澳大利亞抽水蓄能項目開發(fā)環(huán)境研究

[摘 要] 完全電力市場條件下抽水蓄能電站的建設管理是業(yè)內人士關注的重點。結合現(xiàn)場考察，對實行完全電力市場的澳大利亞南澳大利亞州抽水蓄能電站項目開發(fā)環(huán)境進行研究，供有關方面參考。

[關鍵詞] 澳大利亞 抽水蓄能 開發(fā) 環(huán)境

陳宏宇 陳同法(國網新源控股有限公司 北京 100761)

澳大利亞及南澳大利亞州概況

澳大利亞聯(lián)邦位于南太平洋和印度洋之間，面積 769.2 萬平方公里，電力系統(tǒng)總裝機約 47000MW, 最高負荷約為 35000MW。其中燃氣機組約占 21%，水電約占 4%，風電約占 1%，其余為常規(guī)火電，約占 74%。

澳大利亞全國分為 6 個州和兩個地區(qū),目前尚未形成全國電網。除北部地方無電網外，各州都有州電網，多分布在沿海地 200km 的帶狀區(qū)域。各州內電網獨立運營，州間有弱聯(lián)接。

南澳洲是澳大利亞面積第四大州，全州面積 98.4 萬平方公里，人口約 150 萬。首府阿德萊德，人口約 100 萬。

南澳州總裝機約 3000MW，其中風電約 24%，燃氣機組約占 49%，煤電約占 23%。系統(tǒng)內燃氣機組比重大且運行成本較低，是系統(tǒng)的主要調峰電源。

南澳州開發(fā)抽水蓄能項目的政策環(huán)境

(1)南澳州電力系統(tǒng)的發(fā)展需要抽水蓄能支持

2013 年南澳洲風電裝機 1202.85MW，占系統(tǒng)裝機容量的 24%，對電網造成了嚴重沖擊。由于調峰能力局限而又沒有必要的儲能手段，2013 年棄風電量高達 25%，既嚴重影響本地區(qū)風電效益，又影響了電網的穩(wěn)定運行。

南澳洲夏季炎熱負荷需求較大，而風電出力是冬季大夏季小，季節(jié)性供需矛盾突出。就日內過程而言，下午至上半夜風出力小，但需求量大，后半夜至上午風出力大，需求量卻變小，供需矛盾也十分突出。這種矛盾帶來了電力市場的電價大幅波動，波動范圍從-1 澳元/KWh 到 13 澳元/KWh(1 澳元約相當于 5.5 人民幣元)。

根據(jù)控制碳排放的有關政策，南澳州目前一直在逐步關?；痣娬静⒋罅Πl(fā)展風電等新能源，規(guī)劃 2030 年風電裝機 2660MW。

澳大利亞天然氣資源十分豐富，當前承擔南澳州網內調峰、緊急事故備用的機組主要是燃氣機組。但是根據(jù)有關資料，近年來燃氣機組的利用小時數(shù)急劇下降，部分電站接近關停。特別是天然氣漲價趨勢日益明顯，需要發(fā)展新的調峰、調頻形式。

建設抽水蓄能電站可以解決風電日內和年內出力過程與需求不匹配的矛盾，有效緩解系統(tǒng)內調峰、調頻困難，促進南澳洲的風電發(fā)展。目前南澳洲風電在電力系統(tǒng)中已經飽和，如果沒有抽水蓄能電站配合，實現(xiàn)規(guī)劃的 2030 年風電容量 2660MW 十分困難。

另根據(jù) AEMO(Australian Energy Market Operator)的預測，2020 和 2030 年南澳的最大負荷將達到 4500MW 和 5300MW,規(guī)劃裝機容量分別為 7108MW 和 8934MW，其中火電裝機容量 4402MW 和 5361MW, 風電為 2177MW 和 2660MW，其它為地熱和水電?；痣姌嫵芍腥細怆娬菊既种济汉筒裼驼既种?。據(jù)測算，2020-2030 年，南澳州電網投入 200MW 左右的抽水蓄能電站才能解決調峰和穩(wěn)定運行問題。

綜上所述，南澳州電力系統(tǒng)的發(fā)展需要有抽水蓄能支持——建設抽水蓄能電站，將為風電等新能源的持續(xù)發(fā)展開辟更大的空間。

(2)政策環(huán)境不支持在現(xiàn)階段投資建設抽水蓄能電站

澳大利亞電力系統(tǒng)的交易經營為完全電力市場，在 Australian Energy Regulator(AER)監(jiān)管下，由 AEMO 負責調度運行。其中，發(fā)電商和電力用戶在電力市場中自主決策，輸、配電網的經營者接受重點監(jiān)管。

在完全電力市場中，政府不能直接干預電力市場，不能直接向抽水蓄能電站提供特殊的優(yōu)惠政策，抽水蓄能電站只能在市場中根據(jù)現(xiàn)有的交易規(guī)則獲取收益。抽水蓄能可能的收益主要包括兩個方面：一是低谷抽水、高峰發(fā)電獲取電費差額收益，二是獲取輔助服務的報酬。

根據(jù)測算，雖然低谷電價接近于 0(最低值為-1 澳元/kwh)，高峰電價高達 13.1 澳元/kwh，但是高峰刻非常短暫，并且抽水蓄能電站投入后高峰時段的電價很可能大幅降低，因此依靠調峰填谷獲取電費差彌補抽水蓄能電站的投資和運營成本的困難比較大。

澳大利亞電力市場對提供輔助服務的發(fā)電商給予補償。這些輔助服務主要包括調頻、緊急事故備用、黑啟動等(不包括調相，調相被視為電廠的應盡義務)。但是，輔助服務費用僅占電力市場交易額的很小份額(約為 1%)。

另外，與 AER 與 AEMO 等電力管理部門溝通過程中，感受不到其對抽水蓄能電站的明顯支持。

鑒于上述，抽水蓄能電站在澳大利亞電力市場中競爭力不強，而又幾乎沒有與電網捆綁的可能性，因此，澳大利亞南澳州的政策環(huán)境暫不適宜投資建設抽水蓄能電站。

(3)高鹽水質是制約南澳州抽水蓄能電站的重要技術問題

澳大利亞是全球最干燥的大陸，境內河流含鹽量普遍比較大。絕大多數(shù)可供選擇的站址水質含鹽量都較高，是制約南澳州抽水蓄能電站的重要技術問題。

具體站址工程技術經濟條件評析

以南澳州首府阿德萊德西北部有某 B 站點為例。

該站點下水庫可利用已建的 B 水庫。如前文所述，高鹽水質是制約工程建設的重要技術問題。為了便于對問題進行較為全面的認識，現(xiàn)排除高鹽水質的影響，就工程建設的其他影響因素進行分析。

B 水庫建于 1921 年，為一供水水庫，多年調節(jié)。壩址集水面積 136km2 ，入庫徑流量不詳?，F(xiàn)狀年農業(yè)供水 10 萬 m3 ，并作為下游 50000 人小鎮(zhèn)和一座鋼廠的備用水源。

根據(jù)現(xiàn)有資料，B 抽水蓄能電站站址無制約項目成立的重大地質問題,可裝機 100MW。上水庫正常蓄水位 307.5m，調節(jié)庫容約 240 萬 m3。主壩壩頂長度 235m，最大壩高 60m。下水庫采用已有的 B 水庫,壩頂長度 301m，最大壩高 31m。上下水庫水位高差 190.25m。

據(jù)測算，B 抽水蓄能電站靜態(tài)投資約 31 億元人民幣，單位投資 3.1 萬元人民幣/千瓦。初步財務分析表明，當平均發(fā)電電價為 0.267 澳元/KWh，抽水電價為 0.020 澳元/KWh，項目全部投資的收益率才能達到 8%。

實際上，以 2011 年為例，全年電價大于 0.100 澳元/KWh 的時段不足 1%?？紤]抽水蓄能電站投入后，電網的峰谷電價波動會縮小，電價會趨于平均，抽水蓄能項目利用峰谷電費差額獲取收益的空間會被進一步壓縮。

因此可以認為，在南澳洲建設抽水電站采用價差獲得投資回報的風險很大。

結語

(1)南澳州燃氣機組占 49%，是電網中承擔調峰、緊急事故備用任務的主要電源。隨著經濟發(fā)展和能源結構調整，燃氣價格大幅上漲趨勢明顯。隨著碳減排要求越來越高，一些燃煤機組將逐步關停，解決南澳州電力問題主要靠發(fā)展風電等可再生能源。風電的特性，需要其與抽水蓄能電站捆綁，因此在南澳州發(fā)展抽水蓄能有空間。

(2)南澳州是缺水地區(qū)，水源條件缺乏，可選擇建設抽水蓄能電站的地形條件差，具備建設中型抽水蓄能電站的兩個水庫的水源已鹽化，與建設海水抽水蓄能電站條件相當。

(3)從考察情況看，沒有明顯的加大風電開發(fā)的跡象和政策法規(guī)環(huán)境。

(4)完全電力市場和輔助功能市場化未必能有效解決抽水蓄能發(fā)展的全部問題。推動抽水蓄能的健康發(fā)展，最根本的還是要立足于綜合國力，立足于能源戰(zhàn)略，立足于發(fā)展的視角。