苏格兰的绿色氢

苏格兰期货信托的报告 nd2July 2024 Simon Gill 博士， 能源景观有限公司simon @ energylandscape. co.uk 执行摘要 问题和建议IntroductionAppendix问题 1 ： 电力系统成本可占氢气水平成本的 45 ％ 。12问题 2 ： 当前 LCHA 下的索引安排显着增加了电力成本。14问题 3 ： 低碳氢的复杂定义与 2035 年前净零功率系统的计划不符。15问题4：电解器用于主动削减的运行被抑制，并涉及无效的碳罚金......16问题 5 ： 约束、批发 PPA 协议和平衡行动之间的相互作用 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … …18第 6 期 ： 仪表后电解槽的安排可能会限制其尺寸 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …19第 7 期 ： 孤岛制度、可交付性与风险20介绍 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …4绿色制氢与电力系统相互作用的四种方式 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …5电解槽和低碳氢标准6电解槽与制氢业务模式......7苏格兰电解的价值 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …8了解绿色氢的成本 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …9电力系统成本的影响 … … … … … … … … … … … … … … … … … …10报告摘要 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …2问题与建议 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … …3附件 ： LCoH 分析中使用的假设......21参考资料 … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … … …… … … … … … … …22 苏格兰绿色氢气生产的开发是实现英国和苏格兰高效、有效能源系统的关键工具。将电解与新的苏格兰风电结合使用，可以确保低成本、零碳电力发电带来的利益支持整个能源系统的脱碳，包括工业能源需求、能源存储以及部分热能脱碳，同时提供新的工具来平衡供应和电力本身的需求。 过去几年中，英国政府已推出机制以支持氢能源发展，特别着重于电解或“绿色”氢的开发。低碳氢标准（LCHS）被引入以确保明确界定符合适当脱碳标准的氢能源，并通过低碳氢协议（LCHA）与氢生产商业模式（HPBM）建立联系。第一轮LCHA合同通过氢分配轮次1（HAR1）确定，125兆瓦容量成功获得，而HAR2阶段正在积极推进。然而，由于作为主要电力消费者，电解器受到设计用于非零排放前系统的电力系统规则和市场框架的约束。 超越HAR2阶段，关键是我们要持续扩大生产规模、降低成本、提高灵活性，并将工厂设在最有效的位置。这将带来益处，苏格兰和整个英国。它将支持更高效的电力系统 ， 并将在更广泛的范围内分享利益能源通过探讨绿色氢能源的四种商业和运营模式，本报告强调了在当前安排下实现这些成果的关键障碍，并提出了克服这些障碍的途径。建议包括： • 审查电力系统费用的分配，目前这些费用贡献了氢气（LCoH）成本的高达45%，包括网络费用、平衡费用和电力系统政策税项。特别是，电力系统费用在最灵活且多功能的商业模式中最高：单独设置、优化配置的电网连接电解器和风力农场，通过电力购买协议（PPA）进行交易。 • 将指数未来的LCHA敲定价格与批发电价挂钩，以促进PPA的更大灵活性和竞争性，并降低显著风险。电解槽需要向 PPA 提供商支付的保费 ， 可能是每兆瓦时数十英镑。 • 调整LCHS和HPBM，以反映苏格兰绿色氢能源项目相较于国内其他地区项目对于苏格兰乃至英国电力系统的额外益处。 • 绿氢项目简化安排方案，基于假设到2035年通过“假设成功”来脱碳化英国电力系统为LCHS的基础。 问题 1 ： 电力系统成本可能占氢气水平成本的 45 ％ ➢ 探讨在国家和地方层面减轻系统费用负担的方法，特别是在这些费用与绿色氢气生产对电力系统的根本影响不一致的情况下。特别是在此背景下，新西兰能源发展署（DESNZ）应探讨降低地方性发电TNUoS费用或取消地方需求TNUoS底限的可能性。他们还应审查需求剩余费用的安排，以确保这些措施不会对绿色氢气开发引入意外后果。 问题 2 ： 当前 LCHA 下的索引安排显着增加了电力成本请注意，上述翻译是基于直译，并尽量保持原文的意思和结构。在某些情况下，可能需要根据具体的上下文和专业领域进行进一步的调整或解释，以确保翻译的准确性和适用性。 对于未来的分配轮次，将指数挂钩的触发价格与批发电力成本相关联。这减少了签订非常长期固定价格PPA合同的需求和必要性。可以降低相关的风险溢价 ， 这可能是显著的。 问题 3 ： 低碳氢的复杂定义与 2035 年净零功率系统的计划不符 进行委托分析以理解潜在可能性，允许较低的时间粒度，并允许电解槽在不通过PPA（电力购买协议）向特定发电厂进口时，根据区域电网强度值计算碳排放。 问题4：电解器用于主动削减的运行受到抑制，并涉及无效的碳罚金。 优先考虑新的长期限制管理方法，以提高减少可再生能源削减时的体积和价格信心，例如能源系统运营商（ESO）在其热约束合作项目中正在考虑的方法。调整LCHS规则以允许参与削减限电的电解槽将它们的电力计入零碳强度。 问题 5 ： 约束、批发 PPA 安排和平衡行动之间的相互作用 深入探讨限制条件与PPA合同之间的互动关系。识别苏格兰电解器提供的额外益处程度，并考虑确保它们在与发电机相同的限制下定位时，能够适当获得其创造价值的奖励方式。 问题 6 ： 仪表后电解槽的安排可能会限制其尺寸➢ 审查关于电力系统成本的规则，特别是对户内电解槽和风力农场项目应用需求边际运营服务费（Demand Time-Of-Use System Marginal Output, TNUoS）时的规则。问题7：避免电力系统成本可能会鼓励孤岛系统的使用，但这些系统面临更高的风险且灵活性不足。➢ DESNZ 应该委托对孤岛系统最优规模进行分析，考虑到避免系统成本和相对于其他模型额外风险可能规模，确保这一模式在与替代方案相比不会过度激励电能系统费用规则的审查。 第 3 页共 23 页 Introduction 在苏格兰定位绿色氢气生产有可能在整个 GB 能源系统中带来好处 ， 而不是只是为了电 ， 而不仅仅是为了苏格兰。 与本报告相关的组织 ： 苏格兰的绿色氢气生产可以低成本运行，因为它与英国电网中成本最低的一些可再生能源产生伙伴合作：全国风力最强地区的风能发电。通过连接到过剩产能区域，它可以直接减少对传输网络容量或可再生能源限制的需求。 DESNZ:英国政府部门负责制定整体能源政策 ， 设计和交付 LCHS 和 HPBM 。 苏格兰的绿色氢气生产可以是低碳的，因为苏格兰电力生成的平均强度已经非常低，远低于满足LCHS的需求（大约为50克CO）。2/ KWh电动) ， 并且因为 ，其采取行动以减少苏格兰风力发电的削减时，它通过使用零碳排放直接增加了额外性。否则浪费的发电。 ESO / NESO:电力系统操作员有几个角色。它实时操作电力系统 ，维护供应安全 ， 运行平衡机制（BM）以及解决网络约束。它还规划电力传输网络。不久之后，能源服务运营商（ESO）将转型为国家能源系统运营商（NESO），除了现有的职责外，还将承担一系列整个能源系统的责任，包括一些与发展有关的氢气系统。 苏格兰风力发电的显着增长需要实现净零。例如 ， 所有 ESO 的 2023 FES[1]符合净零目标的场景显示，到2035年苏格兰的风能产能将超过50吉瓦。为了容纳这一产能，一些主要传输边界上的传输能力需要在本世纪初翻一番甚至三倍，以适应未来十年初期的增长需求。[2]。灵活的氢电解代表了利用我们在苏格兰可以生产的零碳电力的最有效方法之一。它可以通过确保在任何传输约束成为制约条件时运营，并能补充传输建设以助力实现目标。适当的风能容量、传输网络、削减以及灵活性投资的平衡。苏格兰还有可能从与大型海上风电场相连的吉瓦级电解项目中捕捉规模经济。 低碳氢标准 (LCHS)[3]氢气生产商业模式(HPBM)[4]代表了标准化和开发我们新兴氢系统的重要进展，其中一些设计选择正在为苏格兰绿色氢能源的发展制造障碍。这些障碍在英国全境的电解过程中都适用，而其他一些则专门限制了苏格兰项目所能提供的价值。 Ofgem:英国能源系统的监管机构(Ofgem)负责对网络投资进行判断，并监管ESO（尽管与NESO的关系会有所不同）。Ofgem还做出监管决定市场设计的一些要素。 通过探索四种绿色氢气业务和运营模式与LCHS、HPBM以及更广泛的电力市场安排之间的相互作用，本报告探讨了电解器有效与电力系统协同工作以生产符合LCHS标准并得到HPBM支持的氢气的必要性。第 4 页共 23 页 绿色制氢可以与电力系统 在不同的电解器连接和运行模型下，它们能够生产低碳氢。每个模型以不同方式与电力市场、法规和基础设施相互作用。不同模型之间的区别在于发电装置和电解器是否位于同一地点或分别开发，两者之间的联系是纯粹合同性质还是明确的物理联系，甚至项目是否连接到更广泛的电力系统。可能将某些模型与其他模型结合使用，而其他组合则互斥。例如，模型2可能与模型1结合开发，因为仅限制在削减的电能运行会导致非常低的负载因子。在这份报告中，我们采用四种模型进行研究，这些模型有潜力在未来几十年内对苏格兰绿色氢能产业的发展产生影响，以探索电力市场规则、LCHS（液态储存氢系统）以及HPBM（氢气生产模型）设计之间的互动关系。 电解槽是单独开发的来自可再生能源发电 ， 并通过购电协议 (PPA) 与合同挂钩。 独立开发的电解槽响应灵活以减少由网络限制驱动的可再生能源限电，并且越来越多地应对全英国发电量超过需求导致的挑战。 电解槽和可再生发电机与电网的单个连接共存。 电解槽和可再生能源发电机作为相互依赖的独立项目开发，与更广泛的电力系统没有连接。 型号 3 ： 仪表后面的电解槽和发电机 第 5 页共 23 页设计了LCHS后，消除了第五种模式的可能性——即从苏格兰电网进口能够满足LCHS需求的情况，这是由于苏格兰电力生成舰队的低碳强度。这一内容将在后续部分进一步讨论。page 15.