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图1a 和 1b. 截至 2023 年 8 月 31 日的全年运营需求 (1a) 和净净负荷 (1b) 的每小时统计数据
随着南澳大利亚可再生能源电力的扩张,NL 有所下降。2013年NL的年最小值为正值。此后,它已下降到2023年的最小值-862MW。这一趋势也可以从图2中看出,图2显示了从2019年到2018年每年NL的月中位数。2023 年,按最高月度 NL 中位数进行标准化。2023 年,NL 在该年 12 个月中有 9 个月处于历史最低月度水平。2022 年,NL 在该年 12 个月中有 10 个月处于历史最低月度水平。NL 的月度模式相当一致:秋季最后几个月(5 月)上升,然后冬季三个月(6 月至 8 月)较高,春季和夏季下降,直到初秋/中秋。尽管如此,月度变化的合理水平是可见的:2023 年,NL 在 5 月达到峰值,高于前 5 年的水平,但在 6 月远低于前 5 年的水平。
图2. 按 2019 年至 2023 年最高月度净负荷中位数标准化的月度净负荷中位数
将南澳大利亚州与维多利亚州的 5 分钟运营需求进行比较,发现相关性(Pearson Product Moment,https://en.wikipedia.org/wiki/Pearson_correlation_coefficient)为 74%。NL 为 61%,相关性不太高。这一差异可能主要反映了 2023 年南澳大利亚可再生电力的比例(占南澳大利亚最终使用需求的 71%)远高于维多利亚州的 37%。
供应
图 3a 和 3b 显示了 VRE 和天然气发电的每小时统计数据,这两种发电量合计占 2023 年南澳大利亚发电量的 98.6%(分别为 75.1% 和 23.5%)。电池发电(0.5%)和柴油发电(0.2%) ) 占其余数据。SA有 23 个正在运营的风电场,没有一个风电场显著大于其他风电场。有 20 个正在运营的太阳能电站,但 4 个电站占了 90% 的容量。南澳大利亚州的屋顶太阳能人均渗透率是澳大利亚最高的,并且迄今为止以占电网需求的百分比表示的比例最高(南澳大利亚州为 25%,而昆士兰州/新南威尔士州/维多利亚/塔斯马尼亚对应为 14%/11%/11% 和 3%)。
图 3a 显示了 18 点至 6 点之间稳定的 VRE 中值,约为 800 MW,然后在白天出现抛物线凸起,这主要是由于屋顶太阳能发电造成的。然而,每小时的 p5 和 p95 值与 18:00 显示出很大但一致的差异,约为 1,600 MW。一天中任意时刻 VRE 容量的最大差异为上午 11 点 3,026 MW。
图 3b 显示,天然气发电量通常会在 10 点至 15 点之间下降到非常低的水平,但会上升到晚上的峰值,然后下降到较低但合理的恒定水平,直到上午 10 点。与 VRE 一样,p5 和 p95 水平之间存在很大差异,但与 VRE 不同的是,它在几个小时内不一致 - 晚上高峰期间的中位数约为一天中其余时间水平的两倍。
图3a和3b。截至 2023 年 8 月 31 日的可变可再生电力 (VRE) (3a) 和天然气发电 (3b) 的每小时统计数据
图 4 显示了太阳能发电的明显季节性变化(冬季约为夏季的三分之一),大约被天然气发电所抵消(冬季约为夏季的两倍)。风力发电量没有表现出明显的夏季/冬季差异,但秋季风力发电量明显低于其他季节。
图4. 2023 年按燃料类型划分的月平均发电量
柴油发电量达 31 GWh(占总产量的 0.2%),有 12 台机组能够利用柴油发电(其中一些机组与天然气混烧)。虽然柴油在能源生产中发挥的作用很小,但它在电力供应方面发挥着重要作用,每月峰值发电量通常在晚高峰时在 150 MW 至 410 MW 之间。
联络
南澳大利亚州通过 200 kV 直流联络线 (Murraylink) 和 500 kV 交流联络线 (Heywood) 连接到维多利亚州。新南威尔士州的第三条联络线路(EnergyConnect)目前正在建设中。图 5 显示了截至 2023 年 8 月 31 日的一年内联络线路净流量的每小时统计数据(正值为进口)。该图表显示,SA 通常(中位数)从 10:00 到 16:00 输出,并在剩余时间内输入。2023 年,Murraylink 的平均每小时净输入量为 50 MW,Heywood 的平均每小时净输入量为 44 MW,年净输入量为 94 MW。这是 2023 年南澳大利亚平均 OD(1,282 MW)的 7.3%。然而,在每小时输入高峰(约 800 MW)或每小时输出高峰(约 650 MW)时,联络线显然在南澳大利亚的供需中发挥了更大的作用。对 5 分钟数据的检查显示,年度净输入总量为 780 GWh(输入 1868 GWh,输出 1087 GWh。考虑到SA现货价格(见图 7),正如预期的那样,输出收到的加权平均价格为 4 澳元/ MWh,但输入的加权平均价格为 139 澳元/MWh。
图5. 截至 2023 年 8 月 31 日的年度联络潮流每小时统计数据
将南澳州的需求、风力发电、太阳能发电、VRE 和 价格与维多利亚州的需求、风力发电、太阳能发电、VRE 和价格(根据 30 分钟时差进行调整)关联比较,显示出 5 分钟需求值的高度相关性(74 %),风电相关性在合理范围(55%),太阳能发电相关性极高(89%),VRE相关性较高(69%),而价格相关性较弱(33%)。然而,南澳州和维多利亚州一天 24 小时的 中位数/平均 每小时价格具有极高的相关性 (99%/97%)。
储能
2017年,随着 Hornsdale Power Reserve(“特斯拉大电池”)一期(100MW)的快速开发,南澳大利亚成为全球关注的焦点,该电池是当时全球最大的此类电池,仅63天就投入使用,签署并网协议。此后,扩建50%,并增建7个电池(其中4个为小于6MW的嵌入式电池,1个发电容量为 251MW),使得2023年底总储能容量为 471MW,能量为 521MWh。在撰写本文时,已“承诺”开发 1 个电池(42 MW/84 MWh),“预计”开发另外 3 个电池(320MW/701 MWh)以及 39 个电池(5,589 MW/6,634MWh) )已 “公开宣布”。
图 6 显示了电池放电和充电的每小时统计数据(不包括 250 MW Torrens Island BESS ,该电池正在运行和测试中,但在研究期结束时尚未投入使用)。中位数显示了价格可能较低时(夜间和太阳能充足时)的预期充电和价格较高时(化石燃料发电充足时)的预期放电。
图6. 截至2023年8月31日全年电池放电和充电的每小时统计数据
批发价格
现货市场的批发(现货)(对于大于 30 MW 的发电机)价格每五分钟强制性确定一次。对来自输电系统的发电资源支付单一价格,并支付给 AEMO 调度的南澳大利亚所有并网发电机。正式的价格计算采用为满足阿德莱德区域参考节点(Adelaide Regional Reference Node)需求而调度的发电机的最高价格。
图 7 显示了截至2023年8月31日的南澳现货电价统计数据。每小时最低价格通常在-1000 澳元/MWh左右,每小时最高价格在几个小时内升至16,600 澳元/MWh,且任何小时内不低于1000澳元/MWh。未显示最大和最小的小时值,因为缩放会隐藏 p5 和 p95 之间的价格信息。值得注意的是, 10h00 到 14h00 的中位价格为负,对应于 NL 较低的时段,如图图1b中所示。
图7. 截至 2023 年 8 月 31 日的年度现货价格每小时统计数据(澳元/MWh)
NL 的 5 分钟值与价格具有相当强的相关性 (55%)。然而,NL 与 每小时价格的中位数相关性非常强,如图 8 所示,当 NL 为负数时,24,527 个 5分钟间隔内的平均价格为 -18 澳元/MWh(当 NL 为负时,24,527 个 5分钟间隔中有 8,575 个为正,这些时间的平均价格为 17 澳元/MWh)
图8. 截至 2023 年 8 月 31 日的平均现货价格(澳元/MWh)和净负荷(按每小时最大值标准化)的每小时统计数据
3.相关文献
略
4.方法学
略
5.结果
图 11a 和 11b 显示了截至 2023 年 8 月 31 号期间的连续 7 天区块的净负荷(“2023 VRE”),同时假设 2023 年可变可再生电力的 160% “160% of 2023 VRE”。将图 11b 与图 11b 进行比较 11a 很明显,正如预期的那样,VRE增加至 2023 年数值的 160% 后会导致更多 负的NL 7 天区块。比较 2023 VRE 和 60% of 2023 VRE,附录 A、B 和 C 提供了运营需求、净负荷和可调度发电需求(如净负荷正值)的图表 (即连续 7 天、8 小时和 1 小时区块)
图11a 和 11b。假设2023 VRE(9a – 左)和 160% of 2023 VRE(9b – 右),连续 7 天区块的净负荷。
截至 2023 年 8 月 31 日的一年中每小时净负荷的持续时间曲线显示了 VRE 增加的影响。图12显示了2012年、2023年(截至2023年8月31日的一年)每小时净负荷的持续时间曲线,并假设2023年VRE的160%情况和2023年VRE的200%情况。2012 年,最低的小时平均 NL 为 223 MW,到 2023 年(截至 2023 年 8 月 31 日),VRE 在 SA 运营需求中所占比例增加了一倍多,因此最低小时平均 NL 已降至 -599MW,且 NL 为负数,为 2029( 在此期间共 8760) 小时。如果 VRE 扩大到 2023 年水平的 160%,每小时平均最小值将达到 -2,013MW(全年 NL 将有 5,294 小时为负)。重申一下,这里假设没有 VRE 的削减。VRE 削减不太可能影响负 NL 的小时数,但会影响 VRE 超过需求的程度(如果确实如此)。
图12. 2012 年、2023 年、2023 年 VRE 的 160% 和 2023 VRE 的 200% 的每小时平均净负载持续时间曲线
现在根据上一节中描述的逻辑来讨论储能对净负荷的影响,图 13 显示,在 200 GWh 储能的情况下,这足以几乎消除可调度发电的需要 - 只有 94 小时(101 GWh) ),NL 为正(即需要可调度发电来满足需求)。如果容量为 20 GWh,则可调度发电的需求将增加至 974 小时(835 GWh),如果存储容量为 5 GWh,则可调度发电的需求将增加至 1814 小时(1489 GWh)。
比较 X 轴和相关 NL 曲线界定的面积,储能回报迅速递减:前 5 GWh 减少的可调度发电需求大约与接下来的 15 GWh 一样多(小刘:20-5=15 GWh)。同样,这 15 GWh 的存储减少了大约与接下来的 180 GWh 一样多的可调度发电需求。
图13. 每小时平均净负荷持续时间曲线,假设 2023 VRE 的 160%情景,储能容量为 0、5、20、200 GWh
储能收益怎么会出现如此显着的下降?(Cebulla 等人,2017)笼统地将其解释为由于需要更大的储能来满足季节性需求。本期系列分析以南澳大利亚为例提供了详细的解释。表 1 列出了剩余 VRE 的月度数据(NL>0 时,该月所有小时的总 NL)、可调度发电需求(DGR)(储能前)(NL>0 时该月所有小时的总 NL)以及 5、20 和 200 GWh 储能案例后的充电、放电和 DGR 。数据显示正的DGR 存在季节性(夏季三个月的平均值约为冬季平均值的三分之一)。然而,五月(深秋)一个月的 DGR 明显高于其他月份。这与图 2 中提供的信息一致。
表中的结果显示,5 GWh 储能足以将 DGR 减少到较少数量(15-47 GWh),但仍保留大量冬季 DGR(168-244 GWh)。再增加 15 GWh 的储能量,可以使从春末到初秋的 DGR 降至零或接近于零,但在秋末和冬季期间仍然保持相当数量的 DGR(112-277 GWh)。另外增加 180 GWh 的储能量可将除 5 月(101 GWh)之外的所有月份的 DGR 降至0。
比较每个储能级别的充电和放电数量显示,5 GWh 储能的差异较小,20 GWh 储能的差异稍大,但 200 GWh 情况的差异更大,特别是在 5 月份,可以看到明显的月间变化( 净排放量为 106 GWh)。只有200 GWh的储能容量才足以将春季和夏季的剩余电量储存到随后的深秋和冬季,但即便如此,也不足以满足5月份的需求。
表1. 储能前剩余 VRE(当 VRE 超过需求时)、可调度发电需求 (DGR)、储能充电、储能放电和储能后 DGR 的每月测量,假设为 2023 年 VRE (GWh) 的 160%
储能收益下降的必然结果是较大电池的容量系数要低得多。5 GWh 电池的平均年(放电)容量系数为 2.1%,20 GWh 电池的容量系数为 0.9%,200 GWh 电池仅为 0.006%。
为了了解这些容量系数的含义,一年中每天(每 24 小时一次)完全放电的存储的(年)容量系数为1/24=4.2%。考虑到 5 GWh 储能容量为 2.1%,因此平均而言,该容量系数相当于每天释放一次约一半的容量(即 2.1%/4.2%)。相比之下,200 GWh 储能的年容量系数为0.006% (101GWh/(8760 小时*200 GWh)),因此可以认为一年内平均每天仅释放其容量的 0.001%。然而,如表 1 所示,假设总可再生能源发电容量比现在大 160%(可提供 4.3 TWh 的总剩余(储能前)),即使如此大量的储能量仍无法完全满足一年中所有月份的可调度需求 或最终用途总需求的 30%。
应该强调的是,这里使用的储能充电/放电算法忽略了往返损耗和电网约束。它还假设只要有多余的可再生能源发电,电池就会充电,直到充满为止。我们还假设排除可能影响可再生电力在电网上移动能力的电力系统限制(电压、系统强度)。在下一节中,我们讨论是否这些(和其他因素)可能表明该分析可能低估或高估了南澳电力供应脱碳储能的有效性。
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