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澳大利亚历年发电量比例
但这并不意味着澳大利亚的可再生能源发电的发展水平低。实际上,澳大利亚的可再生能源发电量比例大约在25%左右,这一水平基本与欧盟相当。
原因正是澳大利亚成熟的电力市场。
根据电力市场的设计,发电机组分时段进行报价,市场的出清机制将根据报价从低到高排序,再相应出清。这意味着,报价越低,越容易获得出清。而最后的批发电价将由最后出清的机组报价来决定。
在这样的机制下,发电机组可以按照发电的边际成本进行报价。而对于可再生能源(风电光伏)来说,由于发电的边际成本几乎为0,机组可以根据发电出力预测全时段报0价格,从而保证发电出清的机会。报价为0,又不意味着最终电价为0。这要出清就能盈利,这绝对是一门绝好的生意。
澳大利亚的可再生能源发电因此蓬勃发展。从上表可以看出,1990年代一直到2010年,澳大利亚的可再生能源发电几乎没有增长。但是在2010年之后,澳大利亚的可再生能源发电比重就开始直线上升。截至2021年,澳大利亚光伏装机接近20GW,风电装机近10GW。
澳大利亚的南澳大利亚州甚至只用了14年的时间,就实现了可再生能源发电占电力需求的比例从0%到60%的巨大突破,煤电也被彻底淘汰。
越来越多的可再生能源发电曾经让澳大利亚人看起来很美。
澳大利亚曾经饱受高电价的困扰。但是随着新能源比例的越来越多,电价也开始一路走低(原因我们前面说过了)。其中,南澳大利亚州的批发电价从2017年到2021年下降了65%。
2021年,澳大利亚最大的电力公司AGL宣布拆分成new AGL(除煤电、风电等业务)和PrimeCo两家公司。这背后的一大原因就是批发电价的下滑导致煤电利润下滑,同时环保舆论下煤电资产对公司品牌不利。
如果说剥离煤电可以理解,那么为什么风电也会被剥离?
脆弱的系统
在电力系统中接入了高比例可再生能源,进而催生了低电价之后,新的问题也出来了。
新能源发电的边际成本为0,不代表新能源发电的综合成本也是0。新能源需要在20~30年寿命内收回投资成本,并且实现盈利。这才是投资新能源的基础。
但是批发电价不断降低之后,这可能会成为一种奢望。不同于火电机组可以在辅助服务市场收回成本,发电波动且不可预测的新能源发电几乎只能参与电能量市场,没有其他电力市场的收入。
出售绿证曾是新能源项目的另一大主要收入来源。但是随着海量新能源涌入市场,澳大利亚绿证价格从2016年时的A$90/MWh,一下变成A$20以下,与当时投资测算价格出现巨大偏差,导致新能源资产价值严重缩水。
不仅如此,可再生能源比例的提高也增加了电网的平衡成本。这些成本需要用户或者新能源发电来成本。收入减少了不说,还要额外付出一部分成本。新能源资产的价值出现了下滑的趋势。
而今年6月NEM的停摆则彻底把绿色能源转型带来的不稳定问题摆到了台面上。事实上,尽管这是NEM的首次停摆,但是在可再生能源发电蓬勃发展之后,澳大利亚经历了多次大范围停电事故。除了因自然灾害导致的电力事故外,电力供需不足、电力系统不稳定等因素是多次事故的主要原因。
在现行市场机制下,新能源发电依靠着绝对的成本优势将火电机组逐渐挤出了电力系统。在竞争和碳约束的双重压力之下,煤电无力与可再生能源直接竞争。而我们同时也不难发现,天然气发电在澳大利亚的电力系统中比例逐渐增加。比煤炭更清洁、比新能源更可靠,天然气发电也许会成为煤电推出之后稳定澳大利亚电力系统的“定海神针”。
不过作为化石能源的天然气发电在未来可能也难逃隐退的命运,到时谁来成为电网安全的最后保险呢?澳大利亚国内正就这个问题进行着激烈的讨论。
“让火电机组成为备用,每年偶尔启动几次,在经济上是不可行的。”曾经的清洁能源委员会和澳大利亚能源委员会成员沃伦表示。
澳联邦政府能源安全委员会提出了一项建立容量市场的建议,以解决意外和突然的容量短缺问题。但“是否应该补贴化石能源”、“容量补贴机制如何建立”……这些争论依然还在困扰着澳大利亚。
对于正在进行电力市场改革和推进“双碳”的中国来说,澳大利亚的经验教训有着重要意义。原本成熟、有效的市场机制在高比例可再生能源的情况下开始失效。没有经验参考的中国电力改革,需要更多自己摸着石头过河,同时避开已经被别国踩到的雷。
而对于澳大利亚来说,它们的失败更多的是败给了未知与变化。
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