澳洲电力市场停摆复盘与启示 发布时间:2022-07-20 浏览次数:2336

　　作为全球范围高度成熟、最为自由的电力市场之一，澳大利亚国家电力市场（NEM）的突然暂停，成为6月世界范围内能源电力行业关注的热点事件。

　　作为独立电力系统运营商，澳大利亚能源市场运营商（AEMO）运营着新南威尔士州、昆士兰州、南澳大利亚州、维多利亚和塔斯马尼亚州的电力市场。而此次事件的主角——NEM目前拥有6520万千瓦的综合发电能力，覆盖区域横跨澳大利亚东部和东南部海岸，距离约5000千米，注册参与者有504个，参与主体包括发电商、输电服务提供商、配电服务提供商和客户。对于一个运转20余年的国家级电力市场来说，这一次市场停摆具有重要的警示作用和借鉴意义。

　　多重因素叠加导致电力市场停摆

　　2022年6月15日，澳大利亚天然气和电力市场监管机构——AEMO宣布，从澳大利亚东部标准时间14时05分开始，暂停全国电力市场所有地区的现货市场。对于电力市场停摆，AEMO表示，为了满足6月14日昆士兰州和新南威尔士州的电力供需短缺，AEMO被迫“通过直接干预”将未经过投标的500万千瓦电量投入市场。虽然设法避免了负荷削减，AEMO明确表明“无法再以这种方式可靠地运行现货市场或电力系统”。面对极端的市场形势，暂停市场是确保民生和经济用电可靠性的上策。

　　从市场情况来看，6月12日，昆士兰州的电力现货价格达到了135.91万澳元（7天累计）的累计高价门槛。澳大利亚电力市场是按照发电机组的申报价格，在每半个小时的结算周期内，每5分钟平衡一次电力生产与需求，并根据电厂报价确定该5分钟的调度价格。每半小时平均一次6个调度价格，从而决定每个地区每半个小时的电力现货价格。每半小时内六个五分钟出清价格的平均值为半小时电量的结算价格。

　　在上述结算机制下，根据国家电力规则（NERs）规定的最高价格上限，当7天批发现货价格的滚动平均价格突破累积价格阈值（CPT）时，就会出现一个受管理的价格期，因此过高的电力现货市场价格自动触发了300澳元/兆瓦时的管理价格上限。NEM依靠发电机组在规定时间内以特定价格投标供应特定容量的电力。虽然规则要求最便宜的发电机首先投入运行，但AEMO决定哪些投标将被接受。

　　澳大利亚能源委员会（AEC）首席执行官Sarah McNamara指出，此次电力市场危机暴露出的一个关键问题是，价格上限机制是在1998年创建NEM时设计的，用于管理夏季热浪等短期事件，最高价格上限已经20多年没有更新，不适用于持续发展的市场现状。她表示，最高价格上限需要在500澳元/兆瓦时左右，才能确保所有电厂都能覆盖掉自身的发电成本。

　　与此同时，煤炭生产商正在限量供应燃料，以确保发电厂有足够的煤炭来满足早晚高峰负荷。AEMO公开发布的数据显示，截至2021年12月，NEM的总发电能力为6525.2万千瓦时。其中，煤电占比达到64.67%，仍是发电主力。McNamara表示，电厂通过在用电平段、低谷等时段故意报高发电价格将自己投出电力市场，从而将库存煤炭留用于用电高峰时期的高价发电，但在价格上限的机制下，这种煤炭配给制度“失灵”。在现行的NERs制度下，在AEMO能够引导其他发电机组启动之前，已经投标进入NEM的电厂“必须得到充分利用”，这无意中阻碍了煤炭储量低的发电机组参与投标。“主要问题不是发电机组的退出，而是自动价格上限干扰了市场的正常运作，并使电厂获得报酬的方式复杂化。”McNamara说。

　　从宏观层面来看，澳大利亚电力市场停摆是一系列问题在短期内迅速叠加造成的：全球能源短缺、现货价格的风险增加、寒冷潮湿的天气，以及电源方面非计划性的长期停运。连续两个月的风力不足、煤炭库存减少、暴雨减缓煤矿产量之后，澳大利亚在6月出现了一股猛烈的寒流。由于日照时间变短，太阳能发电量低于平均水平。此外，部分煤电机组的计划外停机使情况恶化。据估计，目前市场上2300万千瓦的燃煤发电容量中，有25%处于停运状态。

　　澳大利亚历来是全球重要的能源净出口国，包括煤炭和天然气。该国的净出口量占到其产量的2/3以上。2020年，澳大利亚约90%的黑煤产能和74%的天然气产量用于出口。地缘政治冲突下对俄罗斯实施的石油、天然气和煤炭制裁促使现有能源供应链积极地重新签订合同，这使化石燃料的全球价格推至创纪录的高位。与此同时，澳大利亚国内煤炭供应商表现不佳。由于今年早些时候的洪水事件，新南威尔士州的一些发电厂一直在努力确保足够的煤炭供应，但煤炭供应低于预期，再加上全球价格震荡，供应不确定性已导致澳大利亚黑煤现货市场价格飙升至每吨500澳元以上，这些价格是长期平均价格的4～5倍。澳大利亚第二大发电商Origin Energy早些时候表示，该公司面临着煤炭短供问题，其下辖位于新南威尔士州的Eraring电厂是澳大利亚最大的燃煤电厂，发电容量为290万千瓦。

　　由于澳大利亚电力市场形势的快速变化和不稳定的电源参与情况，澳大利亚能源监管机构（AER）在6月14日致NEM市场参与者的一封信中，特别警告正在从市场中撤出可用容量的发电厂要遵守市场规则义务。与此同时，澳大利亚能源市场委员会（AEMC）已着手制定举措提高对发电机组非计划停运的管控。为了应对越来越多的发电机组出于服役时间、盈利最大化考虑而转向周期性运行的现状，AEMC于今年5月发布了一项规则草案，强化对发电机组停运、检修等相关状况的管理，并要求发电机组在提交其预期可用性时提交“原因”和“召回时间”。

　　6月15日，AEMC推出了管理价格上限（APC）补偿程序，允许计划、非计划发电机组，计划内网络服务提供商，计划内负荷、辅助服务提供商和需求响应服务提供商在提供亏损保护的同时投标进入市场。根据这一补偿程序（并将适用于在AEMO暂停价格期间仍出力的发电厂），如果这些当事方在管理价格期间提供能源或其他服务并产生净损失，则可以要求赔偿。

　　6月22日，鉴于“市场状况明显改善”，AEMO启动了解除国家电力市场暂停的第一步。AEMO表示，虽然燃料供应仍然紧张，超过400万千瓦的产能已经恢复，市场将在没有实施价格上限的情况下重启。AEMO通过谨慎地监测市场情况后，逐步使市场恢复到正常的招标和调度情况。

　　能源危机加速可再生能源转型

　　为了快速过渡到以可再生能源为主导的电网，6月30日，AEMO发布了2022年综合系统计划（Integrated System Plan），概述了国家电力市场的30年投资路线图（见图）。AEMO首席执行官Daniel Westerman表示：“最近的国际事件和澳大利亚电力市场事件进一步加强了能源系统中可再生能源转型的必要性。投资低成本的可再生能源及必要的传输设施等，仍然是澳大利亚电力市场提供经济可靠能源、抵御国际市场冲击的最佳策略。”

　　在严格的经济和工程分析基础上，AEMO邀请了1500多家利益相关方,包括政策制定者、政府、消费者和能源行业代表，制定了第三个ISP。Westerman表示：“澳大利亚正在经历一场复杂、快速和不可逆转的能源转型。ISP为澳大利亚的能源转型提供了参考，基于基本输电投资的‘最佳发展路径’，将有效地使低成本、稳定的可再生能源取代现有的煤炭发电。这些传输项目预计将带来280亿美元的净市场效益，回报是其成本（127亿美元）的2.2倍，这只占NEM总发电、存储和网络投资的7%。”

　　作为制定ISP的一部分，AEMO和利益相关者在考虑了老化的发电厂、技术创新、经济、政府政策、能源安全和消费者选择后，确定了NEM最可能的未来，称为Step Change方案。

　　根据该方案，随着交通、供暖、烹饪和工业过程的电气化，以及目前60%的煤炭发电到2030年退出，到2050年电网的年用电量将增加一倍。为了保持安全、可靠和可负担的电力供应，澳大利亚的电力投资规模中，风能和太阳能容量将增加9倍，基础设施投资将增加3倍（可调度的存储、水力和燃气发电），分布式太阳能将增加近5倍。到2050年，电力需求几乎翻倍，而目前构成电网支柱的燃煤电厂的退役速度比宣布的要快，到2020年，60%的产能将被淘汰。

　　风能和太阳能发电能力的提升反过来会流向电网，过剩的产量有助于更早地淘汰更多的煤炭，并在10年内达到90%的可再生能源份额。同样值得注意的是，即使燃煤发电退出，燃气发电的份额也将大幅下降。天然气调峰电厂仍将被需要，但天然气发电产能将低于目前的水平——1000万千瓦。

　　Westerman在接受Renew Economy采访时表示，虽然颇具挑战性，但这种转型“非常令人兴奋和可行”。作为世界上重要的能源出口大国，澳大利亚无疑选择了一条“激进”的能源绿色转型路线。全球化背景下的能源危机屡见不鲜，政府和行业决策者对于形势的迅速判断、快速响应，是遏制并消除危机的关键。

（信息来源：中国电力企业管理）