中在美國德克薩斯州和墨西哥灣沿岸的其他州。隨著經(jīng)濟范圍內(nèi)脫碳的推進，能源應用中可能對氫氣有額外的需求。使用電解槽和儲氫來滿足這種增量需求可以增加電網(wǎng)的需求靈活性。德克薩斯州也有地下鹽洞，它可以作為一種比地上儲氫罐更便宜的儲能介質(zhì)來長期儲存氫氣。這使研究團隊能夠使用德克薩斯州來測試儲氫成本敏感性和氫氣作為燃料的敏感性。研究團隊假設該州現(xiàn)有的兩個商業(yè)運營的核電站退役并且不會在2050年被取代。為了簡化，該萬賴俱寂忽略了德克薩斯州現(xiàn)有的小規(guī)模水電資源。
正如研究團隊將在后面的部分中看到的那樣，可調(diào)度的低碳資源的可用性以及太陽能和風力發(fā)電的資源質(zhì)量對模擬系統(tǒng)成本和最佳儲能量具有重要意義。三個建模區(qū)域之間的差異以及這些區(qū)域與美國其他地區(qū)之間的明顯差異（即美國西南地區(qū)的優(yōu)質(zhì)太陽能和西北地區(qū)的廣泛水電）意味著沒有可靠的方法來概括或匯總研究團隊的區(qū)域結(jié)果編制美國的整體情況。
（2）建模的區(qū)域共性
在GenX中，每種情景的特點是區(qū)域每小時可再生能源（VRE）容量因素和需求、每種技術的投資和運營參數(shù)（例如成本、最低發(fā)電水平）以及不同的碳排放限制（表6.4）。在所有三個地區(qū)，使用最新的2050年中檔EIA燃料價格預測和美國國家可再生能源實驗室(NREL)的2020年年度技術基線(ATB)來描述各種發(fā)電技術（表6.5）以及鋰離子電池儲能系統(tǒng)。
表6.4 GenX模型的輸入和輸出
表6.5 可再生能源和天然氣發(fā)電資源的中間成本假設
根據(jù)研究團隊的建模假設，將投資限制在以下技術：公用事業(yè)規(guī)模的太陽能發(fā)電設施和陸上風電設施（以及美國東北部的海上風電和分布式太陽能設施）；天然氣發(fā)電廠（開式循環(huán)燃氣輪機(OCGT)和聯(lián)合循環(huán)燃氣輪機(CCGT)）；采用或不采用基于胺的碳捕獲和儲存(CCS)技術；發(fā)揮重要作用的水電設施（美國東北部和東南部）。研究團隊并不認為燃煤發(fā)電在2050年在美國是一種可行的發(fā)電技術，這是因為燃煤發(fā)電的成本競爭力下降，在美國電力結(jié)構(gòu)中的作用逐漸減弱，并且具有更高的碳排放。新建模型的例外是美國東北部和東南部現(xiàn)有的水電設施和抽水蓄能發(fā)電設施，美國東南部現(xiàn)有的核電設施在2050年仍可運行，假設其工作壽命為80年，以及美國東北部和東南部現(xiàn)有輸電能力。如下所述，將德克薩斯州建模為單個輸電區(qū)域。在獨立的區(qū)域案例研究中，還評估了新的核能和新興天然氣發(fā)電技術與碳捕獲和儲存(CCS)技術和工業(yè)用氫的影響。
該模型使用美國國家可再生能源實驗室(NREL)研究的2050年需求概況（特別是高電氣化和中等技術情景）來描述每個地區(qū)的小時需求。這些需求概況對應于2012年天氣年份的變化。他們假設住宅和商業(yè)建筑（例如，61%的空間供暖、52%的熱水供暖和94%的烹飪服務）和交通運營（例如到2050年，插電式電動汽車將占電動汽車銷售量的84%），這共同導致2050年美國最終能源需求的41%由電力部門提供，而2016年這一比例為19%。鼓勵這些行業(yè)的電氣化已經(jīng)實施，并考慮限制電力部門碳排放的增量影響。預計的需求概況也可用于各個最終用途的小時需求細分，研究團隊用它來探索需求靈活性對某些最終用途的影響，例如電動汽車(EV)充電。
為了以高水平的空間和時間分辨率表示太陽能發(fā)電和風力發(fā)電資源，研究團隊采用以下方法：(1)繪制可用于光伏和風能開發(fā)的土地面積的供應曲線（不包括水體、公園、市區(qū)、山脈和原住民領土）；(2)量化了將新的可再生能源發(fā)電連接到現(xiàn)有輸電基礎設施的支線成本。對于每個站點，假設水平單軸跟蹤光伏系統(tǒng)并使用來自美國國家太陽輻射數(shù)據(jù)庫的2007～2013年衛(wèi)星數(shù)據(jù)，模擬了光伏系統(tǒng)的小時容量因數(shù)(CF)。使用工具包中的氣候再分析數(shù)據(jù)。通過聚合這些單獨的站點為可再生能源開發(fā)不同的工具（基于能源的平準化成本，考慮發(fā)電和互連成本）。
（3）建模的區(qū)域差異
由于研究團隊試圖捕捉的儲能價值來源對時間分辨率高度敏感，因此選擇以每小時為基礎對運營決策進行建模，以捕捉電力系統(tǒng)在可再生能源滲透率高的情況下的平衡需求，并估計這些需求如何影響不同儲能資源的價值。研究團隊對高時間分辨率的強調(diào)導致在分析中考慮的時間順序和電網(wǎng)細節(jié)水平之間的必要權(quán)衡，以保持模型在計算上易于處理。
圖6.1 2050年1月紐約州特定時間的電力需求示例
德克薩斯州大約90%的電力供應由德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)這個獨立系統(tǒng)運營商（ISO）管理。因為德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)與該國其他地區(qū)幾乎完全電氣隔離，而且該州西北部和西部的風力豐富地區(qū)（指定為“競爭性可再生能源區(qū)”）與德克薩斯州東部和南部的需求中心之間的輸電能力已經(jīng)最近得到了極大的擴展，因此決定將德克薩斯州建模為一個區(qū)域。通過這種簡化的空間分辨率，能夠在容量因子(CF)中包含電網(wǎng)操作的最大時間分辨率，僅受數(shù)據(jù)可用性的限制。
相比之下，美國東北部和東南部地區(qū)面積相對較大，地理分布多樣，并且有據(jù)可查的區(qū)域內(nèi)輸電限制。這使得考慮區(qū)域內(nèi)輸電擴展非常重要。對于這兩個區(qū)域，選擇使用空間分辨的電網(wǎng)表示，這反過來意味著必須使用較低的時間分辨率來保持模型在計算上的可處理性。研究報告采用35個代表周期（每個周期10天，一共8,400小時））對這兩個地區(qū)的年度電網(wǎng)運行進行建模，這些周期是從7年的可用時間序列數(shù)據(jù)中以每小時分辨率進行采樣的。這種時域縮減方法通常用于容量擴展模型(CEM)研究，以平衡空間/時間分辨率和操作細節(jié)水平（35個代表性時期（350天×24小時）的選擇遵循迭代聚類方法。
研究團隊還考慮了資源質(zhì)量和監(jiān)管環(huán)境方面的其他地區(qū)差異。值得注意的是，對美國東北部署地區(qū)的陸上風電開發(fā)應用50%的成本溢價，以反映有據(jù)可查的選址挑戰(zhàn)——該乘數(shù)與其他研究中使用的東北地區(qū)的區(qū)域乘數(shù)一致。為了反映擴展進出紐約地區(qū)（圖6.2中的4區(qū)）的輸電困難，根據(jù)現(xiàn)有傳輸容量應用兩倍擴展限制。最后，由于有利的條件和州一級的支持性部署政策，研究團隊將海上風電列為一項可行的技術，對美國東北部的最大可部署容量沒有限制。
圖6.2 美國東北部、東南部和德克薩斯州的區(qū)域建模特征和差異
如上所述，在基本案例中使用美國國家可再生能源實驗室(NREL）電氣化未來研究 (EFS）中的高電氣化負載情景，以反映2050年在經(jīng)濟范圍內(nèi)實現(xiàn)深度脫碳所需的電氣化水平。與參考情景相比，高電氣化負荷情景假設電力在滿足最終能源需求方面的作用增加（目前的41%與2050年的23%）。由于當?shù)靥鞖鈼l件和電氣化潛力，將會出現(xiàn)區(qū)域差異。例如，與美國國家可再生能源實驗室(NREL）電氣化未來研究 (EFS）參考負荷情景案例相比，高電氣化負荷情景在美國東北地區(qū)的系統(tǒng)峰值高出65%，年需求高出52%。。在高電氣化情景下，美國東北地區(qū)冬季用電量增長最為顯著，因為通過寒冷氣候熱泵實現(xiàn)電氣化空間供暖的作用更大。這部分解釋了與德克薩斯州相比，電氣化（高與參考情景）對東北部峰值和年度電力需求的更大影響（表6.6）。
表6.6 美國東北部、東南部和德克薩斯州電氣化未來研究 (EFS）2050年需求假設
6.2.4 建模限制
在描述結(jié)果和主要發(fā)現(xiàn)之前，研究團隊注意到其建模方法的一些局限性。使用歷史天氣來模擬多年可再生能源（VRE）容量因數(shù)，為可再生能源可用性提供了范圍和變化；然而，它沒有捕捉到極端天氣事件對發(fā)電的影響與其對需求的影響之間的相關性。因此，只能部分捕捉到諸如2021年2月在德克薩斯州經(jīng)歷的德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)區(qū)域停電等事件。與大多數(shù)其他容量擴展模型(CEM)一樣，每小時供需平衡假設對可再生能源（VRE）的可用性和需求具有完美的預見性。實際上，預測并不完美，需要提供靈活性的技術（例如儲能系統(tǒng)）來管理與預測的短期偏差。因此，完美遠見的假設有助于產(chǎn)生儲能容量要求的下限。第二個限制是，以高度聚合的方式對區(qū)域內(nèi)輸電進行建模。研究團隊也沒有對可再生能源可變性或規(guī)劃儲備進行建模在某些司法管轄區(qū)模仿容量市場的利潤率。這些簡化具有運營和成本影響，并指出了未來工作中應考慮的領域。最后，重要的是要記住，這種研究依賴于旨在推導出有效解決方案的優(yōu)化模型。該模型沒有考慮到現(xiàn)實世界的市場不完善、監(jiān)管不完善或公共政策可能偏向于一種技術——所有這些都可能使在實踐中實現(xiàn)成本最低的解決方案變得非常困難。盡管如此，研究團隊的分析提供了一個有用的基準，可以比較現(xiàn)實世界的結(jié)果以進行政策評估。
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