澳大利亚拥有世界一流的风、光资源，对于可再生能源项目开发投资具有得天独厚的优势。加上澳大利亚多年来稳定的政商环境，其可再生能源投资市场一直备受世界各国电力投资企业的青睐。当前澳大利亚国家电力市场正处于由传统能源向清洁能源转型期，澳大利亚能源市场运营机构(AEMO)预测未来20年将有15吉瓦大型燃煤电站因机组老化退出国家电力市场，同期需要新增约26吉瓦大型风电或光伏项目来满足未来电力需求。AEMO在各州规划了可再生能源发展区，并制定了短、中、长期电网升级规划，以支持可再生能源行业的可持续发展。在新冠疫情大流行的背景下，可再生能源行业将成为澳大利亚重振经济、刺激就业的主要驱动力之一，其投资市场发展前景非常乐观。
尽管近年来澳大利亚可再生能源项目装机容量增速较快，但国家电网升级改造速度相对滞后，引发了例如并网申请期大幅度延期、并网技术要求提高等与并网相关的开发风险。在评估投资项目的过程中，投资人除了要开展对项目的发电技术、土地环评、规划审批等常规的尽职调查以外，尤其要把并网风险作为首当其冲的风险要素来评估。
澳大利亚国家电网概况
基本特征
澳大利亚国家电力市场的电网系统由昆士兰州、新南威尔士州(包含首都领地堪培拉地区)、维多利亚州、南澳大利亚州和塔斯马尼亚州的电网构成，各州电网通过州际输电线路连接，统称为澳大利亚国家电力市场(NEM)。高压输电网络将各州大型发电机组的电力直接传输到大型工业用户，同时连通分布于各州的13个中低压配电网络，将电力传输到工商业以及家庭超过1千万个用电端客户。澳大利亚国家电网跨越总长度约5000千米，是世界上最长的电网之一。
澳大利亚地广人稀，人口主要分布在东南沿海地区，广大内陆地区人口较少，发电机组和用电中心的地理位置相对分散，因此，澳大利亚输电网络具有输送距离远、形状细长及密度较低的物理特征。同时，由于澳大利亚中部内陆偏远地区的用户数量较少，其电网设施的规模和容量也相应较小。
澳大利亚煤炭资源丰富，燃煤电站是其主要的电力来源。现有的大型发电项目270多个，总装机约为55.8吉瓦。其中燃煤电站装机容量为23吉瓦，占41.3%;燃气电站装机容量为12.4吉瓦，占22.2%;由燃煤和燃气电站组成的传统石化能源占国家电力市场总装机容量的63%以上。由大型水电、风电和光伏电站构成的可再生能源项目共计19.3吉瓦，占总装机容量的34%左右(见图1)。
近年来部分燃煤电站已接近使用年限，由于维护费用高昂且存在安全隐患，部分业主选择关停这些电站。自2014年以来，澳大利亚国家电力市场已有约4153兆瓦燃煤电站被关闭，同期新增了约7722兆瓦水电、风电和光伏等大型可再生能源发电项目(见图2)。这些数据表明，澳大利亚能源市场的电源供应开始从传统能源逐渐过渡到以可再生能源为代表的新能源技术。
据AEMO预测，从2020～2040年，还将有15吉瓦的燃煤电站达到设计寿命并将被关闭。这些规划退役的燃煤电站年发电量共计约700亿千瓦时，占国家电力市场总用电量的1/3。
并网要求
AEMO是管理国家电力市场的核心机构，其主要职责包括管理电力市场交易主体的电力调度与交易、发电项目注册与退出、对电力市场的供需进行预测与发布、管理现货和辅助服务等市场的运行、确保电力系统的安全性与可靠性等。AEMO运营管理主要重点考虑以下几个方面要求：
电力系统安全性。电力系统的安全性是指电力系统按照既定的技术标准，在某些大型发电机组或者输电线路等主要系统组成部分失效的情况下，仍然能正常运行并持续供电的能力。在电网出现临时故障时，AEMO需采取必要措施确保故障不会对电网基础设施造成严重过载或者损坏。
电力系统可靠性。电力系统的可靠性是指供电系统在扣除电网各个环节的电力损耗后，还能持续向用户端提供足够电力以满足客户用电需求，电力的供需达到实时动态平衡。如果供电量不能满足用电需求量，两者之间的差额称之为电力缺口。国家电力市场的可靠性标准规定，每个区域每年的电力缺口不能超过该区域当年用电量的0.002%。
电力系统维护。在电力系统出现故障导致电力供应不足的情况下，AEMO有权向尚有储备功率的机组发布行政指令，强制其增发电力来弥补当前的电力缺口。在采取了各种调度手段后，如果仍然不能满足某个地区的用电需求，AEMO有权向电网公司发布减载行政指令，关停或者下调部分客户负载用电量，使电力系统恢复供需平衡。
并网申请管理。国家电力市场的并网申请流程由AEMO配合当地电网公司联合完成。并网技术审核则统一由AEMO来按照国家电力法规相关技术要求来主导完成。并网申请单位可以直接对接AEMO和项目所在州的电网公司。只要并网点有足够并网容量(或者通过升级满足容量要求)以及满足AEMO的并网技术标准，申请单位均获得平等机会完成并网流程获得并网许可。
突出问题
当前澳大利亚国家电网中大型可再生能源发电机组以及小型分布式能源增长迅速，形成数以百万计的分散并网点。由于适合大型光伏和风电项目所需的风、光资源和土地基本处于偏远地区，加之这些地区电网设施规模和容量较小，随着风电和光伏发电机组大规模涌现，整个国家电网电力系统的安全性和可靠性受到一定程度的影响。
南澳大利亚州超过50%的发电量来自以风电和光伏为主的可再生能源机组。由于可再生能源机组发电具有间歇性，加上极端自然灾害天气突发，州内储备电源、峰值燃气机组还有州际输电等调度反应不及时，引发了2016年9月大停电等一系列规模较大的突发事件。
大量新增的可再生能源项目导致国家电网电力潮流流向发生改变，2018年4月，AEMO计算出当年昆州北部、新州西部等区域的输电边际损耗系数(MLF)减少了10%～22%。另外，由于维州西北部和新州西南部莫雷河流域西部地区(West Murray)的电网强度较弱，无法接纳更多的大型光伏电站并网，AEMO宣布2019年9月开始对该地区5个大型光伏发电项目实施了为期数月且高达50%的长期限电。为了解决West Murray地区的电网技术问题，AEMO动用了几乎所有的技术和行政资源，导致并网申请流程整体效率大幅下降，并网手续延期成为了当前国家电力市场的常态。
这些事件表明澳大利亚国家电网基础设施及技术管理、资源水平或多或少制约了可再生能源项目大规模高速发展。
需重点关注的并网技术因素
输电阻塞和限电
当电网系统中某处电缆或变压器等达到其设计极限或者出现故障，导致其无法承载更多电流，就会出现输电阻塞，造成当地发电机组不能满功率发电，机组也就受到了限电。
除了由于突发性故障引起的短暂限电以外，长期限电主要是因为电网的输电能力受到电网部件的物理条件限制。为了维护电网安全性和可靠性，电网公司会给电网设施工况设置安全系数。电网基础设施在这些物理限制和安全设定下，能承载电力的最大值，称为输电容量限制。AEMO和电力公司需把输送电力控制在允许的输送容量限制范围内，否则将对电网设施造成损害，甚至导致电网系统局部或大规模停电。
解决电网拥堵的根本方法是对电网设施(电缆、变压器以及保护和控制设备等)进行升级扩容，降低电网拥堵发生的概率，从而降低限电风险。但是对电网升级改造需要大量的资金投入和耗时的行政审批，如果升级改造电网的成本远超过限电成本的话，从短期来说，对发电单位限电就成为AEMO不得已而采取的暂时性措施。
电网系统强度
电网系统强度是电力系统的固有特性，是电网在合理的运行条件下衡量电力系统稳定性的重要参数之一。当电网出现故障时电压会突然降低，发电机组为了恢复正常工况会向电网发出很高的故障电流。国家电网中某个区域的电网系统强度通常由该地区电网可承受故障电流值来判断。能承受较高故障电流的区域其电网系统强度较高，反之，其电网系统强度就偏弱。
燃煤、燃气或水力电站使用涡轮机械带动同步发电机组发电，由于旋转部件的惯性作用，其起停机需要一定的时间，该起停机时间间隔正好让机组能在电网故障瞬间保持正常运转，为电网正常工况和故障工况切换提供缓冲和支撑作用。这种缓冲和支撑作用称为电力系统的惯量。以风电和光伏为主的可再生能源发电机组通常由电力电子技术为核心的逆变器构成，由于缺乏旋转部件带来的缓冲作用，其对电网瞬时故障不能起到稳定性的支持作用。
如果一个区域电网的同步发电机组相对较多，该区域电网往往能承受较高的故障电流，在各种瞬时电网故障情况下也能保持较高的稳定性，该区域的电网强度就会较高。
相反，如果一个区域并网机组以电力电子逆变器技术为主，并且距离大型同步发电机组较远，那么这个区域电网的强度就会偏弱。电网强度偏低的区域会导致电网在正常和故障工况切换情况下电压波动性偏高，导致区域内逆变器机组停机频率增加，对区域电网的安全性和可靠性造成影响。
输电边际损耗系数
在电力输送过程中，由于输电线电阻等物理因素会导致电力有所损耗。输电边际损耗系数(Marginal Loss Factor，MLF)反映了电力在电网系统输送过程中的损耗量。在输电网络中，部分主要的区域中心点被定义为区域参照点，区域参照点MLF值默认为1。某个发电项目的MLF值代表1兆瓦基数的电力从机组并网点传输到区域参照点产生的损耗水平。MLF的取值因电站位置而异，AEMO通过向发电机组发出地理位置信号，计算出电站与区域参照点之间的距离作为计算依据。机组电力从并网点传输到区域参照点的损耗越多，AEMO计算出MLF值越低。相反，传输损耗越低，则MLF值较高。
为了便于国家电力市场对电力进行调度和结算，并网点的电价等于区域电价乘以其MLF值。大型可再生能源绿证的计算和认证是以折算MLF值后的发电量为计算基准。因此，MLF值不但影响可再生能源发电企业交易电量的计算，而且还影响其绿证数量的计算。
每年4月，AEMO会根据国家电力法规要求对MLF值进行重新计算发布，并于当年7月开始执行。AEMO会综合考虑下一财年电力需求和电力调度规划，以及电力输送路径和输送电力损耗等情况，计算得出下一财年的MLF值。由于MLF的计算受到电力输送路径、潮流流向等因素影响，如果某个地区短期内新增很多电站，将导致电力输送路径和调度规划改变，MLF的计算结果也将有所变化。
建议及应对措施
积极关注澳大利亚电网规划
2019年以来AEMO和业界各方进行多轮咨询后，于2020年7月发布了《国家电网整合规划报告》。AEMO预测未来20年国家电力市场需要新增的各种技术类型发电机组规模，结合风、光资源分布情况，拟定了各州最有前景的新能源发展区域。同时，采用电力系统模型和工程分析方法得出国家电网输电线路系统升级的需求，为新建机组提供经济有效的市场准入条件，以提高电力系统的安全性和可靠性。该报告展现了国家网络短期、中期和长期最优化的发展规划，清晰描绘了国家电力市场未来20年的发展蓝图。
投资人应重点参考ISP报告短中期电网发展规划，结合AEMO和各州电网公司每年发布的电网计划报告，密切注意各州电网升级的发展动态，并制定相应的开发和投资策略。
客观评估并网风险
澳大利亚可再生能源行业经历过去几年的快速扩张，已经暴露出部分电网基础设施落后、并网审批资源不足等问题，优质并网资源更加紧俏。当前多变的市场环境对投资人的技术管理能力要求更高，需要投资人对并网点风险有更加科学和客观的评估。
从2018年以来，国家电力市场中可再生能源项目的MLF值呈明显的下降趋势(见图3)。AEMO对国家电网整体电网强度在未来20年变化趋势进行预测，其中昆州东南部的电网强度将在未来5～10年出项明显下降，到了2030年左右才会随着电网的升级得到改善。
在项目评估阶段，投资人需要对并网点MLF以及电网拥堵和限电风险作出客观预测。同时需要和AEMO核实是否有额外并网技术要求，是否需要加装谐波滤波设备、无功补偿设备和同步调相机等额外设备。如果并网报告指出并网点输电容量不足或者电网强度较弱，投资人需要对并网关键点进行专项调研评估，把额外的并网费用纳入财务模型中，确保测算结果能满足预期收益率。由于财务测算结果对以上假设参数非常敏感，投资人对于这些参数取值判断需要尽量保守、客观和谨慎，在实质投资前尽可能地排除重大技术商务风险。
合理加装辅助设备
由于输电网络升级的资本投入很高，而且需要经过严格的投资审批、环评和规划审批，因此AMEO制定的中短期电网升级需要5～10年才有可能完成。在当前电网设施升级相对滞后的情况下，可以预见大部分新项目并网点将出现或多或少额外并网技术要求。如果并网点电网强度较弱，并网技术顾问可以在建模时考虑通过调整优化逆变器技术参数来提高并网技术稳定性或者加装同步调相器等辅助设施来提高电网强度以满足并网技术要求。在当前并网流程缓慢的情况下，在确保测算结果能满足预期收益率的前提下，通过主动加装辅助设施来满足并网要求，加快并网流程进度，并降低未来受到限电的风险，不失为一种以退为进的策略。
结 语
澳大利亚国家电力市场经过20多年的发展，拥有健全的电力法规和监管制度，为各参与方提供了自由、公平的市场环境。随着澳大利亚国家电力市场现货电力交易价格以及大型绿证价格在2015~2017年节节攀升，澳大利亚可再生能源项目在2017年之后进入了高速增长期。
为了避免新并网机组对国家电网带来负面冲击，AEMO对新的并网申请将采用更严格规范的技术要求和流程管理。愈趋严格的并网要求体现出澳大利亚国家电力市场逐渐从相对无序的快速增长期逐步进入规范的稳定增长期。对于投资人来说，一个项目能经过严格技术审核，完成并网流程并成功实现全容量发电，后续限电等风险也会相应降低。投资人在开发投资前期应采取科学有效的方法管控并网风险，同时密切关注各州电网升级的发展动态，在国家电力市场的投资做到顺势而为、有的放矢和事半功倍。
本文刊载于《中国电力企业管理》2020年11期，作者供职于中国电建集团海外投资有限公司
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202101/12/333880.html
