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1碳单位，价格为$ 85/tonne - Jarden Securities Limited -https：//www.commtrade.co.nz/下载了2022年9月5日。 2 kawerau工业排放因子（蒸汽）来自气候变化（固定能源和工业过程）规定2009年地热p74 p74表6 A部分A -0.0194泰.1000/2780次使用地热蒸汽转换为T/GJ 3，从地热蒸汽（2780J/g）condementmal condeme for -extermal steam（2780J/g）液体（2780J/g）液体（461）461 J. 461 J. 461 J. 157.75电能的PJ和4,181.26 kt CO2等效的发射 - 碳系数为0.0265 TCO2E/GJ 5碳成本与电力相关的碳成本包括电力的购买价格。 用户在排放式交易计划下不以额外费用支付此费用。 6从气候变化（固定能源和工业过程）条例中的褐煤排放因子2009（SR 2009/285）p73 p73 p73表2 7天然气的排放因子气候变化（固定能源和工业过程）条例（固定能源和工业过程）条例2009年（SR 2009/285）（SR 2009/285）p75表10 8木材的交付效率。要电力，该桌子的基本数据于2021年末组装，截至2022年9月，电力，天然气和单位碳价格进行了更新。 基本燃料定价目前非常动态，因为不同的燃料经历了不同的需求和供应压力。1碳单位，价格为$ 85/tonne - Jarden Securities Limited -https：//www.commtrade.co.nz/下载了2022年9月5日。2 kawerau工业排放因子（蒸汽）来自气候变化（固定能源和工业过程）规定2009年地热p74 p74表6 A部分A -0.0194泰.1000/2780次使用地热蒸汽转换为T/GJ 3，从地热蒸汽（2780J/g）condementmal condeme for -extermal steam（2780J/g）液体（2780J/g）液体（461）461 J. 461 J. 461 J. 157.75电能的PJ和4,181.26 kt CO2等效的发射 - 碳系数为0.0265 TCO2E/GJ 5碳成本与电力相关的碳成本包括电力的购买价格。用户在排放式交易计划下不以额外费用支付此费用。6从气候变化（固定能源和工业过程）条例中的褐煤排放因子2009（SR 2009/285）p73 p73 p73表2 7天然气的排放因子气候变化（固定能源和工业过程）条例（固定能源和工业过程）条例2009年（SR 2009/285）（SR 2009/285）p75表10 8木材的交付效率。要电力，该桌子的基本数据于2021年末组装，截至2022年9月，电力，天然气和单位碳价格进行了更新。基本燃料定价目前非常动态，因为不同的燃料经历了不同的需求和供应压力。
希腊电力部门的碳捕获和存储实施的战略规划：基于时代的分析
摘要：本文介绍了2010年执行的路线图作为欧洲捕获和存储技术建模的项目的一部分，以及考虑到希腊国家计划的CO 2排放量不同的各种情况，然后允许价格逐渐退役，然后逐渐退役。此外，这项研究在撰写后10年就对希腊能源系统的当前状况进行了第一款检查，内容涉及2010年设计的路线图的对应关系，以期在此期间进行了精确执行的路线，包括其他能源来补充或代替国家战略能源计划的可能性。为此，采用了集成的Markal-Fom System（Times）来对希腊能源系统进行建模，并随着时间的推移评估其发展，直到2040年，通过分析三种不同的方案，就税收和碳排放的允许价格。获得的结果表明，如果在此期间，不同的利益相关者考虑并执行了这项研究，那么从2010年开始的新许可发电厂中CC的实施可能会减少在接下来的几年中以一种更加轻松的和有益的方式，直到目前的任何主要发电厂，都可以以一种轻巧的和有益的方式使用褐煤和进口硬煤炭生产。这种实施还将使希腊的自由危险经济过渡，同时赞美欧盟法规，并增强在绿色能源混合物中更多地使用替代能源。
印度电力行业格局：现状与未来
• 可再生能源（即太阳能、风能、水电、小水电和生物质能）将从目前的 178 吉瓦增至 2026-27 年的 336 吉瓦，到 2031-32 年增至 596 吉瓦。 • 太阳能在可再生能源中的份额将从目前的 72 吉瓦增至 2026-27 年的 185 吉瓦，到 2031-32 年增至 365 吉瓦。 • 风电将从目前的 44 吉瓦增至 2026-27 年的 73 吉瓦，到 2031-32 年增至 122 吉瓦。 • 水电将从目前的 46 吉瓦增至 2026-27 年的 60 吉瓦，到 2031-32 年增至 89 吉瓦。为实现 NZE 目标，煤炭和褐煤发电厂的装机容量将从 2026-27 年的 235 GW 小幅增加到 2031-32 年的 259 GW。• 2026-27 年总发电量仍将以热能为主 61%（59% 煤炭 + 2% 天然气），到 2031-32 年降至 51%（50% 煤炭 + 1% 天然气）。• 可再生能源份额将达到 • 可再生能源发电 - 从目前的 21% 增加到 2026-27 年的 35% 和 2031-32 年的 44%。在可再生能源中，太阳能份额在 2026-27 年将达到 17%，在 2031-32 年将达到 25%，风能份额在 2026-27 年将达到 8%，在 2031-32 年将达到 10%。 • 2035 年后燃煤发电将退役。
为什么电力市场模型产生不同的结果
欧洲电力行业是世界上最大的上限和贸易计划的主要部门，是碳定价最受研究的例子之一。特别是，数值模型通常用于研究碳价格和排放的未来不确定的未来发展。通常通过灵敏度分析来解决参数不确定性，但从现有的单模研究中尚不清楚模型本身的潜在不确定性。在这里，我们通过运行一个结构化模型比较实验来研究这种与模型相关的不确定性，在该实验中，我们将五个数值功率部门模型暴露于对齐的输入参数中，从而结合了Stark模型差异。以2030年的碳价格为27欧元，这些模型估计，与2016年相比，欧洲电力部门的排放量将减少36-57％。大多数这种变化可以通过模型考虑煤炭和褐煤发电厂的退役的程度来解释。更高的碳价格为57欧元和87欧元的碳价格分别降低了45-75％和52-80％。这些范围的下端可以归因于仅分配模型捕获的短期燃油开关。较高的减少量对应于其他考虑对可再生能源的基于市场投资的模型。通过进一步研究以高碳价格的剩余排放中的跨模型变化，我们将联合热量和功率的表示形式确定为模型结果之间差异的另一个至关重要的驱动力。
LE-4 - 布鲁克菲尔德历史和预测可再生发展（2013-2030）（机密附件）.xlsx
财政年度 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2023-24 2024-25 2025-26 2026-27 2027-28 2028-29 2029-30 2030-31 2031-32 2032-33 2033-34 黑煤 16,456 16,456 12,876 12,176 10,156 8,277 7,312 5,912 5,912 5,182 3,082 褐煤 4,820 4,820 4,135 3,385 3,385 2,825 1,720 1,160 1,160 0 0 中等天然气 4,075 4,075 4,075 4,075 4,075 4,075 4,075 3,367 3,367 3,367 峰值天然气和液体 8,255 8,255 8,255 8,255 8,255 8,255 8,255 7,873 7,873 7,633 7,171 水电 6,818 6,818 6,818 6,818 6,818 6,818 7,208 7,208 7,208 7,208公用事业规模储能 1,559 1,557 3,087 4,447 5,374 5,859 5,934 7,462 7,462 7,713 7,959 协调式 DER 储能 319 623 1,035 1,539 2,143 2,808 3,819 4,727 5,655 6,747 8,087 分布式储能 1,533 2,364 3,139 3,800 4,363 4,766 5,453 6,404 7,275 8,209 9,366 海上风电 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 风电 11,525 15,164 18,419 20,462 24,875 28,335 31,523 34,415 36,531 38,112 42,069 公用事业规模太阳能 8,436 8,804 8,804 9,275 9,464 11,532 12,204 13,572 14,510 17,193 17,754 分布式光伏 21,305 23,784 26,308 28,683 30,997 33,056 35,131 37,225 39,139 41,092 43,056 可调度容量 42,302 42,605 40,282 40,696 40,206 38,917 38,323 37,709 38,637 37,850 36,875
能量
由于上个世纪的各种发明和创新，能源的使用大大增加了。因此，几乎所有人类活动都变得更加依赖能量。特别是对于发展中国家，对可靠且负担得起的能源有根本的需求。在这些国家中，由于工业的扩大，现代化的农业，贸易增加和运输改善，能源需求增加了。巴基斯坦依赖能源进口，因为缺乏对水力，天然气和褐煤的土著资源的投资。生物质是最大的能源。由于环境问题，政府已决定停止建造新的燃煤电厂。计划为各种担忧而将公共石油和天然气公司私有化。由于电力需求的显着增加，国有公司和IPP都积极参与发电。但是，由于能源支付的增加，财政的可持续性已成为挑战。这种能源缺陷始于二十年前启动的燃料混合转换，当时发电量比水力发电更多地依赖进口炉油。当前的能源危机在2007年末开始显现出来。多年来，这个问题已经从慢性电源缺陷中的一种发展到有多余的装置容量，但系统中没有足够的现金流量来运行它。后者创造了“循环债务”问题。具体来说，巴基斯坦能源供应链中的“循环债务”是指电力部门的现金流短缺，这是由于消费者，分销公司和政府的义务延迟/不付款而产生的。多年来，它的规模持续增长，从2008年的GDP（1.61亿卢比）上升到2020年6月GDP（1215亿卢比）的5.2％。目前的政府在解决此问题并致力于减少循环债务的各种选择方面非常重要。
市场稳定储备对欧盟排放交易体系的长期影响
为给温室气体减排提供强有力的价格信号，欧洲决定通过实施包含取消政策的市场稳定储备 (MSR) 来强化欧盟排放交易体系 (EU ETS)，并在 2020 年后将线性减排系数从 1.74% 提高到 2.2%。一个详细的长期投资模型（以大规模混合互补问题的形式）的结果表明，强化后的欧盟 ETS 可能使 EUA 价格提高四倍，并与强化前的累计上限（52.2 GtCO 2 ）相比，减少 21.3 GtCO 2 累计二氧化碳排放量。其中约 40%（8.3 GtCO 2 ）的减幅归因于增加的线性减排系数，60% 归因于取消政策（13 GtCO 2 ）。如果不增加线性减排系数，MSR 的取消政策只会减少 4.1 GtCO 2 的排放量，表明它们具有互补性。对关键模型假设和参数的敏感性分析表明，MSR 的影响在很大程度上取决于其他政策（例如可再生能源目标、核能、褐煤和煤炭淘汰）和减排方案的成本演变（例如风能和太阳能的投资成本降低）。这使得有效的二氧化碳排放上限具有很大的不确定性。在我们的模拟结果中，取消量在 5.6 到 17.8 GtCO 2 之间，这将与我们 13 GtCO 2 的中心估计值进行比较。我们计算了在没有 MSR 的情况下实现这些二氧化碳减排所需的线性减排因子，这将消除对累积二氧化碳排放量的所有不确定性以及对其他补充气候或能源政策的干扰。
基于 GIS 的混合抽水蓄能作为清洁能源转型潜在解决方案的评估：以希腊西部卡迪亚褐煤矿为例
摘要：欧洲燃煤电厂的计划退役需要创新的技术和经济战略，以支持煤炭地区走向气候适应型未来。将露天矿改造为混合抽水蓄能 (HPHS)，利用电网和可再生能源的过剩能源，将有助于欧盟绿色协议，提高经济价值，稳定区域就业市场，并有助于欧盟能源供应安全。本研究旨在通过在 Kardia 褐煤露天矿 (希腊西马其顿) 的 HPHS 跨学科可行性研究中实施多标准决策 (MCDM) 技术和先进的地理信息系统 (GIS)，介绍用于评估土地适用性的地理空间工作流程的初步阶段。引入的地理空间分析基于在废弃矿井边界内利用特定的地形和邻近度标准的限制和排名标准。所应用的标准是从文献中选出的，而对于这些标准的权重，则通过实施层次分析法 (AHP) 引入专家判断，这是 ATLANTIS 研究计划的框架。根据结果，七个地区被认定为适宜，其潜在储能容量为 1.09 至 5.16 GWh。具体而言，本研究的结果表明，9.27% (212,884 m 2 ) 的面积适合建造上水库的面积非常低，15.83% (363,599 m 2 ) 的面积适合建造下水库的面积低，23.99% (550,998 m 2 ) 的面积适合建造上水库的面积中等，24.99% (573,813 m 2 ) 的面积适合建造上水库的面积高，25.92% (595,125 m 2 ) 的面积非常适合建造上水库。所提出的半自动地理空间工作流程引入了一种创新工具，该工具可应用于全球露天矿，以根据现有下部水库确定 HPHS 系统的最佳设计。
Suo Moto请愿书10/SM/2022 Page 1
“ 43。计算和支付热生成站的能源费用（1）应支付能源费用，涵盖主要和次要的燃料成本和石灰石消费成本（如果适用），并应每位受益人应以预能工厂的基础上的能源费用（以燃料计算和利用燃料的价格调整）。Total Energy charge payable to the generating company for a month shall be Energy Charges = (Energy charge rate in Rs./kWh) x {Scheduled energy (exbus)for the month in kWh} a) For coal based and lignite fired stations: ECR = {(SHR – SFC x CVSF) x LPPF / (CVPF + SFC x LPSFi + LC x LPL} x 100/(100 – AUX（B）用于气体和液体燃料的站点：ECR = SHR X LPPF X 100 / {（CVPF）X（100 - AUX）}（B）用于气体和液体燃料的站点：ECR = SHR X LPPF X LPPF X 100 / {（CVPF）X（100 - AUX）X（100 - AUX）}（如果融合cvpf =（a）收到的煤的加权平均煤气总价值，基于煤炭的电台的每公斤kcal kcal含量为每公斤，因为在生成站的存储期间变化，煤层电台较少85 kcal/kg； （b）接收到的主要燃料的加权平均量高量为每公斤KCAL或每升或每标准立方米，适用于褐煤，天然气和液体燃料的站； （c）如果将燃料从不同来源混合在一起，则将加权的平均燃料平均燃料总值与混合比成正比到达：CVSF =二级燃料的热量值，每毫升KCAL； ECR =能源充电率，以每千瓦时卢比为单位； SHR =总站热率，每千瓦时kcal; LC =每千瓦时的规范性石灰石消耗； LPL =每公斤卢比的加权平均石灰石成本； LPPF =本月的加权平均燃油成本，每公斤卢比，每公斤或每标准立方米（如适用）。
维多利亚输电投资框架提案 - REZ 社区福利
维多利亚州已设定目标，即到 2030 年实现 65% 的可再生能源，到 2035 年实现 95% 的可再生能源。这些目标值得称赞，是该州应对能源转型和气候危机的重要组成部分。由于该州大部分最佳风能和太阳能资源与之前占主导地位的电力来源（即拉筹伯谷褐煤发电机）并不重叠，维多利亚州向可再生能源的过渡需要及时建设新的输电线路以连接清洁能源项目。输电延迟意味着清洁能源项目的延迟。维多利亚州的减排目标是到 2035 年实现 75-80% 的减排，其中大部分减排将通过从煤炭向清洁能源转型来实现。然而，清洁能源项目的投资正在放缓，2023 年对大型发电项目的新金融投资承诺水平最低——仅为 1.3 吉瓦——自 2017 年清洁能源委员会开始记录数据以来。维多利亚州作为清洁能源的先行者取得的初步进展值得称赞，但随着向清洁能源的过渡放缓，这一早期进展有可能丧失。任何监管或政策框架都必须充分支持对新可再生能源项目的投资。一般评论 CEC 支持将支持者提供的一部分收益集中起来，用于在有意义的地方提供更多的转型/遗留收益，例如在拥有多个项目的地区和由支持者提供资金的地区。考虑到上述情况，CEC 不支持草案中提出的强制性社区能源基金，因为它不是由支持者提供的，削弱了支持者和社区利益相关者之间的关系，而且接入费用贡献不明确。对项目或输电征收的任何额外资金都必须平衡向消费者提供低成本电力的过渡需求以及实现这一目标的步伐。进一步的考虑是：(1) 可再生能源项目的开发成本越来越高，(2) 大多数支持者已经提供了相当可观的项目级利益分享资金，(3) 代替费率的付款 (PiLoR) 计划导致维多利亚州的开发商向议会提供的资金比该国其他任何地方都多。