不确定性下的电网规划：能源转型投资

电力和天然气以及石油和天然气实践不确定性下的电网规划：为 能源转型进行投资 面对气候和转型风险，更新的规划标准可以帮助电网运营商缓解不断变化的挑战，并确保电网的弹性和可负担性。 阿方索·恩西尼亚斯·费尔南德斯、布莱克·霍顿、亚当·鲁宾和亚伦·希夫林 在全球范围内，电网在美国，支持脱碳和更具成本竞争力的可再生资源的政策正在改变发电堆，2017年至2022年间增加了近100吉瓦（GW）的风能和太阳能，2023年可能会增加创纪录的32吉瓦的太阳能单独使用，互连队列中有近2太瓦(TW)的容量。1与此同时，建筑和运输电气化正在增加这些电网网络的需求压力。 衡量和管理绩效的范例。 独立满足这些需求将是非常低效和困难的。通过采用集成系统规划方法，公用事业公司可以提供所有这些由概率分析模型和对未来电网需求的细分、特定于细分的视图支持的结果。这种转变的回报可能是巨大的:多达20个 %的资本效率，重大事件停机减少15 - 30%，以及实现脱碳里程碑和目标的更清晰途径。6本文探讨了确保这些收益的方法。 在许多地区，包括野火和严重风暴在内的气候风险正在上升，给社区和为他们服务的电力基础设施带来了额外的压力。2极端高温正在增加冷却需求，同时降低了电网基础设施的效率。例如，明尼苏达州的未来十年的极端高温天，相当于俄亥俄州目前的水平。 配电网中的新挑战 3 网格规划正在成为一种关键的战略能力，需要结合技术，专业知识和对市场趋势的理解。只有公用事业公司能够对包括气候风险、资产健康和客户采用分布式能源(DER) (如热泵和屋顶太阳能)在内的关键驱动因素进行建模和评估，才能经济有效地满足未来的电网需求。 雷暴也给电网运营商带来了挑战。例如，在新泽西州，这种风暴已经造成了大约80％的重大停电，到2050年，每年雷暴风险天数预计将增加三分之二以上。4 这些风险是在人们对负担能力、基础设施老化和通胀飙升的担忧加剧之际出现的，所有这些都使核心必需品的成本自2021年以来上升了五分之一。5 通过构建技术支持的集成系统规划功能，公用事业公司可以理解和量化这些挑战。定义电网需求的全部范围是确定具有成本效益的投资解决方案的必要先兆，因此必须立即开始构建这些功能。 总而言之，在实现能源转型的同时，提供安全，可靠，有弹性和负担得起的电力的挑战迫使电网规划者重新构想其流程并重新思考长期 A suite of internected analytical models with circuit - orasset - level granularity can help grid planners managegrowth, reliability, affordability, restoring, and flexibility(Exhibit 1). By providing 对关键规划问题的实际见解，这些模型可以成为导航不确定性的关键工具-例如，通过识别最优将植被管理和基础相结合，以达到复原力目标，或者揭示产能扩张和基础相结合以降低成本的地方。 美国西部地区可能会受到至少30个高火灾天气指数的影响 每年的天数。7同样，极端降水和城市增长加剧的可能性正在增加洪水风险，并在某些地区改变洪泛区。 气候风险和复原力 从广义上讲，变暖正在增加许多地区极端天气事件的频率和强度，使电网资源面临更大的风险。8例如，在美国，“重大事件”-通常涉及极端天气以及电网基础设施老化-导致年度电力中断的平均持续时间从2015年的不到4小时增加到2021年的7小时以上。9 与气候有关的危害对电网的恢复能力构成了越来越大的威胁，在各个地区的演变将有所不同。例如，在未来十年中，堪萨斯州预计极端炎热的日子将增加25％，而科罗拉多州的严重雷暴频率预计将增加29％。大约88％ 较高的峰值温度给电网运营商带来了巨大的挑战，影响了峰值负荷和电网性能。例如，德克萨斯州达拉斯的年度热浪天数几乎增加了三倍，从1975年至2022年的平均每年25天增加到2050年的67天。10 历史上温和的气候也可能受到影响。在对中西部公用事业公司的分析中，预计同期的降温天数将增加30％。1网格将需要做好准备 满足更高的冷却负载带来的需求增加，同时还管理极端高温下基本设备效率较低的性能。较高的温度下，电力线损耗会增加，当温度超过100 ° F时，容量会比正常设计额定值下降多达7％，从而在客户最需要时破坏电网性能。12 认识到这些变化，麦肯锡建立了内部气候分析能力，将最新的气候科学转化为细粒度的、与投资相关的见解（参见侧栏“麦肯锡公用事业行业的气候分析”）。 麦肯锡在公用事业行业的气候分析 麦肯锡的气候分析利用来自耦合模型比较项目的一组全球气候模型的数据，这些数据经过偏差校正和缩减，以提供额外的特殊粒度。我们的全球气候科学家团队在内部处理数据，以模拟客户特定的危害，产生与投资相关的见解。 我们已经在包括金融机构、企业和公共部门在内的一系列行业的55多个客户参与中磨练了这些模型的使用。对于公用事业，我们已经评估了气候趋势的变化率，这些变化对利用资产有显著影响，包括灾难性事件（如热带气旋）以及更常见的气候挑战，如强风对流风暴、冻雨和热浪）。 在极端温度下可能会严重损害性能，这可能会对电网产生压力。 即使在较小的地理区域内，这些危害在电路级别也可能存在显着差异 areas (Exhibit 3). For example, when one Midwest utilityexamined the expected increase in severe conductivestorks over time, some circuits 许多能源转型情景预测，随着各国减少对化石燃料的依赖，电气化和相关技术的采用大幅增加。道路移动性的快速电气化和分布式能源资源的不同部署（例如在家中，在工作中，有管理和无管理的EV充电）给未来的负载概况带来了不确定性。例如，最近在加利福尼亚州进行的研究发现，电动汽车可以将家庭整体负荷从4.8增加。 看到增长率是其他增长率的四倍。13了解逐个电路（与州或地区相反）的危害演变对于将资本转向关键网络段至关重要。 过渡风险和电网约束 电网规划者还必须考虑多种新的、复杂的过渡风险和制约因素。其中包括电动汽车（EV）的采用和使用；空间供暖和建筑物的电气化；分布式能源的采用和使用（例如，与存储连接的太阳能与未连接的太阳能）；以及由于经济变化和新的需求来源（例如，数据中心和AI）而引起的需求根本变化。 to 14.0 kWh per charging event, depending on the type ofvehicle. The impacts on distribution feeders variousmaterially, with feeders exceeding capacity threshold by up to300% and for as long as 22 hours.1 分布式太阳能和电池的采用加剧了这种不确定性，美国已经积累了超过32吉瓦的住宅太阳能装机容量和17吉瓦的商业容量，而这只会增长。1These 虽然本文的重点是配电网，但整个电力系统存在多种额外的过渡风险-例如，发电资产 在某些地区，快速采用热泵可能会增加住宅的供暖负荷，并将传统的夏季峰值系统转变为冬季峰值。在一家公用事业公司的领土上，冬季峰值电路的份额可能会从总电路的不到10％增长到近40％，有些电路会使冬季峰值时间负荷增加80％（图4）。1随着越来越多的消费者依赖电网来满足关键的供暖需求，电网运营商将需要确保系统准备好可靠地供应冬季高峰期。 资源有可能帮助抵消对电网容量和管理的投资，但也可能挑战电网的稳定性和灵活性。 热量的电气化也值得注意，因为它创造了集中的需求，这通常与可再生发电量低的时期（例如冬季早晨）相吻合。美国的热泵年销量在2022年首次超过400万台，超过了燃气电炉-这一趋势可能通过《降低通胀法案》对家庭电气化的支持来加速。1在这一趋势中，美国并不孤单：在全球范围内，能源危机使热泵的销量达到了创纪录的水平，从2021年到2022年，欧洲的销量增长了近40％。17 不确定未来的更新方法 管理电网性能的长期工具和流程不再能胜任这项任务。电网运营商如何应对这些挑战将吸引公众和监管机构 通电热的趋势可以从根本上改变季节性负荷曲线。 审查并具有深远的业务影响，直接影响运营绩效。 Only by addressing grid issues folletically can utilities fullyunderstand challenges and trade - offs across investments.When making planning decisions, they shouldsimultaneally consider climate risks, highed electivationload, strateg 为了摆脱困境，公用事业公司可能需要比以往任何时候都走得更远，更快，更新规划范式，并对人工智能进行战略投资以支持其流程。这可以通过四个关键转变来实现。 和劳动力能力)和绩效目标(包括车队电气化、可靠性、性能和弹性)。 从孤立到集成系统规划。从历史上看，资本规划一直处于孤立状态-在整个价值链中（例如，发电规划独立于分销规划进行管理）和特定的计划(例如，植被管理、地下接地和智能电网单独预算和计划)。 这将需要在规划发生方式上进行真正的转变，不仅在发电，输电和配电方面，而且在替代能源系统（例如天然气分配基础设施和运输燃料）方面也要进行真正的转变。例如，为双燃料空气源热泵供电的电力系统的电网需求将与依赖纯电动泵的电网需求大不相同。 规划弹性挑战和负荷增长时的历史趋势。随着电气化的加速和气候危险的加剧，电网运营商不能再依赖过去的趋势。相反，他们需要动态计划，以应对新出现的风险和快速的负荷转移。这将需要新的预测建模功能，这些功能可以通过细粒度的见解为规划视野提供信息。服务范围的预测无法确定电力价值链中需要最大投资的特定领域。 从有限的结果量化到与投资相关的明确的业绩结果。电网运营商可能需要超越传统的蓝天可靠性和可负担性措施以及基准来评估性能。今天使用的每个服务客户的标准“非MED”平均停机持续时间（SAIDI）和每个客户的平均中断（SAIFI）指标排除了重大事件-在激励电网规划者解决的问题与对客户最重要的问题之间建立了脱节。有影响。 在通常被视为无法控制的重大事件日中，公用事业公司通常只会在重大灾难后被迫投资于复原力（例如，超级风暴桑迪之后的硬化和佛罗里达州的飓风硬化）。1即使这些事件的可能性在增加，这种情况在很大程度上仍然存在。 从分层风险模型到精细的“投资风险回报”模型，推动综合决策。公用事业公司正在从更主观的、分层的风险评级(例如，为资产分配一个简单的风险分数)转向概率风险评估(例如，100个客户经历停电的可能性为20%，50个客户经历停电的可能性为30%)。前者可用于确定内部资本的优先级 由于平均水平较长，客户往往受到灰色天空中断的影响更大。 停电持续时间和恢复电力的更高成本。然而，他们的耐心正在逐渐减弱，领导人推动加强问责制。例如，在密歇根州，2021年夏季风暴导致的长时间停电导致州长格雷琴·惠特默呼吁立即采取行动硬化电网。2立法机关也在采取行动。例如，在德克萨斯州，HB2555法案旨在简化输电和配电投资的批准和成本回收。21 预算，但并不能帮助决策者确定增量美元是否更好地用于一个计划或另一个计划。 规划者可以寻求了解基于电路或 他们可以利用预测模型和人工智能来识别影响最大的干预措施（如植被管理或微电网开发），并在管理可负担性的同时优先考虑资本分配。 公用事业公司可能需要考虑反映物理气候变化风险增加的影响的性能指标(例如，客户经历长时间中断或客户离线的百分比)，同时规划负