作為全球范圍高度成熟、最為自由的電力市場之一，澳大利亞國家電力市場（NEM）的突然暫停，成為6月世界范圍內(nèi)能源電力行業(yè)關(guān)注的熱點事件。
（來源：中國電力企業(yè)管理 作者：編譯 李天嬌）
作為獨立電力系統(tǒng)運營商，澳大利亞能源市場運營商（AEMO）運營著新南威爾士州、昆士蘭州、南澳大利亞州、維多利亞和塔斯馬尼亞州的電力市場。而此次事件的主角——NEM目前擁有6520萬千瓦的綜合發(fā)電能力，覆蓋區(qū)域橫跨澳大利亞東部和東南部海岸，距離約5000千米，注冊參與者有504個，參與主體包括發(fā)電商、輸電服務(wù)提供商、配電服務(wù)提供商和客戶。對于一個運轉(zhuǎn)20余年的國家級電力市場來說，這一次市場停擺具有重要的警示作用和借鑒意義。
多重因素疊加導(dǎo)致電力市場停擺
2022年6月15日，澳大利亞天然氣和電力市場監(jiān)管機構(gòu)——AEMO宣布，從澳大利亞東部標(biāo)準(zhǔn)時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區(qū)的現(xiàn)貨市場。對于電力市場停擺，AEMO表示，為了滿足6月14日昆士蘭州和新南威爾士州的電力供需短缺，AEMO被迫“通過直接干預(yù)”將未經(jīng)過投標(biāo)的500萬千瓦電量投入市場。雖然設(shè)法避免了負荷削減，AEMO明確表明“無法再以這種方式可靠地運行現(xiàn)貨市場或電力系統(tǒng)”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經(jīng)濟用電可靠性的上策。
從市場情況來看，6月12日，昆士蘭州的電力現(xiàn)貨價格達到了135.91萬澳元（7天累計）的累計高價門檻。澳大利亞電力市場是按照發(fā)電機組的申報價格，在每半個小時的結(jié)算周期內(nèi)，每5分鐘平衡一次電力生產(chǎn)與需求，并根據(jù)電廠報價確定該5分鐘的調(diào)度價格。每半小時平均一次6個調(diào)度價格，從而決定每個地區(qū)每半個小時的電力現(xiàn)貨價格。每半小時內(nèi)六個五分鐘出清價格的平均值為半小時電量的結(jié)算價格。
在上述結(jié)算機制下，根據(jù)國家電力規(guī)則（NERs）規(guī)定的最高價格上限，當(dāng)7天批發(fā)現(xiàn)貨價格的滾動平均價格突破累積價格閾值（CPT）時，就會出現(xiàn)一個受管理的價格期，因此過高的電力現(xiàn)貨市場價格自動觸發(fā)了300澳元/兆瓦時的管理價格上限。NEM依靠發(fā)電機組在規(guī)定時間內(nèi)以特定價格投標(biāo)供應(yīng)特定容量的電力。雖然規(guī)則要求最便宜的發(fā)電機首先投入運行，但AEMO決定哪些投標(biāo)將被接受。
澳大利亞能源委員會（AEC）首席執(zhí)行官Sarah McNamara指出，此次電力市場危機暴露出的一個關(guān)鍵問題是，價格上限機制是在1998年創(chuàng)建NEM時設(shè)計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經(jīng)20多年沒有更新，不適用于持續(xù)發(fā)展的市場現(xiàn)狀。她表示，最高價格上限需要在500澳元/兆瓦時左右，才能確保所有電廠都能覆蓋掉自身的發(fā)電成本。
與此同時，煤炭生產(chǎn)商正在限量供應(yīng)燃料，以確保發(fā)電廠有足夠的煤炭來滿足早晚高峰負荷。AEMO公開發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2021年12月，NEM的總發(fā)電能力為6525.2萬千瓦時。其中，煤電占比達到64.67%，仍是發(fā)電主力。McNamara表示，電廠通過在用電平段、低谷等時段故意報高發(fā)電價格將自己投出電力市場，從而將庫存煤炭留用于用電高峰時期的高價發(fā)電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現(xiàn)行的NERs制度下，在AEMO能夠引導(dǎo)其他發(fā)電機組啟動之前，已經(jīng)投標(biāo)進入NEM的電廠“必須得到充分利用”，這無意中阻礙了煤炭儲量低的發(fā)電機組參與投標(biāo)?！爸饕獑栴}不是發(fā)電機組的退出，而是自動價格上限干擾了市場的正常運作，并使電廠獲得報酬的方式復(fù)雜化?！盡cNamara說。
從宏觀層面來看，澳大利亞電力市場停擺是一系列問題在短期內(nèi)迅速疊加造成的：全球能源短缺、現(xiàn)貨價格的風(fēng)險增加、寒冷潮濕的天氣，以及電源方面非計劃性的長期停運。連續(xù)兩個月的風(fēng)力不足、煤炭庫存減少、暴雨減緩煤礦產(chǎn)量之后，澳大利亞在6月出現(xiàn)了一股猛烈的寒流。由于日照時間變短，太陽能發(fā)電量低于平均水平。此外，部分煤電機組的計劃外停機使情況惡化。據(jù)估計，目前市場上2300萬千瓦的燃煤發(fā)電容量中，有25%處于停運狀態(tài)。
澳大利亞歷來是全球重要的能源凈出口國，包括煤炭和天然氣。該國的凈出口量占到其產(chǎn)量的2/3以上。2020年，澳大利亞約90%的黑煤產(chǎn)能和74%的天然氣產(chǎn)量用于出口。地緣政治沖突下對俄羅斯實施的石油、天然氣和煤炭制裁促使現(xiàn)有能源供應(yīng)鏈積極地重新簽訂合同，這使化石燃料的全球價格推至創(chuàng)紀(jì)錄的高位。與此同時，澳大利亞國內(nèi)煤炭供應(yīng)商表現(xiàn)不佳。由于今年早些時候的洪水事件，新南威爾士州的一些發(fā)電廠一直在努力確保足夠的煤炭供應(yīng)，但煤炭供應(yīng)低于預(yù)期，再加上全球價格震蕩，供應(yīng)不確定性已導(dǎo)致澳大利亞黑煤現(xiàn)貨市場價格飆升至每噸500澳元以上，這些價格是長期平均價格的4～5倍。澳大利亞第二大發(fā)電商Origin Energy早些時候表示，該公司面臨著煤炭短供問題，其下轄位于新南威爾士州的Eraring電廠是澳大利亞最大的燃煤電廠，發(fā)電容量為290萬千瓦。
由于澳大利亞電力市場形勢的快速變化和不穩(wěn)定的電源參與情況，澳大利亞能源監(jiān)管機構(gòu)（AER）在6月14日致NEM市場參與者的一封信中，特別警告正在從市場中撤出可用容量的發(fā)電廠要遵守市場規(guī)則義務(wù)。與此同時，澳大利亞能源市場委員會（AEMC）已著手制定舉措提高對發(fā)電機組非計劃停運的管控。為了應(yīng)對越來越多的發(fā)電機組出于服役時間、盈利最大化考慮而轉(zhuǎn)向周期性運行的現(xiàn)狀，AEMC于今年5月發(fā)布了一項規(guī)則草案，強化對發(fā)電機組停運、檢修等相關(guān)狀況的管理，并要求發(fā)電機組在提交其預(yù)期可用性時提交“原因”和“召回時間”。
6月15日，AEMC推出了管理價格上限（APC）補償程序，允許計劃、非計劃發(fā)電機組，計劃內(nèi)網(wǎng)絡(luò)服務(wù)提供商，計劃內(nèi)負荷、輔助服務(wù)提供商和需求響應(yīng)服務(wù)提供商在提供虧損保護的同時投標(biāo)進入市場。根據(jù)這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發(fā)電廠），如果這些當(dāng)事方在管理價格期間提供能源或其他服務(wù)并產(chǎn)生凈損失，則可以要求賠償。
6月22日，鑒于“市場狀況明顯改善”，AEMO啟動了解除國家電力市場暫停的第一步。AEMO表示，雖然燃料供應(yīng)仍然緊張，超過400萬千瓦的產(chǎn)能已經(jīng)恢復(fù)，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監(jiān)測市場情況后，逐步使市場恢復(fù)到正常的招標(biāo)和調(diào)度情況。
能源危機加速可再生能源轉(zhuǎn)型
為了快速過渡到以可再生能源為主導(dǎo)的電網(wǎng)，6月30日，AEMO發(fā)布了2022年綜合系統(tǒng)計劃（Integrated System Plan），概述了國家電力市場的30年投資路線圖（見圖）。AEMO首席執(zhí)行官Daniel Westerman表示：“最近的國際事件和澳大利亞電力市場事件進一步加強了能源系統(tǒng)中可再生能源轉(zhuǎn)型的必要性。投資低成本的可再生能源及必要的傳輸設(shè)施等，仍然是澳大利亞電力市場提供經(jīng)濟可靠能源、抵御國際市場沖擊的最佳策略?！?/p>
在嚴格的經(jīng)濟和工程分析基礎(chǔ)上，AEMO邀請了1500多家利益相關(guān)方,包括政策制定者、政府、消費者和能源行業(yè)代表，制定了第三個ISP。Westerman表示：“澳大利亞正在經(jīng)歷一場復(fù)雜、快速和不可逆轉(zhuǎn)的能源轉(zhuǎn)型。ISP為澳大利亞的能源轉(zhuǎn)型提供了參考，基于基本輸電投資的‘最佳發(fā)展路徑’，將有效地使低成本、穩(wěn)定的可再生能源取代現(xiàn)有的煤炭發(fā)電。這些傳輸項目預(yù)計將帶來280億美元的凈市場效益，回報是其成本（127億美元）的2.2倍，這只占NEM總發(fā)電、存儲和網(wǎng)絡(luò)投資的7%?！?/p>
作為制定ISP的一部分，AEMO和利益相關(guān)者在考慮了老化的發(fā)電廠、技術(shù)創(chuàng)新、經(jīng)濟、政府政策、能源安全和消費者選擇后，確定了NEM最可能的未來，稱為Step Change方案。
根據(jù)該方案，隨著交通、供暖、烹飪和工業(yè)過程的電氣化，以及目前60%的煤炭發(fā)電到2030年退出，到2050年電網(wǎng)的年用電量將增加一倍。為了保持安全、可靠和可負擔(dān)的電力供應(yīng)，澳大利亞的電力投資規(guī)模中，風(fēng)能和太陽能容量將增加9倍，基礎(chǔ)設(shè)施投資將增加3倍（可調(diào)度的存儲、水力和燃氣發(fā)電），分布式太陽能將增加近5倍。到2050年，電力需求幾乎翻倍，而目前構(gòu)成電網(wǎng)支柱的燃煤電廠的退役速度比宣布的要快，到2020年，60%的產(chǎn)能將被淘汰。
風(fēng)能和太陽能發(fā)電能力的提升反過來會流向電網(wǎng)，過剩的產(chǎn)量有助于更早地淘汰更多的煤炭，并在10年內(nèi)達到90%的可再生能源份額。同樣值得注意的是，即使燃煤發(fā)電退出，燃氣發(fā)電的份額也將大幅下降。天然氣調(diào)峰電廠仍將被需要，但天然氣發(fā)電產(chǎn)能將低于目前的水平——1000萬千瓦。
Westerman在接受Renew Economy采訪時表示，雖然頗具挑戰(zhàn)性，但這種轉(zhuǎn)型“非常令人興奮和可行”。作為世界上重要的能源出口大國，澳大利亞無疑選擇了一條“激進”的能源綠色轉(zhuǎn)型路線。全球化背景下的能源危機屢見不鮮，政府和行業(yè)決策者對于形勢的迅速判斷、快速響應(yīng)，是遏制并消除危機的關(guān)鍵。（以上內(nèi)容綜合整理自POWER、Renew Economy）
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