6.3 建模分析的結果

6.3.1 可再生能源、天然氣發電系統和鋰離子電池儲能系統近乎完全脫碳

在“基本情況”情景中，只有當今的的一些技術可以在2050年部署，即鋰離子電池儲能系統和抽水蓄能發電設施（在資源可用性限制內）； 風力發電設施和太陽能發電設施；天然氣發電設施等。所有這些都取決于2050年的中間成本假設。風力發電、太陽能發電設施和鋰離子電池儲能技術的成本在近年來顯著降低，預計在未來將變得更加便宜，即使沒有實現電力系統的脫碳，它們在這種情況下的作用也會顯著地擴大目標——正如研究團隊對無碳限制排放政策的結果所反映的那樣。例如，對于“基本情況”和“無碳排放限制”政策，到2050年，風力發電量和太陽能發電量占德克薩斯州發電量的73%，而德克薩斯州電力可靠性委員會(ERCOT)服務區域在2018 年發電量的這一比例僅為16.5%。

由于沒有對負排放技術進行建模，并且由于在模型中將排放量降至零的增量成本超過了這些技術的成本，因此強調5gCO2/kWh案例的結果最能代表極端脫碳情景。圖6.3和圖6.4總結了美國三個地區加強碳排放限制情景的關鍵建模系統結果。電力系統影響可以在裝機容量和系統成本之間以及儲能容量和可再生能源削減之間的權衡中觀察到。

圖6.3 在碳排放限制日益嚴格的情況下，美國東北部（NE）、東南部（SE）和德克薩斯州（TX）的裝機容量

（1）通過基本案例來總結對電力系統的影響

隨著美國這三個地區的碳排放限制政策的加強，天然氣發電能力逐漸被部署的規模更大的可變可再生能源發電設施和鋰離子電池儲能系統以及天然氣發電設施所取代。值得注意的是，CCGT發電設施的容量系數從德克薩斯州的36%、美國東南部的54%和東北部的66%在無限制情況下下降到5gCO2/kWh，達到這三個地區的2%～5%。相對于在無碳排放限制政策情景中建模的已經非常顯著的可再生能源裝機容量增加，在5gCO2/kWh的情況下，可再生能源的裝機容量增加：48%（德克薩斯州）、139%（東南部）和257%（東北部），并且增加了在0gCO2/kWh的情況下，185%（德克薩斯州）、281%（東南部）和500%（東北部）。

在美國這三個地區，可再生能源發電的可變性在基本情況下通過三種機制進行管理：(1)天然氣發電設施的靈活運營以應對長期低可再生能源輸出；(2)在較短時期內部署和利用儲能低可再生能源輸出；(3)優化風能和太陽能發電的相對容量；(4)超過峰值負載的可再生能源部署。使用后一種方法，通常被稱為“過度建設”，在5gCO2/kWh的情況下，將持續時間限制在2～4小時的平均系統負載是成本最優的。在模型允許區域內輸電擴展的地區，還看到在5gCO2/kWh情景中增加了46GW（東南部地區）和55GW（東北部地區）的輸電容量，以最大限度地利用高質量的可再生能源設施服務于高需求地區。例如，在美國東南部地區，輸電容量擴大，將佛羅里達州的可再生能源發電設施連接到佐治亞州的負載。

最佳可再生能源削減水平取決于研究區域的資源組合和可再生能源質量（圖6.4）；在5gCO2/kWh情景中，觀察到美國東南部和東北部地區的可再生能源棄電率分別為6%～7%，德克薩斯州的可再生能源的棄電率為17%（由于風力發電質量更高，通常占可再生能源發電量的較大部分和太陽能發電資源）。削減涉及使用行政或市場機制將會拒絕采用可再生能源發電。在中等成本假設下，鋰離子儲能的容量成本相對較高，這解釋了為什么該技術的成本優化部署的持續時間（可提供的儲能容量與放電容量的比率）不到5小時的原因。

圖6.4在碳排放限制日益嚴格的情況下，美國東北部（NE）、東南部（SE）和德克薩斯州（TX）的年發電量、可再生能源系統平均電力成本（SCOE）

相對于沒有碳排放限制（“無限制”）政策案例，將碳排放限制收緊至5gCO2/kWh會帶來更高的成本。在基本情況下，實現平均電網碳強度5gCO2/kWh（相對于無限制情況下的SCOE）的系統平均電力成本（SCOE）增加百分比取決于資源可用性和負載變化，并且在三個地區有所不同，德克薩斯州占21%，東南部占23%，東北部占36%。這轉化為相對于“無限制”政策案例每噸碳排放量88美元到644美元的邊際減排成本（表6.7）。這些高邊際成本表明降低負排放技術或長時儲能成本的價值。在沒有其他政策的情況下，它們也是有效地衡量碳價格的措施，為實現這些脫碳水平提供足夠的激勵。在所有地區，隨著化石燃料發電設施的作用下降，運營成本的降低部分抵消了可再生能源和儲能系統等資本密集型資源的投資成本增加。

表6.7 各種排放政策限制下的碳減排邊際成本和平均成本

此外，建模結果表明，使用可再生能源發電設施和鋰離子電池儲能系統對電網進行脫碳和無服務能源事件（即非自愿的削減需求）沒有重大影響，至少在考慮供需平衡時。假設無服務負荷值為5萬美元/MWh，模擬電網脫碳情景的無服務能源事件通常非常小（例如，德克薩斯州年需求的0.0003%，如表6.8所示）。如上所述，這些發現基于對7年中的可再生能源可變性的建模，并具有完美的負荷預測（與可再生資源可變性不一致）和發電，但它們并沒有考慮極端天氣事件（例如極端熱浪和寒流）對相關負載和發電中斷的影響。

表6.8 德克薩斯州在各種碳排放政策限制下的可靠性結果

在0gCO2/kWh情景中，鋰離子儲能系統的部署顯著增加，這三個地區的儲能系統的持續時間平均達到8～16小時。美國東南部的也增加了系統平均電力成本（SCOE）（相對于無碳排放限制情況），增加了62%，德克薩斯州增加91%，美國東北部增加127%。這一成本增加對應于143/噸～358美元/噸的碳排產量平均成本以及與5gCO2/kWh碳排放限制相比顯著更高的邊際成本。在可以擴大抽水蓄能(PHS)發電設施規模的美國東北部和東南部地區，研究團隊還觀察到在0gCO2/kWh的情況下，安裝的抽水蓄能（PHS）設施的儲能容量（持續時間為12小時）分別增加了107%和16%。然而，如上所述，這種情況代表了對零碳電力系統的嚴格定義，不包括使用天然氣發電，也不包括采用碳捕集與儲存(CCS)技術（<100%捕獲率）和任何負排放技術。因此，研究團隊強調研究團隊對5gCO2/kWh情景的研究結果更能代表電力系統深度脫碳的現實戰略。研究團隊的0gCO2/kWh情景的結果突出了天然氣發電設施或其他一些可調度發電能力的價值，在以鋰離子電池儲能系統作為唯一儲能技術的近零碳電力系統的成本中，其使用需要非常謹慎。這些結果也說明了低成本負排放技術的潛在價值。總體而言，研究團隊對基本案例的分析表明，從平衡每小時能源供需的角度來看，電力系統幾乎完全脫碳是可行的，與無碳排放限制案例相比，電力成本從21%增加到36%，基于到2050年預計的技術成本下降。

研究發現，從能源供需平衡的角度來看，電力系統完全脫碳似乎是可行的，而使用可再生能源發電設施、天然氣發電設施和鋰離子電池儲能系統，不會造成嚴重的可靠性問題或系統平均成本的大幅增加。

（2）基本情況區域差異

有趣的是，在沒有任何碳排放政策的情況下，研究中的美國三個地區實現了非常不同的碳排放強度，這是基于研究團隊基于美國國家可再生能源實驗室(NREL）的高電氣化情景用于最終用途。在無限制情況下，2018年實際碳排放強度與2050年模擬碳排放強度之間的差異可以用三個因素來解釋：（1）研究團隊沒有對假設到2050年退役的現有化石燃料發電設施進行建模；(2)即使沒有碳排放限制，部署新的可再生能源和天然氣發電在經濟上是有利的，預計將在很大程度上取代現有資產；(3)2050年的電力需求預計將遠高于2018年的需求，并且由于其他終端用途的電氣化，預計其時間分布也將有所不同。在無碳排放限制的政策案例中，可再生能源發電的確切份額受到每個地區的風力發電和太陽能發電質量的推動，以及由于交通運輸和電氣化水平會影響可再生能源的滲透率和后續對儲能系統的需求。相對于美國國家可再生能源實驗室(NREL）的參考電氣化場景，高電氣化場景導致對電力和儲能容量的需求增加，但對可再生能源棄電和平均系統成本的影響較小（圖6.5)。例如，研究團隊觀察到5gCO2/kWh政策案例的系統平均電力成本（SCOE）僅增加了5%。當沒有碳排放限制時，電氣化對排放強度的影響最為顯著。在研究團隊的無限制案例中，在高電氣化需求情景下，美國東北部的平均系統范圍內的碳排放量為253gCO2/kWh，與參考電氣化案例（228gCO2/kWh）相比高出11%。由于供暖和交通的電氣化程度不斷提高，需求狀況的變化降低了可再生能源資源的價值，并提高了可調度天然氣發電量的最佳水平，從而導致更高的電力系統平均的碳排放強度。

圖6.5 美國東北部和德克薩斯州不同電氣化水平的系統影響

在電氣化負荷高水平的假設下，研究團隊在無碳排放限制政策案例中觀察到以下地區的碳排放強度：德克薩斯州為92gCO2/kWh，東南部為158gCO2/kWh，東北部為253gCO2/kWh。基于這些結果，即使沒有任何碳排放限制，預計到本世紀中葉發生的脫碳量在德克薩斯州尤其引人注目，該州2050年的模擬排放強度比2018年的碳排放強度低81%（表6.9）。這是因為，在德克薩斯州，低成本的可再生能源技術與優質的資源相結合，推動了對資本成本較高的燃料發電設施的替代。相比之下，在美國東北部，無碳排放限制情況下模擬的2050年碳排放強度比2018年的實際排放強度高出2%。這可能部分是由于年度需求大幅增加，包括從夏季達峰到冬季達峰的轉變，截至2018年，燃煤發電在該地區電力結構中的作用相對較小，到2050年現有核電設施預計將退役，而美國東北地區可再生能源資源質量較低且成本較高。

實現5gCO2/kWh的碳排放強度目標要求到2050年，電力部門的碳排放量與2018年的水平相比減少98%，而美國東北地區的碳排放量比2018年的水平減少99%，美國東南部地區的碳排放量減少93%，德克薩斯州的無碳電力減少92%。表6.9顯示了這些模型結果如何轉化為其他常用的脫碳指標（例如碳排放百分比相對于歷史排放量和無碳發電在總發電量中所占份額的減少）。

表6.9 不同脫碳目標下模擬減排結果的替代指標匯總

美國東南部與其他地區不同，因為假設現有電廠的使用壽命為80年，2050年之后的幾年內可能會有大量核電（25GW）可用。圖6.6比較了以下情景的建模結果：（1）大多數保留現有核電設施（作為零碳可調度資源）；(2)所有核電設施都退役。研究團隊看到，在前一種情況下，現有的可用核電設施與所有核電設施退役的情景相比，核電在無碳限制情景中將美國東南部的系統成本降低6%，在5gCO2/kWh情景中降低11%，在0gCO2/kWh情景中降低15%。其收益來自于對不可調度的可再生能源資源（主要是太陽能）的資本投資的置換。這些結果與先前關于可調度低碳發電在降低電力部門脫碳成本方面的好處的研究結果一致。

圖6.6 美國東南部核電可用性的系統影響

研究發現，在電力部門沒有任何碳排放限制的情況下，這里研究的三個美國地區（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域差異造成的。

6.3.2 增加長時儲能的影響

隨著可再生能源資源滲透率的增加，對較長時間（即幾天和幾周）的電網平衡的需求將會增長。這可能為長時儲能（LDES）技術創造價值。與鋰離子電池儲能系統相比，預計2050年可用的長時儲能（LDES）技術將具有更低的儲能容量成本、更高的裝機容量成本和更低的往返效率(RTE)（圖6.7）。

圖6.7 按裝機容量和儲能容量的資本成本分組的儲能技術類別

研究團隊的分析考慮了四種不同的長時儲能（LDES）技術，正如這份研究報告前面以技術為重點的章節中所定義的那樣：氧化還原液流電池（RFB）、金屬空氣電池、氫氣儲能和熱儲能。這些技術處于不同的成熟度；因此，研究團隊的實驗設計旨在了解不同類別儲能技術的相對優點，而不是確定最有利的每個類別中的技術。圖6.7突出顯示了基于三個關鍵設計屬性中的兩個的儲能技術分類：1類技術具有最低的裝機容量成本、相對較高的儲能容量成本和高往返效率（例如鋰離子電池）；2類技術具有中等功率和儲能容量成本以及往返效率（例如氧化還原液流電池）；第3類技術具有高裝機容量成本、低儲能容量成本和低往返效率（例如金屬空氣電池、氫氣和熱儲能等新興的長時儲能技術）。

除了圖6.7中顯示的屬性外，其他成本和性能屬性（顯示在表6.3中）在比較每個類別內部和跨類別的儲能技術時也很重要。例如，最近的研究表明，除了儲能容量成本之外，放電效率是影響零碳電力系統中長時儲能（LDES）的價值（即具有降低成本的潛力）的另一個重要技術屬性。

（1）添加液流電池的影響（1、2類）

研究團隊首先使用第2章中討論的估計成本和性能參數來探索添加液流電池儲能系統對電力系統的影響。正如研究團隊在那里指出的那樣，與鋰離子電池相比，液流電池在儲能容量方面可以提供更低的資本成本；它們還具有潛在的附加優勢，即能夠以較低的成本恢復儲能容量損失。從電力系統的角度來看，這會導致與鋰離子電池儲能系統相比，液流電池儲能系統的容量資本和固定運營和維護(FOM)成本更低，以及相當的往返效率。與鋰離子電池相比，液流電池的缺點是它們的裝機容量的固定成本相對較高。這意味著在涉及長時儲能的應用中，液流電池可能比鋰離子電池更受青睞。

圖6.8比較了美國東北部和德克薩斯州在鋰離子電池儲能系統和液流電池成本的未來合情景下的儲能容量。當具有碳排放限制時，液流電池在中等成本假設下（圖6.8中每個面板底部的第三行）在很大程度上可以取代鋰離子儲能系統 ，并增加可交付的儲能容量（如圖6.8中每個面板的底行所示）。這種從鋰離子電池到液流電池儲能系統的轉變對已安裝的儲能系統的儲能容量和可再生能源棄電影響較小。盡管在圖中很難看出液流電池取代了大量可調度的化石燃料容量。對于5gCO2/kWh的情況，中等成本液流電池技術（定義見表6.3）的可用性導致美國東南部地區的天然氣發電量下降9%，而美國東北部和德克薩斯州的天然氣發電量下降16%，相比之下，在基本情況的這種影響隨著更嚴格的碳排放限制而增加。

圖6.8 在美國東北部和德克薩斯州部署的液流電池儲能系統增加對電力系統的影響

探索對鋰離子電池儲能系統和液流電池儲能系統的低、中、高成本合理假設的敏感性，并總結以下幾點：（1）在研究團隊使用液流電池技術分析的所有場景中，液流電池儲能系統的持續時間為7～27小時，而鋰離子電池儲能系統的持續時間為1～5小時。(2)在可用的情況下，兩種技術都部署在所有場景中，這表明從電力系統的角度來看，這兩種技術都不是主導的。(3)液流電池的可用性使得更多的可再生能源能夠替代天然氣發電設施，這反映了長時儲能的價值和儲能容量成本更低。例如，中等成本和低成本的液流電池（以及中等成本的鋰離子電池）將德克薩斯州的天然氣發電量減少9GW～27GW，并將可再生能源發電量相對于基本情況增加10GW～23GW。(4)與基本情況相比，添加液流電池儲能系統降低了電力系統成本，在5gCO2/kWh的情況下觀察到的成本降低幅度最大，其中包括兩種電池技術的低成本假設（東北部為12%，德克薩斯州為14%，東南部為16%）。

（2）添加新興長時儲能技術的影響（1、2、3類）

3類長時儲能技術（由圖6.7中的藍框表示）的儲能容量成本低于液流電池，但其裝機容量成本通常較高。盡管它們的往返效率通常也比鋰離子電池儲能系統或液流電池儲能技術低得多，但它們可能會促進部署持續時間更長的儲能系統和幾乎完全取代可調度發電容量。鑒于此類長時儲能技術相對不成熟，研究團隊評估它們的潛在系統影響，并假設到2050年這些技術中的任何或所有技術都可以在商業規模上擴展。在中等長時儲能成本和性能方案中研究團隊評估后發現，與沒有采用長時儲能的情景相比，采用的長時儲能系統替代了天然氣和可再生能源，減少了風力發電和太陽能發電的棄電情況，并適度降低了系統平均電力成本（SCOE）。圖6.9和圖6.10總結了美國三個地區不同級別長時儲能可用性的關鍵模型輸出。

圖6.9 在美國東北部、東南部和德克薩斯州的一系列碳排放限制條件下，增加液流電池+長時儲能技術對裝機容量和系統平均電力成本（SCOE）的影響

圖6.10 在一系列碳排放限制條件下，增加液流電池+長時儲能技術對裝機容量和可再生能源削減的影響

與鋰離子電池儲能系統相比，具有較低的儲能容量成本和較低放電效率的長時儲能技術對電力系統脫碳的影響最大，因為在沒有采用碳捕集與儲存(CCS）技術的情況下不能選擇天然氣發電（如在高度限制性的0gCO2/kWh情景中）。這是因為長時儲能系統直接與天然氣發電競爭，在長期低可再生能源輸出期間提供供應。這有多重要取決于該地區的可再生能源資源質量。在5gCO2/kWh的情況下，長時儲能（第3類）的優化部署可將化石能源發電能力（有和沒有CCS的天然氣發電廠和核電設施）的需求相對于基礎減少9%～45%（圖6.9）。化石燃料發電設施將被可再生能源取代，相對于基本情況，美國東北部增加了6%～9%，東南部增加了5%～14%，德克薩斯州增加了4%～9%。實際上，長時儲能的可用性使儲能系統更接近可調度，從而增加了其對電力系統的價值。在中等成本假設下，資本成本較低的長時儲能技術的增量可用性有助于在圖6.9所示的5gCO2/kWh情景下三個地區的系統平均電力成本（SCOE）降低3%至9%。

研究團隊的分析還表明，在模擬區域中安裝的儲能系統的儲能容量和可再生能源發電削減之間存在明顯的權衡。當在5gCO2/kWh的情況下使用長時儲能系統是最佳選擇的時候，其持續時間通常比與鋰離子電池儲能系統或液流電池儲能系統長得多（圖6.10）。在分析的情景中，長時儲能系統的持續時間在39到59小時之間，而鋰離子電池儲能系統的持續時間為1～2小時，液流電池儲能系統的持續時間為6～11小時。這些持續時間轉化為可交付的總持續時間6～18小時（跨長時儲能選項和建模的區域）的儲能容量。在5gCO2/kWh的情況下，東北部和東南部的最佳可再生能源棄電從沒有部署長時儲能系統的5%～6%降低到部署長時儲能的2%～6%）。德克薩斯州的最佳可再生能源削減量從沒有采用長時儲能系統的19%減少到采用長時儲能系統的13%～17%，碳排放強度限制為5gCO2/kWh。德克薩斯州相對較高的可再生能源削減量，即使采用長時儲能系統，也反映了該地區較高的可再生能源資源質量，這降低了過度部署可再生能源的成本損失，從而降低了儲能系統的邊際價值。

(資料圖)

在所有三類儲能技術（即鋰離子電、液流電池和3類長時儲能系統技術）都可用的情況下，研究團隊觀察到液流電池和長時儲能系統部分替代了鋰離子電池儲能系統。這種替代對于儲能容量更為突出。例如，在5gCO2/kWh的情況下，當同時考慮液流電池儲能系統和長時儲能系統技術的時候，美國東北地區鋰離子儲能系統可交付的儲能容量減少了97%～98%。這表明主要為更長的周期建造長時儲能系統設施更具經濟效率。長時儲能系統的可用性對鋰離子電池儲能系統裝機容量影響較小，因為在短期儲能應用中部署鋰離子電池儲能系統仍然更有效。鋰離子電池儲能系統和液流電池儲能系統之間的替代性更強，因為這些技術在裝機容量和儲能容量成本和往返效率(RTE)方面更相似。

鑒于與不同類別的長時儲能系統技術相關的顯著成本和運營變化（表6.3），研究團隊還探討了長時儲能系統資源的低成本和高成本假設如何影響系統結果。這些實驗導致以下觀察結果：(1)當沒有采用碳捕集與儲存(CCS)技術的天然氣發電設施不是一種理想選擇時，長時儲能系統對電力系統脫碳的影響最大（例如，在此處建模的0gCO2/kWh情景的情況下）);(2)即使在研究團隊的高成本情況下，長時儲能系統資源的可用性也可以增加可再生能源部署并取代天然氣發電設施；(3)鋰離子電池和液流電池技術之間的成本差異與研究團隊建模的長時儲能系統技術之間的成本差異相比對整個系統的影響更大。

研究團隊在這里展示了0gCO2/kWh的情況，因為在美國東北部，氫氣僅用于這種極端情況（圖6.11）。如上所述，這是對零碳電力系統的更嚴格定義，而不是政策制定者所設想的“凈零”目標。盡管如此，0gCO2/kWh的情況有助于對長時儲能系統技術和建模區域進行比較。特別是，在這種非常嚴格的碳限制水平下，氫氣電池與金屬-空氣電池的部署差異表明，具有更高放電效率的技術可能對電網規模的儲能應用更有價值。在德克薩斯州，氫氣以較低的脫碳水平部署，例如5gCO2/kWh（圖6.12）。在這種碳排放限制下，低成本氫氣的可用性改變了德克薩斯州風力發電和太陽能發電的組合，但相對于中等成本氫氣的情況，它不會產生最佳的可再生能源和儲能組合的凈變化。然而，低成本氫氣的可用性確實將天然氣發電量降低了9%，同時將總可交付的發電量提高了十倍以上。

圖6.11 在美國東北地區一系列碳排放限制條件下，低、中、高成本氫氣（頂行）和金屬空氣電池（底行）儲能系統對裝機容量、儲能容量和系統平均電力成本（SCOE的影響

圖6.11表明，美國東北部署地區的可再生能源和儲能系統的最佳組合和系統成本不會因此處評估的長時儲能系統的成本變化而發生明顯變化。對于5gCO2/kWh情況下，低成本的金屬空氣電池儲能系統將會降低1%的系統平均電力成本（SCOE），而高成本的金屬空氣電池儲能系統相對于中等成本的金屬空氣電池增加1%的系統平均電力成本（SCOE）。對替代天然氣發電設施的影響比對增加儲能系統的儲能容量的影響更明顯：相對于假設中等成本金屬-空氣的情景，這種儲能容量的增加具有取代23%的天然氣發電量的效果。就持續時間而言，低成本的金屬-空氣電池儲能系統具有61小時的持續時間，而在高成本和中等成本的情況下為34～41小時。這意味著可交付的儲能容量相當于低成本情況下21小時的平均負載、中等成本情況下9小時和高成本情況下不到3小時的平均負載。

鋰離子電池儲能系統和液流電池儲能系統的成本變化與長時儲能系統技術的成本變化相比，對系統成本的影響更大。在研究團隊考慮的所有地區和所有長時儲能系統成本范圍內，低成本鋰離子和液流電池技術的可用性取代了對長時儲能系統容量的所有需求（圖6.11和圖6.12中）。這表明，如果這些技術的成本足夠低，那么僅通過較短持續時間的儲能技術就可以經濟地滿足電力系統的可靠性要求。研究團隊應該注意到，此處考慮并在表6.3中定義的氫氣的替代成本假設仍然反映了作為壓縮氣體的地上儲存成本。在某些地方，地下地質儲氫可能會降低儲存成本，其可用性增加了儲氫對電網脫碳的價值。當然，電力部門以外的氫氣的大規模使用也會增加儲氫的價值。

圖6.12 德克薩斯州地區一系列碳排放限制條件下低、中、高成本氫氣對裝機容量、儲能容量和系統平均電力成本（SCOE）的影響

研究發現，與鋰離子電池技術相比，長時儲能系統具有更低的儲能容量成本和更低的往返效率，當不能選擇沒有采用碳捕集與儲存(CCS)技術的天然氣發電時（對應于研究團隊的0gCO2/kWh政策案例），長時儲能系統對電力系統脫碳的影響最大，根據這一分析中使用的假設。一般來說，長時儲能系統在優化部署時可以替代天然氣發電設施，增加可再生能源發電的價值，并適度降低系統平均電力成本（SCOE）。

（3）短時儲能與長時儲能技術的運行模式

研究團隊的模型突出了各類儲能技術的不同運行模式，這些模式受單個技術的屬性和系統條件（例如碳排放限制的嚴格性）的影響。圖6.13顯示了在研究團隊的深度脫碳的德克薩斯系統模型中，儲能系統的循環頻率（深度放電和充電循環），其中鋰離子電池和氫氣作為可用的儲能技術。正如預期的那樣，鋰離子電池儲能系統以其相對較低的裝機容量成本、相對較高的儲能容量成本和較高的往返效率(RTE)主要用于短期儲能應用中，而氫氣儲能則具有較高的電力成本但較低的儲能容量成本和往返效率(RTE)，與鋰離子電池儲能系統相比，主要用于更長時間的儲能應用場景。然而，這些運行模式并不是每種儲能系統技術獨有的，研究團隊看到鋰離子電池儲能有時會執行相對較長的充電/放電循環，而氫氣儲能有時會快速循環。此外，儲能技術的最佳運行模式也受到碳排放限制的影響：更嚴格的碳排放限制會導致更長的充放電周期，如圖6.13的頂部和底部的比較所示。

圖6.13 德克薩斯州鋰離子電池儲能系統和儲氫系統的荷電狀態（SoC）示例

正如研究中所討論的，儲能技術不遵循簡單的充放循環模式。最優運行比發電技術的邊際成本調度規則更復雜。

應用于儲能技術充電狀態時間序列的頻率分析是應對復雜性和量化操作行為的有用方法，因為這種類型的分析可用于量化不同頻率（或循環模式）在儲能技術中的相對重要性充電時間曲線的最佳存儲狀態。頻率分析的結果應用于與圖6.13所示的儲能荷電狀態變量相關的模型輸出，表6.10表明，對于10gCO2/kWh的情況，儲氫主要表現在一個月內發生的循環中（充電和放電）；對于1gCO2/kWh的情況，循環頻率會降低，并且主要是季節性的(64%)。與其相反，鋰離子電池儲能系統顯示出每天和每周充放電循環的趨勢。在10gCO2/kWh的情況下，每日和每周充放電循環占運行模式的73%；在1gCO2/kWh的情況下，它們僅占運行模式的52%。值得強調的是，鋰離子電池儲能系統在1gCO2/kWh的情況下也顯示出很大比例的季節性循環（35%），這反映了這一技術在一年中的某些時期的使用頻率低于其他時期的事實。

表6.10 不同頻帶的RMS對最佳電荷儲存狀態時間的貢獻

研究發現，當部署多種儲能技術成本最優時，儲能容量資本成本最低的儲能技術通常最適合提供長時儲能。然而，與最優發電調度不同，最優儲能容量由于儲能系統數值變化而變得復雜。因此，所有部署的儲能技術都將以不同持續時間的充電/放電循環運行。基于程式化充電/放電曲線的儲能系統的成本簡化評估忽略了這種動態，并可能提供對儲能價值的不太準確的評估。

（未經許可，嚴禁轉載，未完待續）

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