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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。
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