Hydrogen Production from Thermal Electricity Constraint Management

核心观点

• 随着可再生能源发电比例的增加，英国电力输电系统面临着日益严重的热约束问题，导致约束成本显著上升。预计到 2022/23 年，约束成本将达到 15 亿英镑，并在未来十年内持续增加。
• 利用电解水制氢设施，可以将原本因热约束而被限制的可再生能源用于制氢，从而降低约束成本，并实现能源系统的脱碳。
• 技术上，电解水制氢设施能够快速响应电力系统的热约束需求，并通过与燃气网络混合的方式灵活地消耗氢气。
• 商业上，由于电解水制氢设施的利用率难以保证，单纯依靠市场机制难以实现其商业可行性，需要额外的支持机制。

关键数据

• 2022/23 年，英国电力输电系统热约束成本达到 15 亿英镑。
• 到 2030 年，苏格兰和英格兰北部的一些输电网络边界将面临峰值电力流量是当前边界容量的 400% 的情况。
• 2035 年和 2036 年，B0-B4 边界将出现最高频率和最高量的受限可再生能源发电。
• 2036 年，B4 边界的热约束成本最高，预计达到 3.6-3.9 英镑/千克氢气。

研究结论

• 通过与燃气网络混合的方式，电解水制氢设施可以有效地管理电力系统的热约束问题，并为能源系统脱碳做出贡献。
• 需要设计合理的支持机制，以激励电解水制氢设施在热约束地区投资并参与需求响应，例如提供利用约束电力制氢的合同机制。
• 建议进一步开展以下工作：
  • 制定详细的合同机制，并与 Ofgem 合作，探讨其在现有法规框架下的可行性。
  • 进行全成本效益分析和社会经济福利研究，评估合同带来的效益和对消费者电费的影响。
  • 与政府（DESNZ）合作，探讨如何将约束合同与氢气生产商业模式相结合。
  • 尽快确定在输电网络上混合氢气的方案，以支持大型设施的运营。
  • 在氢气混合安排中，认可电解水制氢设施为电力系统带来的整体效益，并在分配混合容量时予以优先考虑。