3. 分析和结果
3.1 HVDC技术在缓解清洁能源消纳中的作用
3.1.1 大规模清洁能源消纳对系统的冲击
美国发电组合正在经历重大转型，煤炭和核能等基本负荷单位的退役以及天然气，风能和太阳能资源的快速增长。这种转变受到若干因素的驱动，例如现有和拟议的联邦，州和地区环境法规，低天然气价格以及分布式和公用事业规模可再生资源的整合。可再生资源可分为(1)可调度的可再生能源(例如，水电，地热和生物质)，可根据系统要求发电，或(2)不可调度的可再生能源(例如，太阳能和风能)，其输出取决于天气条件和一天中的时间，并且不能响应于调度信号而操作。
不可调度的可再生资源的两个特征可能对整个电网运行和可靠性造成问题。首先，太阳能和风能等可再生资源的产量随时间变化，并受当地天气条件的影响。与化石燃料，水力发电(包括抽水蓄能)和核能等其他传统技术不同，可再生能源的产量无法提前计划和发送，以满足预计的需求。结果，这些资源有时被称为可变能源(VER)。在较低的可再生渗透水平下，VERs不会造成系统可靠性问题。但是，在更高的渗透水平下，系统需求减去VER生成(或必须由其他可调度资源提供的净负载)变化很大并且变得难以预测。这给电网运营商带来了系统可靠性和电力调度/可靠性挑战。第二个因素是可再生能源发电的可变性要求增加辅助服务资源，以满足更高的响应速度，频率和电压支持。受VER大量集成影响的一些可靠性服务包括响应速度要求，系统惯性和频率响应，以及有功和无功功率控制。随着VER的渗透率的增加，对额外系统灵活性和辅助服务要求的需求也将增加。
在美国，VERs在整体产能组合中的份额近年来一直在稳步增长。目前，太阳能和风能资源的总装机容量估计约为106吉瓦(截至2016年底，总装机容量为1,130吉瓦)。预计这一份额在不久的将来会增加，因为到2020年VER的比例将增加到190吉瓦(到2020年预计总容量为1,272吉瓦)。预计到2020年，VERs将占美国装机容量的近15%。在加利福尼亚独立系统运营商(CAISO)，ERCOT和SPP等一些ISO / RTO中，VER的份额更高。两个重要因素正在推动VERs部署的激增。第一，投资/生产税收抵免等联邦激励措施近年来推动了可再生能源增长(DSIRE 2017)。随着激励措施在不久的将来到期，人们急于开发风能和太阳能资源。其次，可再生能源组合标准(RPS)或不同国家设定的义务有助于可再生能源建设。迄今为止，近29个州和华盛顿特区实施了某种形式的强制性RPS政策(DSIRE 2017)。另外，有八个州对RPS义务没有约束力。到2030年，像加利福尼亚州和纽约州这样的国家已将雄心勃勃的RPS目标设定为50%或更高。随着这些变化，预计近期和长期未来的国家发电组合将发生重大变化。
图5.按燃料类型划分的美国发电量(现有和计划)
图6.美国的风能和太阳能发电容量(现有和计划)注：未来的产能估算基于实际计划和在建项目。
美国的清洁发电趋势也表明太阳能和风能等VER的发电量增加。2016年，风能和太阳能占总发电量的近7%。从2001年到2016年，VERs的清洁能源发电量从7,280 GWh增加到近263,626 GWh，过去15年的平均年增长率为27%。随着太阳能和风能项目的计划能力正在筹备中，预计这种趋势在不久的将来会增加。将来，VERs的输出削减也可能成为一个尖锐的问题，因为在轻载条件下或由于传输限制而导致输电线路过载可能会产生过度关注。如VERs的渗透率在电网上增加，额外的系统灵活性和基本可靠性服务要求也将增加。
图7.美国的清洁能源发电趋势(按燃料类型)资料来源：ICF使用EIA数据编制。
3.1.2 潜在的HVDC解决方案
未来向更高比例的VER过渡需要升级现有的电网。虽然本报告的重点是高压直流输电技术，但本节还提供了可再生能源一体化的其他技术方案的简要概述，以供参考。从技术角度来看，增加VER渗透需要智能电网技术，广泛的能源存储，HVDC线路部署以及添加更灵活的发电技术。从市场角度来看，监管框架还必须适应以反映整合VER的成本结构，并允许新的服务和收入流来支持这些技术选择。
随着更多不可调度的可再生资源的部署，传统热力发电的经济调度将受到显着影响，需要发电机增加和更频繁地循环以解决增加的可变性。灵活的发电资源，如快速增加的燃气轮机和某些存储设施，可以提供必要的电网灵活性。灵活的生成资源是指直接与批量传输系统互连的资源，通常具有“快速斜坡”功能。这些资源对于平衡VER引起的整体供需波动至关重要。智能网格技术也可以作为更好的VER集成的推动者。一些负载或需求方需求侧管理和高级计量基础设施等技术有助于系统运营商根据VER的间歇性输出维持供需平衡。相量测量单元(PMU)和先进控制系统等智能电网技术可帮助系统运营商根据VER的间歇输出保持电网可靠性。风能和太阳能技术的新进展使它们能够在各种条件下运行，并提供频率和电压控制等辅助服务。这也有助于提高批量系统的可靠性。储能技术可以缓解由VER输出的间歇性引起的短期变化。通过精心调度和运行抽水蓄能水电机组，储能还可以缓解长期变化。此外，加强区域，国家和跨国电网的电网互联将使从可再生资源过剩的地区到电力需求高的地区的电力传输更加灵活。更高的互连和传输容量还能够最佳地利用剩余发电，减轻与VER的间歇发电相关的问题，减少对辅助服务的需求，缓解拥塞，并且在某些情况下不需要新的发电机资源。
但是，本报告的重点仅限于应用HVDC技术来缓解与可再生间歇性相关的问题。HVDC线路不仅有助于新VER的集成，还可以减轻这些资源对电网可靠性的影响。许多有前景的风能和太阳能资源远离美国毗邻的主要负荷中心。整合这些资源需要建设新的HVDC线路，将这些区域连接到全国的主要负荷中心。传统的高压直流输电技术可以促进可再生资源的集成，如风和太阳能在特定的局部区域扩散。HVDC技术还为可再生能源的间歇性问题提供了部分解决方案。将VER的输出聚合在许多单独的单元上可以显着提高整体系统的可靠性并减少整体供应波动。高压直流输电线路还可以帮助将电力从发电过剩区域转移到发电不足区域，以平衡系统。由于这些优势，系统操作员和开发人员青睐HVDC解决方案，以便为负载中心集成和提供电力。如前所述，目前提出了几个高压直流输电项目，将中西部中上游地区的风资源和美国西南地区的太阳能资源整合到东西海岸的需求中心。使用附录A.1中讨论的三个特定案例研究示例解释了这种传输解决方案的适用性以及实施解决方案的挑战。
3.2 有关成本的HVDC案例总结与分析
本节总结了项目范围内制定的关键问题的主要见解和答案，这些问题基于本报告的文献综述和附录A-1中讨论的详细案例研究。
高压直流输电如何以及在多大程度上用于减轻不可调度的发电影响?
不可调度发电的负面影响包括发电限电，弃风弃光或负能源价格，由于发电和需求不匹配导致的系统稳定性问题，对辅助服务的需求增加以及单位承诺和调度效率低下。通过高压直流输电增加电网互联将使从具有过剩可再生资源的区域到具有高电力需求的区域的电力传输具有更大的灵活性。如上所述，HVDC具有允许其减轻不可调度影响并改善可再生资源整合的特征。这些特性包括直流电源流量可控，长距离传输损耗低，
本报告中回顾的研究表明高压直流输电能够减轻不可调度资源的某些影响。HVDC可以将来自主机区域的过量发电提供给对可再生资源的输出有需求的客户区域。因为HVDC与交流系统分离，所以可以实现从发电到客户区域的转移，同时对发电区域和任何相邻区域的基础交流传输系统的影响最小。它还允许发电和客户区域的互连，这些互连可能处于不同的互连中，这对于交流线路来说是不实际的。在发电和客户区域不在同一平衡权限的情况下，HVDC可以减少可能由循环流引起的操作问题。此外，由于HVDC在长距离上具有相对低的损耗，因此主机和客户区域之间的距离不会影响获得可再生集成益处的能力。例如，TWE将互连725英里的位置，而平原和东部清洁线将超过700英里传输风能。
从发电区域馈出多余的能量有助于减少缩减和降低或负价格，提高系统稳定性，并减少对辅助服务的需求。否则将被缩减的发电可用于需要可再生能源发电的地区。这在Brenna等人中得到证实。(2017年)，在意大利北部和南部之间引入高压直流输电互联，消纳了约79%的风力发电量，并改善了对客户的整体利益。麦克唐纳等人。报告(2016年)还表明，区域之间的高压直流联网可以促进从需求区域过剩的地区提供可再生能源，并减少整个系统的缩减。向需求区域提供过剩发电的能力有助于维持电价并减少负价格的发生率。类似的结论可以从NREL的Bloom，Townsend等人得出。(2016)研究，研究各种可再生渗透水平与不同的传输拓扑结合。高压直流输电扩容，允许更多的出口到其他地区改善可再生能源整合和减少削减。TradeWinds(2009)研究中的模拟表明，高压直流输电升级可以改善可再生能源的整合并降低整体运营成本。
APS Physics(2010)的研究没有提供任何证明高压直流输电效益的模拟，但它讨论了高压直流输电减轻可再生能源发电的间歇性和可变性影响的能力。高容量，可控制的长距离输电线路可以允许一个区域中的过量发电被引导到远处的特定赤字目标，而不是由于当地条件而在电网中偏离轨道。
TWE项目还证明了高压直流输电在多大程度上可以减轻不可调度的发电影响。如果没有TWE项目，开发和连接1,500至3,000 MW的风力发电到弱小的怀俄明州输电网是不可行的。如果没有重要的传输系统升级，只有一小部分风力发电可能能够运行。此外，电网的可靠性将受到影响。平原和东部清洁线也将允许在俄克拉荷马州开发大量的风，否则会在SPP中产生可靠性和其他问题。与提供连接到发电区域的风的TWE不同，Clean Line将风直接连接到客户区域，绕过发电区域。一些HVDC线路还用于根据需要解决发电和客户区域中的间歇性问题。一个例子是挪威和丹麦之间的Skagerrak HVDC线路。最近，委托ABB建造该项目的第四条高压直流输电线路，目的是平衡挪威水力发电系统与丹麦风力和热力发电系统之间的负荷。
报告和案例研究没有明确说明高压直流输电在多大程度上可以缓解大量不可调度发电一体化可能导致的系统稳定性问题。TWE表明HVDC可以提供一些缓解。2008年和2010年的TransWest报告显示，随着TWE的实施，怀俄明州的电网可以容纳1,500至3,000兆瓦的风电，否则在相对较弱的怀俄明电网上将无法实现。该报告强调需要采取保护计划，以避免在某些涉及注入如此大量电力的应急条件下发生广泛停电。将需要进一步的研究来更好地评估HVDC缓解稳定性问题的能力。
两个同步电网之间的直流连接线是否能承受将发电区域连接到客户区域造成的系统影响，或者必须将不可调度的发电直接连接到客户区域，绕过与发电区域的任何互联?
根据本研究中回顾的信息，通过使用HVDC线路连接发电和客户区域，可以实现HVDC在减轻不可调度发电影响方面的优势，但不可调度的发电不必直接连接到客户区域实现所有好处。但是，根据系统条件和基础AC网络的稳健性，可能有必要制定保护方案，以在某些紧急情况下保持发电区域的可靠性，例如，在风力发电故障或HVDC故障之后。研究表明，即使风力发电没有直接连接到客户区域，也可以实现高压直流输电线路的优势。在这两种情况下，风力发电被建模为连接到发电区域中的AC系统，并且HVDC线路连接发电和客户机区域。没有HVDC输电，不可调度发电将对发电区域的电网稳定性产生负面影响。相关研究也提供类似的见解。
关于TWE项目的初步规划报告表明，TWE将连接发电和客户两个同步系统，并且不会涉及风力发电与客户区域的直接连接。如报告中所示，TWE的两个HVDC电路的突然和同时丢失可能导致不稳定和停电，因为相对较弱的怀俄明电网。这表明风力发电将连接到主机区域怀俄明州的AC系统，而不是通过HVDC线路直接连接到客户区域。因此，这也表明风力发电不必直接连接到客户区域以实现预期的益处。TWE还表明，在某些紧急情况下，发电区域可能需要采取保护方案来解决可靠性问题。初步规划报告显示，该系统只能承受两个HVDC电路中的一个而不会变得不稳定。将需要保护方案来减轻同时丢失两个电路的影响。
类似地，MISO概念研究和Square Butte HVDC项目都表明，即使不可调度能源连接到发电区而不是直接连接到客户区，也可以实现HVDC的好处。
高压直流输电线路的某些系统配置和拓扑是否更有效地减轻了不可调度发电的部分或全部影响?
基于对案例研究的有限审查，即使预期电力主要从可再生资源(发电区域)流向负载中心(客户区域)，HVDC线路的双向/双极配置也总是优选的。此外，VSC型转换器站最适合以快速频率响应的形式提供辅助服务，从而使其更有效地减轻不可调度的发电的影响。与使用诸如输电或自动发电控制的主/辅控制设备几秒钟相比，具有VSC型转换器的HVDC线路可以在几分之一秒内响应频率干扰。此外，VSC型转换器可以支持有助于AC系统更快恢复的电压。高压直流输电线路也可以在过载条件下运行更长时间(比额定容量高10%-15%，持续时间不到30分钟)。这将为系统操作员提供足够的时间在涉及间歇性VER输出变化的偶然条件下实施缓解措施。
超级电气之友报告(2012)描述了混合AC / DC系统，并指出与AC系统并联的HVDC系统增加了电力传输容量，同时有助于系统稳定性。在与HVDC线路并行运行的AC线路上使用模拟故障，它演示了HVDC链路如何抑制由故障引起的振荡并恢复系统稳定性。HVDC提高了扩展交流系统的稳定性，这对于必须长距离交付的可再生资源非常重要。ABB的HVDC评估强调了HVDC线路提高混合AC / DC系统稳定性的能力，并以美国西部的Pacific DC Intertie为例。该国的地区以长距离输电线为特征，将北方的发电连接到南方的负荷中心。此外，该报告描述了HVDC在混合AC / DC系统中的其他优点，例如HVDC充当防火墙的能力以及防止干扰从一个AC系统扩散到另一个AC系统，以及提供人为惯性。
我们预计HVDC解决方案的部署在不可调度发电的渗透水平是多少?
可能部署HVDC解决方案以减轻不可调度发电影响的渗透水平因系统而异。诸如底层传输网络的稳健性，发电资源的混合，灵活资源的可用性以及与相邻系统的关系的性质等因素都将影响HVDC解决方案的部署级别。此外，将需要更详细的分析来评估这些因素如何影响渗透水平，并确定将部署HVDC的更具体的渗透水平。
ICF审查了选定的ISO / RTO区域的信息，以确定运营商开始实施解决方案以解决可再生一体化问题的渗透水平。由于可获得的信息有限，这种方法基于轶事证据，它提供了渗透水平的指示性测量而不是精确值。ICF假设除非其他解决方案更受欢迎，否则当操作员开始观察其系统上的问题时，将部署HVDC解决方案。CAISO，ERCOT和MISO的年平均渗透率水平如表1所示。渗透水平从MISO的4.8%到CAISO的11.5%不等。
表1.与历史市场举措相对应的渗透水平
系统运营商继续在高可再生渗透水平下运行大容量电力系统。ERCOT，CAISO和SPP已经看到2017年最高每小时渗透率超过每小时系统需求的50%的小时数(见表2)。但是，所有这些地区都在传输和其他减缓措施方面进行了大量投资，以提高可再生能源的整合和渗透水平。
表2.选定ISO / RTO中的最大可再生渗透率。 注：可再生渗透率是指在特定时期内风能和太阳能发电所满足的系统需求百分比。
部署替代解决方案的能力将影响HVDC部署的阈值渗透水平。CAISO扩大了能源不平衡市场(EIM)，引入了灵活的资源充足率产品，并降低了可再生能源发电厂能源出价的最低门槛。ERCOT 实施了竞争力可再生能源区(CREZ)输电项目和MISO实施了DIR计划并开发了交流输电以支持可再生能源一体化。改进的渗透水平显示在下表3中。
表3.替代缓解方案的渗透水平变化
根据部署的不可调度技术的类型，传统发电技术的份额和/或其他区域特征，我们期望HVDC解决方案部署的不可调度发电的渗透水平如何变化?
区域内和区域间高压直流输电线路在部署的VERs的高渗透水平上具有经济意义。美国的大多数高压直流输电项目都被提议用于提供当地一系列风电项目的输出(例如，TWE和清洁线高压直流输电项目)。此外，一些现有的高压直流输电线路设计用于输送水力发电(例如，太平洋Intertie和魁北克 - 新英格兰线路)。根据我们的经验，对于大型太阳能项目，通常会提出交流线路(例如，Nevada West Connect和SunZia Southwest Transmission项目)。虽然不可调度技术的类型不应影响高压直流输电线路的技术可行性，但迄今为止这些线路主要用于风力和水力发电。
在本研究范围内检查的信息不足以提供上述答案中讨论的因素变化影响的定量测量。正如前一个问题中定性描述的那样，有几个因素会影响需要解决方案的渗透水平。不可分派技术的类型可能会产生重大影响。诸如太阳能之类的分布式资源带来了与公用事业规模的可再生资源不同的挑战。系统运营商可以在一定程度上管理公用事业规模的可再生能源，甚至可以指示减少发电量以解决严重的可靠性问题。使用分布式资源实现相同级别的控制很困难，因为它位于仪表后面并且不容易被缩减。
在ERCOT，CREZ生产线的发展加强了潜在的输电网络，并使2016年的年渗透率提高至11%，2017年的最高每小时渗透率达到约50%。这表明该地区具有强大的稳定性主机和客户区域之间的传输互连将具有相对较高的阈值渗透水平。具有底层传输网络的区域(如前CREZ ERCOT系统)需要比后CREZ系统更快的解决方案。从MISO的多值项目的影响中可以得出类似的投资组合(MVP)结论，有助于提高该地区的渗透率。 CAISO对EIM的扩展显示了市场机制和邻近区域的访问如何影响阈值渗透水平。CAISO能够与邻近地区共享其剩余发电量，从而提高CAISO需要其他解决方案的渗透水平。上面的表3显示了区域特征的变化如何影响阈值渗透水平。如表3所示，与CAISO的情况相比，MISO的案例中的阈值渗透率水平要低得多，当时实施替代缓解解决方案以解决可再生的间歇性问题。
高压直流输电解决方案的可行性还取决于技术方面，如主机和客户区域之间的距离，集中的本地区域可再生资源的可用性，交付是否是点对点或需要特殊的承诺安排，无论是客户还是主机区域位于同一区域或互连。通常，平衡区域内的传输线依靠AC线路传输功率(例如，ERCOT的CREZ传输项目)，而平衡区域/互连之间的传输线路依赖于HVDC线路(例如，Clean Line和TWE)。渗透水平的表征还取决于所考虑区域的定义。整个地区的渗透率可能较低，但是，特定子区域内不可调度发电的浓度可能导致需要在次区域内进行缓解的水平。例如，MISO对全区域内不可调度发电的渗透率相对较低，但明尼苏达州和爱荷华州需要采取缓解措施。
还有哪些其他参数会影响和/或决定HVDC的部署?
高压直流输电线路用于特定应用 - 长距离输送大量电力，作为异步互连之间的内部，以及使用海底电缆进行电力传输。如前所述，HVDC线路适用于超过相应电压和功率容量的临界距离的项目。作为一条粗略的经验法则，ABB报告称这种关键距离为HVDC海底线路为60公里(或37英里)，架空线路为200公里(或124英里)。对于较短距离，高压直流换流站和相关资产的投资可能比可比较的交流输电线路更大。用于可再生集成的高压直流输电线路需要在高压直流输电终端处或附近提供大量发电潜力(如怀俄明州南部的风力资源用于TWE或俄克拉荷马州 - 德克萨斯州潘汉德尔地区的清洁线项目的风力项目)。HVDC技术是海底电缆的主要技术。对于使用电缆的长距离AC传输，由于大电缆电容引起的无功功率流将限制最大可能的传输距离。因此，HVDC线路是长距离海底电缆唯一可行的选择。
高压直流输电能够减轻间歇性影响的程度有限吗?
本研究中审查的报告和案例研究没有具体确定高压直流输电减轻间歇性影响能力的任何限制。限制可能与系统的设计有关，而不是与技术的性质有关。如果线路的大小适当，以便向主机区域提供灵活的发电，或者将多余的可再生发电从主机转移到客户端，则可以充分减轻不可调度发电的任何负面影响。线路尺寸不足将限制线路的有效性。它将无法导入足够的灵活生成来支持对具有大量不可分派的主机区域的响应速度，负载跟踪或其他所需支持。或者，将多余的不可调度的发电从发电侧输出到客户区域并减轻主机区域的影响是不够的。
超大容量输电还可能引入操作问题并限制其有效性。如果HVDC线路的容量超过潜在中断会导致稳定性问题的阈值，则会影响系统操作。如第3节所述，TWE必须设计成最小化组成该项目的两个1,500 MW电路的同时中断。这排除了使用单个3,000 MW HVDC电路。系统规划人员可以制定操作程序来管理线路损失的影响，但这些安排将是实际项目的增量。需要更详细的研究和分析来确定HVDC减轻间歇性影响能力的具体限制。
3.3 美国HVDC项目成本趋势
ICF审查了与HVDC生产线成本趋势相关的多个公开来源。这些是针对北美各个高压直流输电项目的资源，提供项目总成本估算而非详细的成本分析。最终每英里成本($ /英里)估算值来自项目总成本和每个项目的电缆长度。WECC变速器扩展规划工具提供更详细的成本分析，包括500 kV HVDC双极线的变电站和换流站成本。
3.3.1 已公开HVDC项目的成本预测
虽然通常不会在公开来源中提供具体的成本估算，但NREL的工作和经济发展影响(JEDI)模型包含HVDC项目成本的详细分类，可根据项目位置，电缆类型，电压和长度进行调整。表4包含了JEDI模型中提供的成本估算，假设在农村地区的平坦地形上建造了一条100英里，500千伏的高压直流双极线。
项目资本成本确定为输电线路，基础设施和服务/其他成本的总和。NREL还包括项目规划和施工前阶段产生的成本，以及根据项目选择状态(用户输入)调整的人工成本。表4中包含的劳动力成本基于美国国家平均数，由NREL确定。使用上述假设，NREL建议新输电线路的成本约为每英里144.1万美元。人工和安装费用为每英里637,000美元，与使用的材料和设备的费用相似(每英里663,000美元)。预计开发和施工前费用约为141,200美元。
换流站占基础设施成本的大部分，每站2.75亿美元。假设将需要至少两个站，一个用于传输线的每个端点。包括劳动力和其他可能需要的设备(变压器，并联电抗器等)，每个站的总基础设施成本约为3.67亿美元。每英里额外增加78,000美元，用于计算项目开发期间使用的任何管理服务(现场管理，法律，公共关系，工程等)。这导致每英里项目总资本成本为917万美元。
除了项目资本成本，NREL还提供年度运行和维护成本的估算，包括维护人工和材料，任何潜在的ROW特许权使用费，保险，更换部件，和取决于该项目所在州的销售税。NREL估计该项目的年度运行和维护成本(不包括销售税)将达到每英里13,300美元。如前一节所述，距离是一个重要的成本因素，但不是限制因素。NREL 7 还考虑了场地的地形等级和人口密度。例如，穿越山区地形的100英里线路将比穿过乡村平地的线路多花费13%8 。成本影响因素因来源而异。除了地形和长度，WECC传输扩展规划工具还考虑了其他因素，包括导体9 和结构10 类型和传输线的年龄。
3.3.2 美国HVDC项目成本趋势小结
在美国开发高压直流输电设施时，每英里的历史成本或每兆瓦英里的成本是多少?
每兆瓦英里的高压直流成本估算在不同来源之间差异很大。由于最近在美国缺乏高压直流输电项目，因此难以确定高压直流输电线路的典型项目成本。关于高压直流输电网络的最新研究假设每兆瓦英里的成本在700美元到公式输入有误4,400之间。通过大约1200英里的规模经济实现最低成本，该研究表明规模经济在大约200英里处实现平衡。ETSAP提供较小的成本估算范围，每兆瓦英里890美元至3,961美元。就每英里成本而言，ICF在高压直流项目的文献中已经介于117万美元/英里到862万美元/英里的范围内(参见附录A.3中的图20，了解成本摘要)。
如何在固定成本和可变成本之间突破(即，与里程无关的成本和与里程相关的成本)?
高压直流输电线路以换流站和相关设备的形式具有高固定成本。对于假设的500kV，100英里双极高压直流输电线路，使用NREL的JEDI建模仿真(见上表4)，固定基础设施成本估计为7.344亿美元。在该示例中，100英里假设线的输电线路成本估计为1.441亿美元。这将转化为大约144万美元/英里的可变成本。该项目的固定成本大约是输电线路可变成本的五倍。此外，该项目预计每年的运营和维护成本约为130万美元/年。
哪些因素会提高或降低这些成本(例如区域劳动力成本，地理位置，人口密度等)?
HVDC传输系统的成本取决于许多因素，例如要传输的功率容量，传输介质的类型(海缆或陆基)，环境考虑因素，对路权的访问以及换流器站和相关设备的成本。最重要的成本影响因素是距离。由于固定设备成本高(例如，哈德逊传输项目)，短距离HVDC线路在单位距离(每英里基础)上通常更昂贵。其他因素如路径的地形和输电线周围的人口密度往往会影响项目成本。一般而言，对于平坦的地形以及人口中心以外的区域和环境/历史敏感区域，获取ROW和地役权更容易。因此，这种HVDC线路的成本也更便宜。配置为海底电缆的HVDC线路预计比陆基HVDC线路更昂贵。考虑到这些因素，美国高压直流输电项目的预期成本介于1.17至862万美元/英里之间(见图20和附录A.3中的表6)。
哪些与成本相关的因素可能会限制HVDC部署?
可能限制HVDC部署的主要成本项目是换流站的成本，其可能高达HVDC项目总固定成本的50%-60%。这使得HVDC对于某些应用是不经济的，例如，如果线路长度低于阈值距离，或者如果需要多个输出或输送位置。双向传输需要在源和传输位置使用背靠背转换器站，这可能进一步增加成本。
高压直流输电部件成本之外的其他成本相关因素可能会限制其部署(DOE 2013)：
成本分配和监管问题：FERC第1000号令(FERC 2011b)要求向受益人分配成本。但是，某些项目可能具有系统优势，例如系统可靠性的提高，难以量化或纳入成本效益分析。确定项目具有跨境影响的受益人也很困难。
部署多终端HVDC网络的困难：尽管HVDC技术快速发展，但使用多终端HVDC网络部署和控制功率流仍然成本过高。相比之下，部署AC解决方案以实现类似结果要容易得多。
低成本解决方案的优先选择：允许和资助较小的项目和支出更容易。这可能导致对AC项目和非传输替代方案的偏好。
缺乏标准化：与交流系统不同，每个直流项目都不同，需要定制，这会影响成本竞争力。AC系统具有良好的互操作性，可以集成来自不同制造商的硬件组件。HVDC项目的硬件组件通常由同一制造商提供。
4. 结论
ICF审查了几个公开报告并为美国三个主要市场区域准备了案例研究，以支持EIA评估高压直流输电网络减轻不可调度发电技术影响的潜力。由于风能和太阳能等不可调度技术仅在本地资源可用时才能运行，因此会给系统运营商带来可调度性挑战。HVDC线路可以减轻不可调度资源的影响，因为DC功率流是可控的，它们在长距离传输上具有低损耗，并且它们与AC系统分离并且适合于异步互连。ICF还评估了与HVDC项目相关的近期成本趋势。
ICF的研究和案例研究分析确定了解决EIA感兴趣的关键问题的来源：
对正在开发的现有系统和项目的研究表明，高压直流输电可有效减轻对不可调度发电的这些影响。
两个同步系统之间的HVDC连接线足以将系统影响从发电区域传输到客户区域。不可调度的发电不必直接连接到客户区域。
预计将部署HVDC解决方案的不可调度发电的渗透水平因基础传输网络的稳健性，发电资源的混合，灵活资源的可用性以及与相邻系统的关系性质等因素而异。
其他参数，例如源和接收器之间的距离，潜在的替代解决方案，电力公司的性质以及发电和客户区域所在的区域系统可以影响HVDC的部署。对于海缆应用和异步区域的互连，HVDC比AC更适合。
换流站和相关设备的成本可能会限制某些应用的HVDC部署。
在审查的文献中没有完全解决一些问题，需要进一步的研究和分析来提出进一步的见解：
AC和DC接口的某些系统配置和拓扑是否更有效地减轻来自不可调度发电的部分或全部影响
特定系统高压直流输电需要定量测量渗透水平，以及区域和其他因素对渗透水平影响程度
部署不可调度技术的类型，传统发电技术的份额和/或其他区域特征在多大程度上影响了渗透水平
高压直流输电减轻间歇性影响能力的具体限制
