澳大利亚电力现货市场暂停原因及对我国的启示

6月15日，澳大利亚能源市场运营机构AEMO宣布，由于现货市场无法继续运行，根据国家电力规则(NER)，从澳大利亚东部标准时间14:05起暂停全国电力市场(NEM)所有地区的现货市场。

在停牌前的几个小时内，AEMO对市场内所有州发布了缺乏储备3级警告，预计昆士兰州15日晚上供应缺口将超过800MW，维多利亚州16日上午的供应缺口将超过2000 MW，新南威尔士州16日下午的供应缺口将高达4000 MW。当市场暂停时，昆士兰州电力价格已超过900美元/MWh，新南威尔士州约800美元/MWh，维多利亚州450美元/MWh，南澳大利亚州390美元/MWh，都远远超过300美元/MWh价格上限。

（来源：微信公众号“电价研究前沿” 作者：赵会茹、张卓拉等）

AEMO首席执行官丹尼尔·韦斯特曼(DanielWesterman)在宣布这一消息时表示，AEMO已于14日被迫直接干预市场，迫使发电厂交付5GWh发电量，但是不再可能以这种方式运营现货市场或电力系统。在目前的情况下，暂停市场是确保澳大利亚家庭和企业可靠供电的最佳方式。

AEMO将为每个NEM地区应用预先确定的暂停定价时间表，同时将按制度补偿适用于在停电期间进入市场的合格发电商。市场暂停只是暂时的，AEMO将会每天对每个NEM地区进行审查，当电力短缺有所缓解时，会在实际可行的情况下尽快恢复市场运作。

澳大利亚电力市场暂停现货交易的原因

1.极端天气推高电力需求

如今正值南半球冬季，澳大利亚东海岸近期正遭遇寒流，根据气象局的数据，冬季的第一周，墨尔本的平均气温低于15摄氏度，这是自1985年以来最寒冷的六月。悉尼也面临着自1989年以来最冷的冬季开端，最低温达3-4摄氏度。堪培拉、霍巴特等一些地区气温降至仅2摄氏度，塔州的气温甚至低于零摄氏度。澳大利亚全国各地的滑雪场已提前开放，比常年的开放时间提前了近两周。此次寒潮推高了居民的用电需求，加剧了电力供应不足的情况。

2.东海岸部分发电厂处于停产状态

澳大利亚最大的电力供应商燃气照明公司（Australian Gas and Light Company，AGL）在新南威尔士州和维多利亚州有3座燃煤发电站，由于计划内和计划外的维护问题，正处于停产或产量减少状态。AGL在6月10日透露，其位于维多利亚州的LoyYangA2号机组直到9月下半月才会恢复，该电站是维多利亚州最大的发电站，为其提供约30％的电力。昆士兰州也有5座发电站正在停产维护，其中包括1座天然气发电站、1座水利发电站和3座燃煤发电站。

3.全球能源市场价格波动

尽管澳大利亚拥有丰富的化石能源，但大部分都用于出口，国内厂商的用量占比有限。俄乌冲突抬高全球能源价格，原油价格上涨28.5%（WTI），天然气价格上涨97.8%（Henry Hub），欧美等西方国家对俄罗斯天然气实施制裁后，令各国对澳大利亚天然气出口需求激增，导致澳大利亚的剩余天然气量不断下降，难以缓解国内短缺问题。此外，近期的洪水也影响了昆士兰州和新南威尔士州的煤炭生产，高昂的燃料价格对于东海岸的发电厂来说难以承受，在对批发价格进行限制之后，部分燃煤和天然气发电厂也关闭了其发电机组，因为价格难以支付其发电成本。澳大利亚前总理马尔科姆·特恩布尔曾在13日对ABC电视台表示，澳大利亚需要限制天然气出口，以缓解该国东部各州的能源危机。根据AEMO的建议，澳大利亚当局17日宣称，为避免停电风险，如果需要煤炭资源来缓解该国严重的电力危机，就会阻止煤炭出口。17日，新南威尔士州政府启动紧急供电，迫使该州的矿商将运往海外的煤炭转运向当地发电厂。

4.由燃煤发电向可再生能源发电转型缓慢

澳洲政府一直以来都希望借助风能、太阳能、抽水蓄能等清洁能源，摆脱对燃煤发电的依赖。本次现货市场暂停再次突显了发展可再生能源发电、大规模电能储存和输电等技术的重要性和紧迫性。澳大利亚能源部称，2021年可再生能源发电量占到市场的32.2%，该比例在四季度进一步跃升至35.8%，2021年澳大利亚可再生能源总发电量比2020年增长23%，共计提供72.5TWh电量。2022年5月澳大利亚新总理上任，提高了本国的减排目标——到2030年碳排量将在2005年水平上减少43%，尚未对新建煤矿或现有燃煤发电项目出台任何限制。

但供应链问题加上钢铁和其他设备原材料价格飙升，阻碍了澳大利亚可再生能源发展。自新冠肺炎疫情发生以来，从一些国家进口零件的时间至少延长了6个月，制造风力涡轮机的钢材价格已经上涨了50%，这增加了风电场运营商的成本。太阳能电池板的供应链也受到了影响，太阳能电池板、逆变器和电池等产品都面临供应商延期交付的情况，成本在不断上涨。澳大利亚前任政府未来能源需求计划的核心部分——以50多亿澳元扩建该国最大水电站SnowyHydro的计划可能面临长达19个月的延期。

5.发电投资不足

发电投资不足也是导致电力供需紧张是的一个重要因素。首先，在长期电力规划中未对煤电厂的退役给出合理预期，提前部署发电资源。目前AEMO已更改了相关规划，要求发电厂关停必须提前三年通告公众。其次，澳大利亚电力市场中没有容量市场，仅有电能量市场、辅助服务市场和电力金融市场，不仅电力企业的收入不确定性较大，在缺乏稳定长期收入保障的情况下，即使近年来电力价格上涨，仍然难以吸引足够的电力投资。

对我国的启示

一是保障煤电机组可靠运行。此次澳大利亚“电力荒”的重要原因是发电设施的老旧导致的计划外维护，致使许多发电厂正处于停产或产量减少状态，大量减少了电力供应。“双碳”目标下，我国推进能源结构清洁低碳转型，应在全国用电量同比增长的同时保持足够的可调节煤电装机，同时及时对老旧机组进行升级改造，确保煤电机组可靠运行。

二是提高能源安全自主能力。澳大利亚拥有丰富的化石能源，是全球能源出口大国，2021年，天然气出口量达8000万吨，位列世界第一。俄乌冲突导致俄罗斯能源出口被限制，澳大利亚煤炭、天然气等能源出口需求激增，能源价格上涨，能源商更倾向于将能源出口，而不是供给国内发电厂。根据全球能源研究所第六版《国际能源安全风险指数》报告，2021年，我国原油对外依存度超过70%，天然气对外依存度达到46%，在欧洲能源危机频发的情况下，我国要进一步加快可再生能源发展，提高抵御能源风险的能力，不对任何单一国家的能源进口过度依赖，实现能源独立的同时积极参与国际能源市场治理。

三是建立并完善我国电力容量补偿机制。在今年六月的澳大利亚能源危机会谈上，联邦首席能源政策顾问、能源安全委员会主席Anna Collyer介绍了一项“容量机制”，奖励那些保证在需要时可随时调用电力供应的能源项目，同时，Origin Energy首席执行官Frank Calabria也呼吁政府考虑在2025年前引入容量机制。为应对发电（调节）容量充裕性问题，我国宜加快应急备用和调峰电源能力建设，建立健全成本回收机制，通过容量成本回收机制、辅助服务市场等实现合理经济补偿。

四是统筹推进能源市场化改革，加快建设全国统一的能源市场。统筹推进电力、油气、天然气、煤炭等市场化改革，完善电力等能源品种价格的市场化形成机制。在有效保障能源安全供应前提下，结合实现碳达峰碳中和目标，有序推进全国能源市场建设，建立健全多层次统一电力市场体系，健全油气期货产品体系，加快建立统一的天然气能量计量计价体系，推动完善全国统一的煤炭交易市场。

（华北电力大学 赵会茹、张卓拉、周振茜、李兵抗）