澳大利亚抽水蓄能项目开发环境研究

[摘 要] 完全电力市场条件下抽水蓄能电站的建设管理是业内人士关注的重点。结合现场考察，对实行完全电力市场的澳大利亚南澳大利亚州抽水蓄能电站项目开发环境进行研究，供有关方面参考。

[关键词] 澳大利亚 抽水蓄能 开发 环境

陈宏宇 陈同法(国网新源控股有限公司 北京 100761)

澳大利亚及南澳大利亚州概况

澳大利亚联邦位于南太平洋和印度洋之间，面积 769.2 万平方公里，电力系统总装机约 47000MW, 最高负荷约为 35000MW。其中燃气机组约占 21%，水电约占 4%，风电约占 1%，其余为常规火电，约占 74%。

澳大利亚全国分为 6 个州和两个地区,目前尚未形成全国电网。除北部地方无电网外，各州都有州电网，多分布在沿海地 200km 的带状区域。各州内电网独立运营，州间有弱联接。

南澳洲是澳大利亚面积第四大州，全州面积 98.4 万平方公里，人口约 150 万。首府阿德莱德，人口约 100 万。

南澳州总装机约 3000MW，其中风电约 24%，燃气机组约占 49%，煤电约占 23%。系统内燃气机组比重大且运行成本较低，是系统的主要调峰电源。

南澳州开发抽水蓄能项目的政策环境

(1)南澳州电力系统的发展需要抽水蓄能支持

2013 年南澳洲风电装机 1202.85MW，占系统装机容量的 24%，对电网造成了严重冲击。由于调峰能力局限而又没有必要的储能手段，2013 年弃风电量高达 25%，既严重影响本地区风电效益，又影响了电网的稳定运行。

南澳洲夏季炎热负荷需求较大，而风电出力是冬季大夏季小，季节性供需矛盾突出。就日内过程而言，下午至上半夜风出力小，但需求量大，后半夜至上午风出力大，需求量却变小，供需矛盾也十分突出。这种矛盾带来了电力市场的电价大幅波动，波动范围从-1 澳元/KWh 到 13 澳元/KWh(1 澳元约相当于 5.5 人民币元)。

根据控制碳排放的有关政策，南澳州目前一直在逐步关停火电站并大力发展风电等新能源，规划 2030 年风电装机 2660MW。

澳大利亚天然气资源十分丰富，当前承担南澳州网内调峰、紧急事故备用的机组主要是燃气机组。但是根据有关资料，近年来燃气机组的利用小时数急剧下降，部分电站接近关停。特别是天然气涨价趋势日益明显，需要发展新的调峰、调频形式。

建设抽水蓄能电站可以解决风电日内和年内出力过程与需求不匹配的矛盾，有效缓解系统内调峰、调频困难，促进南澳洲的风电发展。目前南澳洲风电在电力系统中已经饱和，如果没有抽水蓄能电站配合，实现规划的 2030 年风电容量 2660MW 十分困难。

另根据 AEMO(Australian Energy Market Operator)的预测，2020 和 2030 年南澳的最大负荷将达到 4500MW 和 5300MW,规划装机容量分别为 7108MW 和 8934MW，其中火电装机容量 4402MW 和 5361MW, 风电为 2177MW 和 2660MW，其它为地热和水电。火电构成中燃气电站占三分之二，燃煤和柴油占三分之一。据测算，2020-2030 年，南澳州电网投入 200MW 左右的抽水蓄能电站才能解决调峰和稳定运行问题。

综上所述，南澳州电力系统的发展需要有抽水蓄能支持——建设抽水蓄能电站，将为风电等新能源的持续发展开辟更大的空间。

(2)政策环境不支持在现阶段投资建设抽水蓄能电站

澳大利亚电力系统的交易经营为完全电力市场，在 Australian Energy Regulator(AER)监管下，由 AEMO 负责调度运行。其中，发电商和电力用户在电力市场中自主决策，输、配电网的经营者接受重点监管。

在完全电力市场中，政府不能直接干预电力市场，不能直接向抽水蓄能电站提供特殊的优惠政策，抽水蓄能电站只能在市场中根据现有的交易规则获取收益。抽水蓄能可能的收益主要包括两个方面：一是低谷抽水、高峰发电获取电费差额收益，二是获取辅助服务的报酬。

根据测算，虽然低谷电价接近于 0(最低值为-1 澳元/kwh)，高峰电价高达 13.1 澳元/kwh，但是高峰刻非常短暂，并且抽水蓄能电站投入后高峰时段的电价很可能大幅降低，因此依靠调峰填谷获取电费差弥补抽水蓄能电站的投资和运营成本的困难比较大。

澳大利亚电力市场对提供辅助服务的发电商给予补偿。这些辅助服务主要包括调频、紧急事故备用、黑启动等(不包括调相，调相被视为电厂的应尽义务)。但是，辅助服务费用仅占电力市场交易额的很小份额(约为 1%)。

另外，与 AER 与 AEMO 等电力管理部门沟通过程中，感受不到其对抽水蓄能电站的明显支持。

鉴于上述，抽水蓄能电站在澳大利亚电力市场中竞争力不强，而又几乎没有与电网捆绑的可能性，因此，澳大利亚南澳州的政策环境暂不适宜投资建设抽水蓄能电站。

(3)高盐水质是制约南澳州抽水蓄能电站的重要技术问题

澳大利亚是全球最干燥的大陆，境内河流含盐量普遍比较大。绝大多数可供选择的站址水质含盐量都较高，是制约南澳州抽水蓄能电站的重要技术问题。

具体站址工程技术经济条件评析

以南澳州首府阿德莱德西北部有某 B 站点为例。

该站点下水库可利用已建的 B 水库。如前文所述，高盐水质是制约工程建设的重要技术问题。为了便于对问题进行较为全面的认识，现排除高盐水质的影响，就工程建设的其他影响因素进行分析。

B 水库建于 1921 年，为一供水水库，多年调节。坝址集水面积 136km2 ，入库径流量不详。现状年农业供水 10 万 m3 ，并作为下游 50000 人小镇和一座钢厂的备用水源。

根据现有资料，B 抽水蓄能电站站址无制约项目成立的重大地质问题,可装机 100MW。上水库正常蓄水位 307.5m，调节库容约 240 万 m3。主坝坝顶长度 235m，最大坝高 60m。下水库采用已有的 B 水库,坝顶长度 301m，最大坝高 31m。上下水库水位高差 190.25m。

据测算，B 抽水蓄能电站静态投资约 31 亿元人民币，单位投资 3.1 万元人民币/千瓦。初步财务分析表明，当平均发电电价为 0.267 澳元/KWh，抽水电价为 0.020 澳元/KWh，项目全部投资的收益率才能达到 8%。

实际上，以 2011 年为例，全年电价大于 0.100 澳元/KWh 的时段不足 1%。考虑抽水蓄能电站投入后，电网的峰谷电价波动会缩小，电价会趋于平均，抽水蓄能项目利用峰谷电费差额获取收益的空间会被进一步压缩。

因此可以认为，在南澳洲建设抽水电站采用价差获得投资回报的风险很大。

结语

(1)南澳州燃气机组占 49%，是电网中承担调峰、紧急事故备用任务的主要电源。随着经济发展和能源结构调整，燃气价格大幅上涨趋势明显。随着碳减排要求越来越高，一些燃煤机组将逐步关停，解决南澳州电力问题主要靠发展风电等可再生能源。风电的特性，需要其与抽水蓄能电站捆绑，因此在南澳州发展抽水蓄能有空间。

(2)南澳州是缺水地区，水源条件缺乏，可选择建设抽水蓄能电站的地形条件差，具备建设中型抽水蓄能电站的两个水库的水源已盐化，与建设海水抽水蓄能电站条件相当。

(3)从考察情况看，没有明显的加大风电开发的迹象和政策法规环境。

(4)完全电力市场和辅助功能市场化未必能有效解决抽水蓄能发展的全部问题。推动抽水蓄能的健康发展，最根本的还是要立足于综合国力，立足于能源战略，立足于发展的视角。