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月世界范圍內能源電力行業關注的熱點事件。

（來源：中國電力企業管理 作者：編譯 李天嬌）

作為獨立電力系統運營商，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6520萬千瓦的綜合發電能力，覆蓋區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，參與主體包括發電商、輸電服務提供商、配電服務提供商和客戶。對于一個運轉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管機構——AEMO宣布，從澳大利亞東部標準時間14時05分開始，暫停全國電力市場所有地區的現貨市場。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”將未經過投標的500萬千瓦電量投入市場。雖然設法避免了負荷削減，AEMO明確表明“無法再以這種方式可靠地運行現貨市場或電力系統”。面對極端的市場形勢，暫停市場是確保民生和經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電機組的申報價格，在每半個小時的結算周期內，每5分鐘平衡一次電力生產與需求，并根據電廠報價確定該5分鐘的調度價格。每半小時平均一次6個調度價格，從而決定每個地區每半個小時的電力現貨價格。每半小時內六個五分鐘出清價格的平均值為半小時電量的結算價格。

在上述結算機制下，根據國家電力規則（NERs）規定的最高價格上限，當7天批發現貨價格的滾動平均價格突破累積價格閾值（CPT）時，就會出現一個受管理的價格期，因此過高的電力現貨市場價格自動觸發了300澳元/兆瓦時的管理價格上限。NEM依靠發電機組在規定時間內以特定價格投標供應特定容量的電力。雖然規則要求最便宜的發電機首先投入運行，但AEMO決定哪些投標將被接受。

澳大利亞能源委員會（AEC）首席執行官Sarah McNamara指出，此次電力市場危機暴露出的一個關鍵問題是，價格上限機制是在1998年創建NEM時設計的，用于管理夏季熱浪等短期事件，最高價格上限已經20多年沒有更新，不適用于持續發展的市場現狀。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電成本。

與此同時，煤炭生產商正在限量供應燃料，以確保發電廠有足夠的煤炭來滿足早晚高峰負荷。AEMO公開發布的數據顯示，截至2021年12月，NEM的總發電能力為6525.2萬千瓦時。其中，煤電占比達到64.67%，仍是發電主力。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電，但在價格上限的機制下，這種煤炭配給制度“失靈”。在現行的NERs制度下，在AEMO能夠引導其他發電機組啟動之前，已經投標進入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電機組參與投標。“主要問題不是發電機組的退出，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雜化。”McNamara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迅速疊加造成的：全球能源短缺、現貨價格的風險增加、寒冷潮濕的天氣，以及電源方面非計劃性的長期停運。連續兩個月的風力不足、煤炭庫存減少、暴雨減緩煤礦產量之后，澳大利亞在6月出現了一股猛烈的寒流。由于日照時間變短，太陽能發電量低于平均水平。此外，部分煤電機組的計劃外停機使情況惡化。據估計，目前市場上2300萬千瓦的燃煤發電容量中，有25%處于停運狀態。

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量的2/3以上。2020年，澳大利亞約90%的黑煤產能和74%的天然氣產量用于出口。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有能源供應鏈積極地重新簽訂合同，這使化石燃料的全球價格推至創紀錄的高位。與此同時，澳大利亞國內煤炭供應商表現不佳。由于今年早些時候的洪水事件，新南威爾士州的一些發電廠一直在努力確保足夠的煤炭供應，但煤炭供應低于預期，再加上全球價格震蕩，供應不確定性已導致澳大利亞黑煤現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定的電源參與情況，澳大利亞能源監管機構（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電廠要遵守市場規則義務。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電機組非計劃停運的管控。為了應對越來越多的發電機組出于服役時間、盈利最大化考慮而轉向周期性運行的現狀，AEMC于今年5月發布了一項規則草案，強化對發電機組停運、檢修等相關狀況的管理，并要求發電機組在提交其預期可用性時提交“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、非計劃發電機組，計劃內網絡服務提供商，計劃內負荷、輔助服務提供商和需求響應服務提供商在提供虧損保護的同時投標進入市場。根據這一補償程序（并將適用于在AEMO暫停價格期間仍出力的發電廠），如果這些當事方在管理價格期間提供能源或其他服務并產生凈損失，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，雖然燃料供應仍然緊張，超過400萬千瓦的產能已經恢復，市場將在沒有實施價格上限的情況下重啟。AEMO通過謹慎地監測市場情況后，逐步使市場恢復到正常的招標和調度情況。

能源危機加速可再生能源轉型

為了快速過渡到以可再生能源為主導的電網，6月30日，AEMO發布了2022年綜合系統計劃（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中可再生能源轉型的必要性。投資低成本的可再生能源及必要的傳輸設施等，仍然是澳大利亞電力市場提供經濟可靠能源、抵御國際市場沖擊的最佳策略。”

在嚴格的經濟和工程分析基礎上，AEMO邀請了1500多家利益相關方,包括政策制定者、政府、消費者和能源行業代表，制定了第三個ISP。Westerman表示：“澳大利亞正在經歷一場復雜、快速和不可逆轉的能源轉型。ISP為澳大利亞的能源轉型提供了參考，基于基本輸電投資的‘最佳發展路徑’，將有效地使低成本、穩定的可再生能源取代現有的煤炭發電。這些傳輸項目預計將帶來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總發電、存儲和網絡投資的7%。”

作為制定ISP的一部分，AEMO和利益相關者在考慮了老化的發電廠、技術創新、經濟、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。

根據該方案，隨著交通、供暖、烹飪和工業過程的電氣化，以及目前60%的煤炭發電到2030年退出，到2050年電網的年用電量將增加一倍。為了保持安全、可靠和可負擔的電力供應，澳大利亞的電力投資規模中，風能和太陽能容量將增加9倍，基礎設施投資將增加3倍（可調度的存儲、水力和燃氣發電），分布式太陽能將增加近5倍。到2050年，電力需求幾乎翻倍，而目前構成電網支柱的燃煤電廠的退役速度比宣布的要快，到2020年，60%的產能將被淘汰。

風能和太陽能發電能力的提升反過來會流向電網，過剩的產量有助于更早地淘汰更多的煤炭，并在10年內達到90%的可再生能源份額。同樣值得注意的是，即使燃煤發電退出，燃氣發電的份額也將大幅下降。天然氣調峰電廠仍將被需要，但天然氣發電產能將低于目前的水平——1000萬千瓦。

Westerman在接受Renew Economy采訪時表示，雖然頗具挑戰性，但這種轉型“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”的能源綠色轉型路線。全球化背景下的能源危機屢見不鮮，政府和行業決策者對于形勢的迅速判斷、快速響應，是遏制并消除危機的關鍵。（以上內容綜合整理自POWER、Renew Economy）