中國儲能網(wǎng)訊：
摘要
2023 年，南澳大利亞州 (SA) 的電力結(jié)構(gòu)中的可變可再生電力 (VRE) 數(shù)量是全球比例最高的國家（葡萄牙）的兩倍。電力儲能也在快速增長，但對于電力供應(yīng)脫碳還沒有足夠的意義。需要更多的 VRE 和更多的儲能來實現(xiàn)政策目標。它是否負擔(dān)得起并且經(jīng)濟上合理？本文進行了時間序列分析，假設(shè)儲能的運行是為了最大限度地提高可調(diào)度化石燃料發(fā)電的替代量。分析表明，通過 VRE 擴展和儲存，將 SA 的滲透率提高到最終使用消耗的 90% 左右，將是負擔(dān)得起的且經(jīng)濟上合理的 。然而，儲能的效益下降表明，通過儲能并隨后使用可再生電力來取代最后 10% 的化石燃料，其隱含的碳減排成本將遠遠高于當(dāng)代碳社會成本的估計，而且也無法承受。需要非常大量的儲能才能接近完全脫碳供應(yīng)，因為大部分儲能很少使用。需要將目前預(yù)期的最便宜的長時儲能成本降低 20 倍，才能使通過儲能實現(xiàn)經(jīng)濟實惠且經(jīng)濟合理的完全脫碳。由于現(xiàn)在無法預(yù)見如此急劇的成本下降，政策可能會優(yōu)先考慮經(jīng)濟其他領(lǐng)域的脫碳，然后再通過儲能實現(xiàn)最后 10% 的電力脫碳。積極尋求其他（非儲能）脫碳途徑也很有價值。這包括鼓勵電力需求和可變可再生能源供應(yīng)之間建立更強的時間聯(lián)系，追求低碳或零碳可調(diào)度發(fā)電，以及尋求利用電動汽車中的儲能用于電網(wǎng)。
1.簡介
南澳大利亞州 (SA) 是構(gòu)成澳大利亞國家電力市場 (NEM) 的五個區(qū)域市場之一，到 2023 年，76% 的電力來自可變可再生能源 (VRE)：風(fēng)電場、屋頂太陽能和太陽能發(fā)電廠 ， 來源多少以該順序排列。南澳的 VRE 份額是澳大利亞第二高的州（維多利亞州）的兩倍多，也是全球比例最高的國家（葡萄牙）的兩倍多。
SA 還擁有充足的鋰電池儲能容量，可以滿足其年度高峰需求的六分之一左右。鋰電池儲能容量正在快速增長：鋰電池儲能是 2018 年在南非投產(chǎn)的首個并網(wǎng)鋰電池儲能（投產(chǎn)時全球最大的此類電池）投入運行的五倍。雖然SA的儲能現(xiàn)在正在為電力系統(tǒng)提供有用的頻率響應(yīng)服務(wù)，為輸電網(wǎng)絡(luò)提供保險服務(wù)，并在客戶場所小范圍使用，但它在SA電力脫碳方面仍然發(fā)揮著較小的作用：天然氣和柴油 - 南澳的發(fā)電和鄰近維多利亞州的燃煤發(fā)電仍然至關(guān)重要，以彌補南澳 VRE 的變化。
SA電力供應(yīng)的進一步脫碳將需要更多的可變可再生能源，以及更多的儲能來取代（可調(diào)度的）化石燃料發(fā)電。南澳大利亞州政府的愿望是到 2030 年實現(xiàn) 100% “凈” 可再生能源，并且澳大利亞政府已宣布對持續(xù)擴大 VRE 和儲能提供重大政策支持。但額外的儲能將取代多少可調(diào)度發(fā)電，建造它是否負擔(dān)得起且經(jīng)濟合理？出于這些問題，本文對 SA 中的儲能和 VRE 擴容進行了時間序列分析。
有大量以優(yōu)化為重點的文獻，主要集中在美國和歐洲，探討儲能在電力供應(yīng)脫碳中的作用。該類文獻的一個共同結(jié)論是，儲能容量（Capacity） 與 VRE 滲透率呈線性關(guān)系，但儲能能量(Energy)與 VRE 滲透率呈指數(shù)關(guān)系（Cebulla 等，2018）。這是預(yù)期的：隨著 VRE 滲透率的增加，儲能不僅可以用于每天定期轉(zhuǎn)移剩余的太陽能以滿足夜間需求，而且還可以將 VRE 從季節(jié)性過剩時期轉(zhuǎn)移到季節(jié)性短缺時期。雖然少量儲能可以定期提供晝夜變化，但需要大量很少使用的儲能來補償 VRE 供應(yīng)的季節(jié)性變化。然而，文獻對指數(shù)關(guān)系的性質(zhì)提出了廣泛不同的結(jié)論。這反映了方法、研究的許多輸入假設(shè)、VRE 可用性以及所檢查的特定區(qū)域的電力需求曲線的差異。
在此分析中，假設(shè)儲能的運行是為了最大限度地減少化石燃料發(fā)電的時移。這意味著，如果 VRE 超過需求，則剩余部分將被儲能，直到儲能充滿；當(dāng) VRE 滿足需求時，儲能的電力會優(yōu)先于化石燃料發(fā)電或進口。這一假設(shè)反映了化學(xué)儲能商業(yè)電站的選擇（在現(xiàn)有和擬議的儲能設(shè)施中占主導(dǎo)地位）并且具有較低的往返損失。這里使用的 VRE 和儲能技術(shù)成本基于澳大利亞國家科學(xué)局的官方估計（參見（Graham 等人，2023））。
南非的 VRE 滲透率已經(jīng)很高，這意味著可以通過按比例擴大現(xiàn)有 VRE 容量來對 VRE 發(fā)電量做出合理的預(yù)測，從而消除與主要資源建模相關(guān)的不確定性。
這里的分析支持基于模型的優(yōu)化（文獻表明這可能會產(chǎn)生廣泛不同的結(jié)果），有利于估計與不同 VRE 和儲能擴容場景相關(guān)的結(jié)果（脫碳貢獻和成本），并假設(shè)最終使用需求不變。該時間序列分析以每小時、每 8 小時、7 天和每月的時間段顯示儲能結(jié)果以及對替代化石燃料發(fā)電儲能的影響。 結(jié)果根據(jù)年度增量成本和隱性碳減排成本進行評估。在某些方面，政策影響是使用碳社會成本（SCC，-參見（美國環(huán)境保護局，2022））作為衡量標準。
關(guān)于為什么本分析中得出的估計低估或高估了封存對脫碳的影響以及隨之而來的成本和隱含的減排成本，可以提出各種論點?？偟膩碚f，關(guān)于低估的論點似乎更有道理。
該分析的主要結(jié)論是，在隱含碳減排成本低于碳社會成本的情況下，擴大 VRE 和儲能，使南澳州生產(chǎn)的 VRE 約占南澳最終用途電力需求的 90%（高于 2023 年的 71%）。盡管如此，仍需要大量的政策支持來實現(xiàn)這一結(jié)果，因為現(xiàn)貨市場不太可能提供足夠的收入來補償很少使用的儲能。超過 90% VRE 滲透率后，需要大量很少使用的儲能來季節(jié)性替代化石燃料發(fā)電。
本文的內(nèi)容如下：下一節(jié)描述南澳大利亞批發(fā)電力市場，涵蓋供應(yīng)、需求、聯(lián)絡(luò)、儲能和價格；第 3 節(jié)回顧了相關(guān)文獻，隨后描述了分析方法；第 5 節(jié)介紹了主要結(jié)果，然后對這些結(jié)果進行了討論。最后一部分總結(jié)并提出政策含義。
2.南澳電力批發(fā)市場介紹
這里的描述借鑒了 AEMO 發(fā)布的需求、供應(yīng)和價格數(shù)據(jù)，并摘自數(shù)據(jù)門戶 www.v-nem.org。
運營需求與凈負荷
下圖 1a 和 1b 顯示了截至 2023 年 8 月 31 日的一年中每小時 8760 點數(shù)據(jù)的運營需求 (OD) 和凈負荷（運營需求減去可變可再生能源）的每小時統(tǒng)計指標。凈負荷 (NL) 衡量減去可調(diào)度發(fā)電源（例如水力發(fā)電、天然氣發(fā)電、柴油發(fā)電或電池）剩余的需求。
雖然每小時 OD 中位數(shù)變化不大，但值得注意的是，每小時 OD 最小值在 14 點僅達到 5 MW，因為表后屋頂太陽能幾乎滿足了整個南澳大利亞的需求。相比之下，最大需求在 19 點達到 3,141 MW，此時屋頂太陽能裝機容量對減少 OD 沒有任何作用。
圖 1b 顯示每小時最小凈負荷在所有時間內(nèi)均為負值，并在 15 點達到最小值 744 MW。相比之下，NL 的每小時最大值為 18:00 的 2,690 MW。在13h00時，NL的中位數(shù)為-29 MW，在其兩側(cè)數(shù)小時內(nèi)僅為4 MW。
圖1a 和 1b. 截至 2023 年 8 月 31 日的全年運營需求 (1a) 和凈凈負荷 (1b) 的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)
隨著南澳大利亞可再生能源電力的擴張，NL 有所下降。2013年NL的年最小值為正值。此后，它已下降到2023年的最小值-862MW。這一趨勢也可以從圖2中看出，圖2顯示了從2019年到2018年每年NL的月中位數(shù)。2023 年，按最高月度 NL 中位數(shù)進行標準化。2023 年，NL 在該年 12 個月中有 9 個月處于歷史最低月度水平。2022 年，NL 在該年 12 個月中有 10 個月處于歷史最低月度水平。NL 的月度模式相當(dāng)一致：秋季最后幾個月（5 月）上升，然后冬季三個月（6 月至 8 月）較高，春季和夏季下降，直到初秋/中秋。盡管如此，月度變化的合理水平是可見的：2023 年，NL 在 5 月達到峰值，高于前 5 年的水平，但在 6 月遠低于前 5 年的水平。
圖2. 按 2019 年至 2023 年最高月度凈負荷中位數(shù)標準化的月度凈負荷中位數(shù)
將南澳大利亞州與維多利亞州的 5 分鐘運營需求進行比較，發(fā)現(xiàn)相關(guān)性（Pearson Product Moment，https://en.wikipedia.org/wiki/Pearson_correlation_coefficient）為 74%。NL 為 61%，相關(guān)性不太高。這一差異可能主要反映了 2023 年南澳大利亞可再生電力的比例（占南澳大利亞最終使用需求的 71%）遠高于維多利亞州的 37%。
供應(yīng)
圖 3a 和 3b 顯示了 VRE 和天然氣發(fā)電的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)，這兩種發(fā)電量合計占 2023 年南澳大利亞發(fā)電量的 98.6%（分別為 75.1% 和 23.5%）。電池發(fā)電（0.5%）和柴油發(fā)電（0.2%） ) 占其余數(shù)據(jù)。SA有 23 個正在運營的風(fēng)電場，沒有一個風(fēng)電場顯著大于其他風(fēng)電場。有 20 個正在運營的太陽能電站，但 4 個電站占了 90% 的容量。南澳大利亞州的屋頂太陽能人均滲透率是澳大利亞最高的，并且迄今為止以占電網(wǎng)需求的百分比表示的比例最高（南澳大利亞州為 25%，而昆士蘭州/新南威爾士州/維多利亞/塔斯馬尼亞對應(yīng)為 14%/11%/11% 和 3%）。
圖 3a 顯示了 18 點至 6 點之間穩(wěn)定的 VRE 中值，約為 800 MW，然后在白天出現(xiàn)拋物線凸起，這主要是由于屋頂太陽能發(fā)電造成的。然而，每小時的 p5 和 p95 值與 18:00 顯示出很大但一致的差異，約為 1,600 MW。一天中任意時刻 VRE 容量的最大差異為上午 11 點 3,026 MW。
圖 3b 顯示，天然氣發(fā)電量通常會在 10 點至 15 點之間下降到非常低的水平，但會上升到晚上的峰值，然后下降到較低但合理的恒定水平，直到上午 10 點。與 VRE 一樣，p5 和 p95 水平之間存在很大差異，但與 VRE 不同的是，它在幾個小時內(nèi)不一致 - 晚上高峰期間的中位數(shù)約為一天中其余時間水平的兩倍。
圖3a和3b。截至 2023 年 8 月 31 日的可變可再生電力 (VRE) (3a) 和天然氣發(fā)電 (3b) 的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)
圖 4 顯示了太陽能發(fā)電的明顯季節(jié)性變化（冬季約為夏季的三分之一），大約被天然氣發(fā)電所抵消（冬季約為夏季的兩倍）。風(fēng)力發(fā)電量沒有表現(xiàn)出明顯的夏季/冬季差異，但秋季風(fēng)力發(fā)電量明顯低于其他季節(jié)。
圖4. 2023 年按燃料類型劃分的月平均發(fā)電量
柴油發(fā)電量達 31 GWh（占總產(chǎn)量的 0.2%），有 12 臺機組能夠利用柴油發(fā)電（其中一些機組與天然氣混燒）。雖然柴油在能源生產(chǎn)中發(fā)揮的作用很小，但它在電力供應(yīng)方面發(fā)揮著重要作用，每月峰值發(fā)電量通常在晚高峰時在 150 MW 至 410 MW 之間。
聯(lián)絡(luò)
南澳大利亞州通過 200 kV 直流聯(lián)絡(luò)線 (Murraylink) 和 500 kV 交流聯(lián)絡(luò)線 (Heywood) 連接到維多利亞州。新南威爾士州的第三條聯(lián)絡(luò)線路（EnergyConnect）目前正在建設(shè)中。圖 5 顯示了截至 2023 年 8 月 31 日的一年內(nèi)聯(lián)絡(luò)線路凈流量的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)（正值為進口）。該圖表顯示，SA 通常（中位數(shù)）從 10:00 到 16:00 輸出，并在剩余時間內(nèi)輸入。2023 年，Murraylink 的平均每小時凈輸入量為 50 MW，Heywood 的平均每小時凈輸入量為 44 MW，年凈輸入量為 94 MW。這是 2023 年南澳大利亞平均 OD（1,282 MW）的 7.3%。然而，在每小時輸入高峰（約 800 MW）或每小時輸出高峰（約 650 MW）時，聯(lián)絡(luò)線顯然在南澳大利亞的供需中發(fā)揮了更大的作用。對 5 分鐘數(shù)據(jù)的檢查顯示，年度凈輸入總量為 780 GWh（輸入 1868 GWh，輸出 1087 GWh?？紤]到SA現(xiàn)貨價格（見圖 7），正如預(yù)期的那樣，輸出收到的加權(quán)平均價格為 4 澳元/ MWh，但輸入的加權(quán)平均價格為 139 澳元/MWh。
圖5. 截至 2023 年 8 月 31 日的年度聯(lián)絡(luò)潮流每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)
將南澳州的需求、風(fēng)力發(fā)電、太陽能發(fā)電、VRE 和 價格與維多利亞州的需求、風(fēng)力發(fā)電、太陽能發(fā)電、VRE 和價格（根據(jù) 30 分鐘時差進行調(diào)整）關(guān)聯(lián)比較，顯示出 5 分鐘需求值的高度相關(guān)性（74 %），風(fēng)電相關(guān)性在合理范圍（55%），太陽能發(fā)電相關(guān)性極高（89%），VRE相關(guān)性較高（69%），而價格相關(guān)性較弱（33%）。然而，南澳州和維多利亞州一天 24 小時的 中位數(shù)/平均 每小時價格具有極高的相關(guān)性 (99%/97%)。
儲能
2017年，隨著 Hornsdale Power Reserve（“特斯拉大電池”）一期（100MW）的快速開發(fā)，南澳大利亞成為全球關(guān)注的焦點，該電池是當(dāng)時全球最大的此類電池，僅63天就投入使用，簽署并網(wǎng)協(xié)議。此后，擴建50%，并增建7個電池（其中4個為小于6MW的嵌入式電池，1個發(fā)電容量為 251MW），使得2023年底總儲能容量為 471MW，能量為 521MWh。在撰寫本文時，已“承諾”開發(fā) 1 個電池（42 MW/84 MWh），“預(yù)計”開發(fā)另外 3 個電池（320MW/701 MWh）以及 39 個電池（5,589 MW/6,634MWh） ）已 “公開宣布”。
圖 6 顯示了電池放電和充電的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)（不包括 250 MW Torrens Island BESS ，該電池正在運行和測試中，但在研究期結(jié)束時尚未投入使用）。中位數(shù)顯示了價格可能較低時（夜間和太陽能充足時）的預(yù)期充電和價格較高時（化石燃料發(fā)電充足時）的預(yù)期放電。
圖6. 截至2023年8月31日全年電池放電和充電的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)
批發(fā)價格
現(xiàn)貨市場的批發(fā)（現(xiàn)貨）（對于大于 30 MW 的發(fā)電機）價格每五分鐘強制性確定一次。對來自輸電系統(tǒng)的發(fā)電資源支付單一價格，并支付給 AEMO 調(diào)度的南澳大利亞所有并網(wǎng)發(fā)電機。正式的價格計算采用為滿足阿德萊德區(qū)域參考節(jié)點（Adelaide Regional Reference Node）需求而調(diào)度的發(fā)電機的最高價格。
圖 7 顯示了截至2023年8月31日的南澳現(xiàn)貨電價統(tǒng)計數(shù)據(jù)。每小時最低價格通常在-1000 澳元/MWh左右，每小時最高價格在幾個小時內(nèi)升至16,600 澳元/MWh，且任何小時內(nèi)不低于1000澳元/MWh。未顯示最大和最小的小時值，因為縮放會隱藏 p5 和 p95 之間的價格信息。值得注意的是， 10h00 到 14h00 的中位價格為負，對應(yīng)于 NL 較低的時段，如圖圖1b中所示。
圖7. 截至 2023 年 8 月 31 日的年度現(xiàn)貨價格每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)（澳元/MWh）
NL 的 5 分鐘值與價格具有相當(dāng)強的相關(guān)性 (55%)。然而，NL 與 每小時價格的中位數(shù)相關(guān)性非常強，如圖 8 所示，當(dāng) NL 為負數(shù)時，24,527 個 5分鐘間隔內(nèi)的平均價格為 -18 澳元/MWh（當(dāng) NL 為負時，24,527 個 5分鐘間隔中有 8,575 個為正，這些時間的平均價格為 17 澳元/MWh）
圖8. 截至 2023 年 8 月 31 日的平均現(xiàn)貨價格（澳元/MWh）和凈負荷（按每小時最大值標準化）的每小時統(tǒng)計數(shù)據(jù)
3.相關(guān)文獻
略
4.方法學(xué)
略
5.結(jié)果
圖 11a 和 11b 顯示了截至 2023 年 8 月 31 號期間的連續(xù) 7 天區(qū)塊的凈負荷（“2023 VRE”），同時假設(shè) 2023 年可變可再生電力的 160% “160% of 2023 VRE”。將圖 11b 與圖 11b 進行比較 11a 很明顯，正如預(yù)期的那樣，VRE增加至 2023 年數(shù)值的 160% 后會導(dǎo)致更多 負的NL 7 天區(qū)塊。比較 2023 VRE 和 60% of 2023 VRE，附錄 A、B 和 C 提供了運營需求、凈負荷和可調(diào)度發(fā)電需求（如凈負荷正值）的圖表 （即連續(xù) 7 天、8 小時和 1 小時區(qū)塊）
圖11a 和 11b。假設(shè)2023 VRE（9a – 左）和 160% of 2023 VRE（9b – 右），連續(xù) 7 天區(qū)塊的凈負荷。
截至 2023 年 8 月 31 日的一年中每小時凈負荷的持續(xù)時間曲線顯示了 VRE 增加的影響。圖12顯示了2012年、2023年（截至2023年8月31日的一年）每小時凈負荷的持續(xù)時間曲線，并假設(shè)2023年VRE的160%情況和2023年VRE的200%情況。2012 年，最低的小時平均 NL 為 223 MW，到 2023 年（截至 2023 年 8 月 31 日），VRE 在 SA 運營需求中所占比例增加了一倍多，因此最低小時平均 NL 已降至 -599MW，且 NL 為負數(shù)，為 2029（ 在此期間共 8760) 小時。如果 VRE 擴大到 2023 年水平的 160%，每小時平均最小值將達到 -2,013MW（全年 NL 將有 5,294 小時為負）。重申一下，這里假設(shè)沒有 VRE 的削減。VRE 削減不太可能影響負 NL 的小時數(shù)，但會影響 VRE 超過需求的程度（如果確實如此）。
圖12. 2012 年、2023 年、2023 年 VRE 的 160% 和 2023 VRE 的 200% 的每小時平均凈負載持續(xù)時間曲線
現(xiàn)在根據(jù)上一節(jié)中描述的邏輯來討論儲能對凈負荷的影響，圖 13 顯示，在 200 GWh 儲能的情況下，這足以幾乎消除可調(diào)度發(fā)電的需要 - 只有 94 小時（101 GWh） ），NL 為正（即需要可調(diào)度發(fā)電來滿足需求）。如果容量為 20 GWh，則可調(diào)度發(fā)電的需求將增加至 974 小時（835 GWh），如果存儲容量為 5 GWh，則可調(diào)度發(fā)電的需求將增加至 1814 小時（1489 GWh）。
比較 X 軸和相關(guān) NL 曲線界定的面積，儲能回報迅速遞減：前 5 GWh 減少的可調(diào)度發(fā)電需求大約與接下來的 15 GWh 一樣多（小劉：20-5=15 GWh）。同樣，這 15 GWh 的存儲減少了大約與接下來的 180 GWh 一樣多的可調(diào)度發(fā)電需求。
圖13. 每小時平均凈負荷持續(xù)時間曲線，假設(shè) 2023 VRE 的 160%情景，儲能容量為 0、5、20、200 GWh
儲能收益怎么會出現(xiàn)如此顯著的下降？（Cebulla 等人，2017）籠統(tǒng)地將其解釋為由于需要更大的儲能來滿足季節(jié)性需求。本期系列分析以南澳大利亞為例提供了詳細的解釋。表 1 列出了剩余 VRE 的月度數(shù)據(jù)（NL>0 時，該月所有小時的總 NL）、可調(diào)度發(fā)電需求（DGR）（儲能前）（NL>0 時該月所有小時的總 NL）以及 5、20 和 200 GWh 儲能案例后的充電、放電和 DGR 。數(shù)據(jù)顯示正的DGR 存在季節(jié)性（夏季三個月的平均值約為冬季平均值的三分之一）。然而，五月（深秋）一個月的 DGR 明顯高于其他月份。這與圖 2 中提供的信息一致。
表中的結(jié)果顯示，5 GWh 儲能足以將 DGR 減少到較少數(shù)量（15-47 GWh），但仍保留大量冬季 DGR（168-244 GWh）。再增加 15 GWh 的儲能量，可以使從春末到初秋的 DGR 降至零或接近于零，但在秋末和冬季期間仍然保持相當(dāng)數(shù)量的 DGR（112-277 GWh）。另外增加 180 GWh 的儲能量可將除 5 月（101 GWh）之外的所有月份的 DGR 降至0。
比較每個儲能級別的充電和放電數(shù)量顯示，5 GWh 儲能的差異較小，20 GWh 儲能的差異稍大，但 200 GWh 情況的差異更大，特別是在 5 月份，可以看到明顯的月間變化（ 凈排放量為 106 GWh）。只有200 GWh的儲能容量才足以將春季和夏季的剩余電量儲存到隨后的深秋和冬季，但即便如此，也不足以滿足5月份的需求。
表1. 儲能前剩余 VRE（當(dāng) VRE 超過需求時）、可調(diào)度發(fā)電需求 (DGR)、儲能充電、儲能放電和儲能后 DGR 的每月測量，假設(shè)為 2023 年 VRE (GWh) 的 160%
儲能收益下降的必然結(jié)果是較大電池的容量系數(shù)要低得多。5 GWh 電池的平均年（放電）容量系數(shù)為 2.1%，20 GWh 電池的容量系數(shù)為 0.9%，200 GWh 電池僅為 0.006%。
為了了解這些容量系數(shù)的含義，一年中每天（每 24 小時一次）完全放電的存儲的（年）容量系數(shù)為1/24=4.2%?？紤]到 5 GWh 儲能容量為 2.1%，因此平均而言，該容量系數(shù)相當(dāng)于每天釋放一次約一半的容量（即 2.1%/4.2%）。相比之下，200 GWh 儲能的年容量系數(shù)為0.006% （101GWh/（8760 小時*200 GWh）），因此可以認為一年內(nèi)平均每天僅釋放其容量的 0.001%。然而，如表 1 所示，假設(shè)總可再生能源發(fā)電容量比現(xiàn)在大 160%（可提供 4.3 TWh 的總剩余（儲能前）），即使如此大量的儲能量仍無法完全滿足一年中所有月份的可調(diào)度需求 或最終用途總需求的 30%。
應(yīng)該強調(diào)的是，這里使用的儲能充電/放電算法忽略了往返損耗和電網(wǎng)約束。它還假設(shè)只要有多余的可再生能源發(fā)電，電池就會充電，直到充滿為止。我們還假設(shè)排除可能影響可再生電力在電網(wǎng)上移動能力的電力系統(tǒng)限制（電壓、系統(tǒng)強度）。在下一節(jié)中，我們討論是否這些（和其他因素）可能表明該分析可能低估或高估了南澳電力供應(yīng)脫碳儲能的有效性。
6.討論
7.結(jié)論和政策影響
