澳大利亚可再生能源项目开发并网风险与应对

来源：互联网
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2021-01-22
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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。

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

（全国新版新建电厂白皮书共计七本）

《中国火电行业拟在建白皮书》按照装机容量资料分为两种，第一种是单

台机组为300MW以上的大型火力发电工程项目（含300MW），第二种为单台机

组为300MW机组以下的生物质发电、垃圾焚烧发电，天然气发电，分布式能

源站、余热发电、燃煤发电工程项目等。

《大唐集团火电项目白皮书》《华电集团火电项目白皮书》《华能集团火

电项目白皮书》《国电集团火电项目白皮书》《国家电力投资集团火电项目

白皮书》《地方电厂火电项目白皮书》《全国小机组发电项目白皮书》

（投运老电厂白皮书共计两本）

《全国五大电力老电厂名录》《全国地方老电厂名录》

拟在建资料中对每个工程项目的建设周期、机组大小、所在区域、投资金

额、进展阶段、项目内容、项目招标动态，等相关信息进行了详细描述。同

时，每个工程项目都有业主、设计院联系人、电话、地址等内容。

投运老电厂名录资料内容包含：电厂名称、详细地址、装机容量、投产日期

、重要科室负责人姓名、电话及部分手机号码等详细信息。

部分拟在建目录：

1. 大唐万宁2×400MW天然气发电项目

2. 大唐国际佛山热电冷联产项目（大唐国际高明燃气—蒸汽联合循环热电联产项目）

3. 大唐海口天然气发电工程2×460MW级新建项目

4. 大唐国际新余二期2×1000MW机组异地扩建工程（2×1000MW）

5. 大唐郓城630℃超超临界二次再热2×1000MW国家电力示范项目

6. 烟台市东南部天然气热电冷联产工程

7. 大唐新沂燃机2×400MW（F级）工程

8. 大唐南电二期2×655MW燃气轮机创新发展示范项目

9. 上海闵行发电厂燃气-蒸汽联合循环发电机组工程

10. 宜州4×400MW级燃气热电冷联产项目

11. 国电投廊坊燃气热电项目(2×400MW)

12. 永川松溉电厂“上大压小”2×350MW热电联产工程

13. 神华国华广西广投北海电厂2×1000MW级工程

14. 神华国能重庆发电厂环保迁建(2×660MW)工程

15. 神华国华清远2×1000MW电厂工程

16. 国宏普兰店热电厂“上大压小”2×350MW新建工程

17. 国电长源电力随州火电新建工程

18. 国电电力邯郸电厂退城进郊替代项目

19. 华能济宁热电厂2×350MW上大压小热电联产工程

20. 鄂尔多斯市北方联合电力长城电厂2×1000MW机组新建工程

21. 华能正宁电厂二期超超临界燃煤发电机组工程

22. 华能呼伦贝尔能源开发有限公司汇流河发电厂热电联产1×350MW+50MW

23. 华能石洞口电厂2×65万千瓦等容量煤电替代项目

24. 北方联合电力达拉特发电厂五期机组扩建工程（2×1000 MW）

25. 华能海口电厂五期2×660MW改扩建工程

26. 华能济宁电厂2×350MW超临界热电联产机组迁建工程

27. 华能东莞燃机热电有限责任公司发电厂(二期)工程

28. 华能彭州天然气热电联产2×9F工程

29. 华电平江电厂新建工程一期2×1000MW级超超临界机组工程

30. 山东华电章丘2×400MW级燃气蒸汽联合循环热电联产项目

31. 白音华金山坑口电厂二期工程2×600MW空冷超超临界发电机组项目

32. 广西华电合浦发电厂一期2×1000MW项目

33. 四川华电内江白马2×40万千瓦级重型调峰燃机项目

34. 安徽华电芜湖发电有限公司(二期)2×1000MW扩建4号工程

35. 华润仙桃2×660MW新建工程

36. 湖北华润宁武2×350MW低热值煤发电工程

37. 蒙能集团科右中发电厂2×660MW超超临界空冷机组项目

38. 珠江投资朱家坪电厂2×660MW超临界燃煤空冷机组工程

39. 深能广东河源电厂二期2×1000MW燃煤机组扩建工程

40. 华润沈阳浑南热电厂“上大压小”新建工程

41. 内蒙古汇能煤电集团2×660MW长滩燃煤发电工程

42. 中兴电力蓬莱2×1000MW超超临界燃煤发电项目

43. 东莞市中堂燃气热电联产项目

44. 【暂缓】山东鲁西发电有限公司2×600MW煤炭地下气化发电工程

45. 华盛江泉集团热电联产上大压小（2×350MW）工程项目

46. 京科科右中热电厂扩建工程1×350MW热电联产项目

47. 中海油阜宁2×400MW级燃机热电联产项目

48. 聊城祥光2×66万千瓦热电联产项目

49. 陕西延长石油富县2×1000MW电厂

50. 榆林杨伙盘2×660MW煤电一体化项目

51. 威赫电厂（2×660MW）CFB超超临界机组工程（一期）

52. 东莞市中堂燃气热电联产项目二期2×460MW工程

53. 内蒙古京能集宁二期扩建2×660MW热电联产工程

54. 内蒙古能源发电投资集团有限公司金山热电厂2×66万千瓦扩建工程

55. 淮南矿业集团潘集电厂一期2×660MW燃煤机组工程

56. 陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂三期工程

57. 内蒙古旗下营和益发电厂2×350MW自备电项目

58. 黄陵矿业集团有限责任公司店头电厂2×660MW燃煤电厂项目

59. 汕特燃机电厂天然气热电冷联产项目

60. 京能查干淖尔电厂一期2×660MW项目

61. 重庆南桐低热值煤发电新建项目

62. 陕西韩城矿务局低热值煤热电工程2×350MW

63. 华润鞍山2×350MW热电联产机组新建工程

64. 华润宁武二期2×1100MW燃煤发电项目

65. 华润电力义马煤化2×350MW+3×25MW热电联产项目

66. 忻州市北辛窑发电厂（一期）2×1000兆瓦火电项目