6月15日，负责运营澳大利亚国家能源市场（NEM）的AEMO宣布：从澳大利亚东部标准时间14:05起暂停澳洲东部的电力现货市场，采取临时价格机制出清，并对停运期间进入市场的合格发电商实行补偿。
暂停电力市场，AEMO的行为引发全球震动。
NEM的范围包括了澳大利亚的大部分地区，堪称大型电力市场建设的典范。在经历了多年的成功经营之后，NEM被誉为全世界高度成熟且自由度最高的电力市场。
澳洲电力市场为何停摆？这与能源转型的失败有何关系？在解答这些问题的过程中我们也会逐渐发现，随着可再生能源的不断发展，现行的技术、体制等一系列“软件”逐渐不再适应新的“双碳”时代。
澳大利亚用它的失败，为我们上了宝贵的一课。
6月12日，昆士兰州的电力现货价格七天达到135.91万澳元的累计高价门槛，根据国家电力规则，自动触发了300澳元/兆瓦时的管理价格上限。
高价格表明澳大利亚正在遭遇严重的用电紧张。当地时间6月14日，AEMO警告称，昆士兰州、维多利亚州等五州的电力可能超过最大负荷，要求发电公司提供足够的电力供应。之后就发生了6月15日的停摆。
6月22日，鉴于“市场状况明显改善”，AEMO启动了解除国家电力市场暂停的第一步。2022年6月23日凌晨4点起，AEMO将允许重新使用市场出清价格，并将继续监测所有地区的供应水平和风险。停摆正式结束。
从第一个层面来看，300澳元的价格上限是导致市场失控的直接原因。价格上限机制是在1998年创建NEM时设计的，用于管理夏季热浪等短期事件，最高价格上限已经20多年没有更新，不适用于持续发展的市场现状。
如果是往年，300澳元/兆瓦时对于发电企业来说足够覆盖燃料成本，并产生收益。但是在2022年的6月，即便是在煤炭出口国澳大利亚，这个价格依然无法刺激发电企业多发电。
澳大利亚能源委员会（AEC）首席执行官Sarah McNamara认为，最高价格上限需要在500澳元/兆瓦时左右，才能确保所有电厂都能覆盖掉自身的发电成本。
这引出了市场被击溃的第二个层面的问题：全球化市场的副作用。无论是煤炭还是天然气，澳大利亚都是世界最主要的生产国和出口国之一。2020年，澳大利亚约90%的黑煤产能和74%的天然气产量用于出口。
深度参与到全球市场的副作用就是承受国际市场的价格。进入2022年之后，受到地缘政治因素的影响，天然气和煤炭的价格都一路走高，屡创新纪录。澳大利亚本土发电企业也买不到物美价廉的本国煤，必须要和国际市场卖家竞争。
市场被击溃的第三个层面是气候问题。在连续两个月的时间里，澳大利亚整体风力不足、日照时间变短。这大大减少了可再生能源的发电量，间接导致火电燃料库存被过早消耗。再加上6月出现一股猛烈的寒流，刺激了澳大利亚用电负荷的急剧上升。供给不足+需求大涨，澳大利亚的电力市场最终走向了崩溃。
要从电力市场的崩溃看到能源转型的失败，我们要先了解澳大利亚能源转型的艰难历程。
2007年上台的澳洲工党政府总理陆克文认为，作为世界人均二氧化碳排放最高的国家，澳洲有道义责任在应对气候变暖的全球努力中起引领作用。因此，陆克文政府签署了京都协议。
2012年，工党政府推出了二氧化碳排放税，开始强力推进能源转型。然而仅仅2年之后，新上台的自由党政府就废除了碳税，用“直接行动”（Direct Action）方案取代。
不难看出，党派政治、大选……这些因素对澳大利亚的能源转型有着直接的影响。
2017年，执政的自由党特恩布尔政府发布了2020年后的能源政策概要，其核心内容是以实现能源可负担、可靠性、可持续三项目标为主的国家能源保障计划（NEG）。该计划旨在通过放开能源市场、鼓励多种能源竞争以降低居民电价、保障国家电力安全、完成减排任务。根据计划，澳大利亚政府将在2019年开始实施可靠性保证，2020年实施减排保证。
但自由党内的反对派认为NEG会提高电价，坚决抵制NEG。随后自由党内部爆发了激烈的内斗，NEG成为各派争议的焦点。2018年8月20日，特恩布尔在党首竞选失败之前宣布放弃NEG中减排26%的目标。
2019年大选中，工党和自由党在2030年的减排目标上差异巨大：自由党提出到2030年减排比2005年减少26%，而工党的目标是45%，且到2050年实现零碳排放；自由党提出到2030年，可再生能源发电占比达到23.5%，工党认为应该达到50%。
此外，在对待煤电退出的态度上，自由党认为煤电具有能源保供的托底作用，而工党认为当时75%的火电机组超龄服役，面临着不可避免的退出与转型问题。
工党的激进转型政策不可避免地触犯了煤炭等化石能源行业的利益。而这些行业是澳大利亚的支柱产业，也是票仓重地。2019年的大选，工党失败。
到了2022年，工党将现政府承诺的2030年相对于2005的减排目标从26%~28%，调整到43%，并且在新能源发电问题上提出可再生能源发电比例到2030年达到82%，承诺投资200亿澳币进行电网改造，并提出设立30亿澳币基金发展氢能相关产业。
从大环境来说，打破2022年，实现碳中和已经成为全球共识。工党“从一而终”的坚持能源转型，也赢得了大量的支持。而且澳大利亚在过去几年里不断遭受森林大火、旱灾洪水等气候引发的自然灾害，民众对气候变化的态度有了转变。
最终工党获胜，澳大利亚的能源转型可能也将进入新的阶段。
高比例可再生+低电价
政府政策的变化不定直接导致澳大利亚较高的燃煤发电比例。截至2020年，澳大利亚的煤炭发电在总发电量的比例中占到43%，在OECD国家中仅次于波兰。
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？
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。
文章来源：能源新媒
作者魏然
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