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审查到电力补偿框架-AEMC
○该框架应在各州之间可以预测和一致，索赔人清楚地意识到他们有权获得的报酬，并能够实时对这些权利进行合理的估计。●当前的NEM不是容量市场，而是一个仅能能源市场。引入发电机的义务向市场提供能力不符与NEM的基本前提不一致（即。发电机被补偿其输出，而不是其可用性）。此外，产能市场将激励发电机采购能力，而不提供提供自由产能的义务。●NEM的仅能量结构意味着发电机，尤其是容量相对较低的因素的发电机依靠波动率来收回其固定成本。重点是其短期边际成本的薪酬安排不会弥补发电机的固定成本。●重新考虑与补偿框架相关的角色和责任时，应选择最有效的方法，既及时又有效。
太阳能和电网灵活性对马来西亚未来的电力可负担性和安全性至关重要
马来西亚半岛占该国电力需求的 74%，其每日需求曲线呈现“双峰”特征，即白天下午 4 点和晚上 8 点。马来西亚拥有大量未开发的太阳能资源，具有独特的优势，可以利用太阳能满足白天高峰期的需求，而水电和电池储能等其他选择可以补充太阳能，满足晚间高峰期的需求。到 2023 年，太阳能和水电合计占白天高峰期发电量的 10%，而水电为满足晚间高峰期贡献了 7%。在储能系统必不可少之前，马来西亚半岛的电网可以容纳约 2.4 吉瓦的太阳能（高达电网渗透率的 20%）。
电力供应下多能枢纽的电气化：用于成本效益的温室气体MITI
住宅供暖和私人迁移率的电力通常被视为对该行业巨大温室气体（GHG）排放问题的解决方案。然而，通常认为相关计划的无限制措施是无限制的。因此，尚不清楚供应如何在有限的供应范围内。因此，我们调查了如何共同计划的DE-/集中资产升级和启用的车辆2型电动汽车可以克服瑞士五种住宅建筑类型的这种限制。，基于能量中心概念对多能系统进行了新的新型优化，该概念扩展了经典的分散能源中心的能源枢纽，以将投资包括在集中资产中，同时选择，设计和操作此类资产和操作，以最大程度地减少生命周期的需求，同时覆盖三分之一的热量，而A涵盖了三个份额，A）的限制，A）有限，c）否（独立的）集中电力。 优化证明了集中式供应限制至关重要，因为可实现的CO 2EQ缓解措施对AV的a）> 60％> 60％以上的b）45％降至仅C）30％。 此外，在冬季，资产的实质性变化和广泛的资产组合非常最佳，可以克服唯一的电能损失瓶颈。 令人惊讶的是，所有部分有限的方案在内，包括核淘汰和额外的跨境电力贸易停止产生相似的结果，这使得在非电信的参考文献中可以减少50％的排放量，而无需额外的年度成本。，基于能量中心概念对多能系统进行了新的新型优化，该概念扩展了经典的分散能源中心的能源枢纽，以将投资包括在集中资产中，同时选择，设计和操作此类资产和操作，以最大程度地减少生命周期的需求，同时覆盖三分之一的热量，而A涵盖了三个份额，A）的限制，A）有限，c）否（独立的）集中电力。优化证明了集中式供应限制至关重要，因为可实现的CO 2EQ缓解措施对AV的a）> 60％> 60％以上的b）45％降至仅C）30％。此外，在冬季，资产的实质性变化和广泛的资产组合非常最佳，可以克服唯一的电能损失瓶颈。令人惊讶的是，所有部分有限的方案在内，包括核淘汰和额外的跨境电力贸易停止产生相似的结果，这使得在非电信的参考文献中可以减少50％的排放量，而无需额外的年度成本。从低成本到低发射溶液，天然气的集中式燃气轮机和与空气源热泵结合的分散的组合热量和发电厂（CHPP）被沼气Chpps，地面源热泵和集中的光伏流离失所，而局部光伏电动机和局部光伏和2-HOMEADS则是构造的。更强的缓解措施证明是昂贵的。总的来说，考虑到有限的供应避免了高估可实现的减轻，低估总成本以及对过于简单的资产组合的识别。
20250212_PR液化空气签名的PPA录制量，在2024年获得了2,500 GWH的低碳电力，并将CO2排放量减少了1.2吨，
diana schillag负责可持续发展的委员会说：“作为我们预先的战略计划的一部分，采购低碳电力对减少我们的CO 2排放有用，同时为我们的客户提供低碳解决方案，从而支持他们自己的脱碳工作在2024年在关键区域获得的低碳电力的创纪录量证明了空气液化的脱碳方法，重点是带来真正影响的行动。它强调了该集团使用手头最好的杠杆来尽可能有效地减少排放量，尤其是在碳密集型国家中的敏捷性。”
基于模型的电力系统转型场景回顾
政策制定者目前面临的挑战是支持合适的技术组合以实现电力系统脱碳。由于技术和部门多种且相互依赖，以及降低成本和减少排放等目标相互对立，能源系统模型被用于制定实现脱碳电力系统的最佳过渡路径。近年来，该领域的研究有所增加，多项研究使用能源系统建模 (ESM) 来阐明国家电力系统的可能过渡路径。然而，在许多情况下，大量基于模型的研究使政策制定者难以驾驭研究结果并将不同的路径浓缩为一个连贯的图景。我们对瑞士、德国、法国和意大利的 ESM 出版物进行了深入审查，并分析了有关发电组合的主要趋势、关键供应和存储技术趋势以及需求发展的作用。我们的研究结果表明，关于 2030 年和 2050 年的技术组合提出了不同的解决方案，并非所有解决方案都符合当前的气候目标。此外，我们的分析表明，天然气、太阳能和风能将继续成为电力系统转型的关键参与者，而储能的作用仍不明确，需要更明确的政策支持。我们得出的结论是，由于每个国家的目标和当前的能源格局不同，不同的选择似乎成为突出的转型途径，这意味着每种情况都需要制定单独的政策。尽管如此，国际合作对于确保到 2050 年电力系统迅速转型至关重要。
未来欧洲电力系统中的低成本氢气
本研究调查了决定欧洲低成本供应氢气能力的四个因素：氢气需求规模、投资大规模氢气储存的可能性、耗氢行业的工艺灵活性以及氢气需求产生的地理区域。通过将成本最小化电力系统投资模型 eNODE 应用于 0 – 2,500 TWh H2 范围内的氢气需求水平，研究了氢气需求对未来欧洲零排放电力系统的影响。研究发现，假设风能和太阳能发电的扩张不会因社会接受度不足而受到阻碍，未来欧洲大部分氢气需求可以通过 VRE 以经济有效的方式满足，成本约为 60 – 70 欧元/兆瓦时 H2（2.0 – 2.3 欧元/千克 H2）。如果将氢气消耗战略性地定位在风能和太阳能发电条件良好且电力需求低的地区，欧洲的氢气成本可降低约 10 欧元/兆瓦时 H2。氢气消耗的完全时间灵活性所带来的成本节约潜力比战略性氢气消耗本地化所带来的成本节约潜力高出 3 倍。随着氢气需求量相对于传统电力需求和可用的 VRE 资源的增加，每公斤氢气的成本增加，灵活性的价值降低。因此，通过为氢气消费者实施效率和灵活性措施以及提高 VRE 的接受度，可以实现低成本氢气。