1 该术语的字面意思是“黑暗平静”或“黑暗沉寂”,反映出太阳能发电缺乏阳光,风力发电缺乏风能。 2 这些事件的影响是至少在其他形式的灵活性大规模发展之前,天然气需求的波动性会上升。事实上,燃气电厂并不是间歇性可再生能源的唯一备用形式,但它是主要的形式,其他形式的灵活性提供了广泛的备用选项,例如电池(备用几个小时)、需求侧响应(目前相当有限)甚至水力发电(灵活性可能与天然气相似,前提是有足够的容量和水力发电水平)。正在部署额外的灵活性来支持不断增长的可再生能源容量,这有朝一日将限制燃气电厂的使用以备用间歇性,尽管这一时间框架和程度尚不确定,这是一个有争议的问题,并且仍然取决于未来支持部署的政策。 3 除非另有说明,我们将欧洲定义为欧盟 27 国加上英国。
在评估期间,南澳大利亚最新的互连系统 EnergyConnect 项目 (PEC) 的全面中断对南澳大利亚电力系统的影响最为显著。然而,这种情况发生的可能性低于鹈鹕角 (Pelican Point) 的中断,后者对南澳大利亚的冲击影响排名第二。dunkelflaute(太阳能和风能发电量长期处于低位,如 2024 年 5 月下旬经历的)冲击产生了重大影响,然而,我们发现,dunkelflaute 对其他州的影响大于南澳大利亚,对南澳大利亚电力系统的影响仅为中等。我们发现,在模拟的冲击中,电表后 (BTM) 发电量大幅下降的可能性最大,但对南澳大利亚电力系统的影响却很小。
2040 年后可再生电力产量的下降,通过立法允许他们在系统压力时期切断互连线。事实上,能源安全的挑战已经融入了欧洲大陆的能源转型计划:到 2040 年(基于每个国家 2019 年的计划;情况可能从那时起发生了变化),欧洲只有三个国家计划在系统压力时期拥有可出口的电力;法国、葡萄牙和芬兰计划拥有足够的电力。这是基于法国将按时按成本建造 40GW 新核电站的假设,自那时以来,还没有一座核电站完工。甚至有人质疑瑞士的能源自给自足。进一步分析。“系统压力时期”是指任何高需求和/或低可再生能源发电的时期,发生在无风的冬夜日落之后,至少持续到黎明之后;kalte Dunkelflaute 天气模式
存储成本 Joule 在线杂志 1 发表了关于存储成本水平的详细分析,Vox 2 也对此进行了报道。简而言之,他们分析了存储作为可再生能源发电的后备能源需要达到的“能源存储容量成本”水平,以便让其价格实惠。他们分析了四个地方持续时间最长的天气模式(这些地方需要这种后备能源)和可再生能源发电的成本,并由此得出了可以淘汰化石燃料后备电厂的存储目标成本。在欧洲,长期的可再生能源低发期是“kalte dunkel Flaute” 3 。每隔几年,这将会覆盖欧洲大部分大陆的两周时间。如果将地理范围缩小到几个国家,持续时间缩小到几天,那么这种情况就会经常发生,每年都会发生很多次。如果考虑到夜间可以忽略不计的能源生产,那么这种情况就非常频繁了。让我担心的是,即使看过原文,也没有对“储能容量成本”做出定义 - 它到底是什么?♦ 每年每兆瓦时的资本成本?♦ 储能的平准化成本?♦ 电力的平准化成本,即包括购买输入电力的成本?它们的成本以美元/千瓦时为单位,因此乘以一千即可得到我们的美元/兆瓦时(我没有进行货币转换,因为货币波动太大)。他们的目标是“储能容量成本为 10-12 美元/千瓦时”= 100% 可用性电网的 10-12k 美元/兆瓦时。对于 95% 可用性电网,“储能容量成本”门槛为 150 美元。以我们的 40MW 200MWh 电厂为例,♦ 假设它每天运行 4.5 小时,每年运行 350 天,每年将产生 63,000MW 的电力,电厂成本为 6,000 万美元,这相当于每发电 MWh 的资本支出为 0.95 美元;加上当年 5% 的资本成本,这正好上升到 1 美元。◊ 将持续时间加倍,TES CAES 的资本支出将增加约 30%,CCGT CAES 的资本支出将增加约 15%,因此持续时间较长的电厂每 MWh 的资本支出更便宜。◊ 这种版本的“储能容量成本”、LCOS 和 LCOE 不会从规模中受益,因为它们主要取决于电力吞吐量,而不是持续时间。♦ 我们估计的 LCOS 为 68 美元/MWh。♦ 我们估计的 LCOE 为 110 美元/MWh。 1 https://www.cell.com/joule/fulltext/S2542-4351(19)30300-9 2 https://www.vox.com/energy-and-environment/2019/8/9/20767886/renewable-energy-storage-cost- 电力 3 https://energytransition.org/tag/dunkelflaute/