新西兰的痛苦冬天——正在进行的能源转型

电力局，批发价格趋势, emi.ea.govt.nz/r/2zdvd

Christian Jensen的这篇内容很好的描述了不同地区在能源转型过程中遇到的能量不足和容量不足问题的差异。

作者暂时坚持之前的观点，在解决能量问题有明确的路线图之前，新西兰并不是一个公共事业级别储能的优质市场。

作者：Christian Jensen

2024年8月19日

我想分享一些有趣的见解，说明新西兰的能源转型目前如何遭遇困境。讽刺的是，这是一个相当熟悉的困境，塔斯马尼亚目前正经历一段长期干旱期，而这发生在澳大利亚 2022 年 6 月能源转型的几年之后。

新西兰已经拥有高度可再生资源的电网，平均可再生能源约 83%，主要由水力发电驱动。地热能和风能也为可再生能源做出了重要贡献，太阳能发电厂也在不断增长。支持这一增长的是高度集中但相对较小的火电厂。高度集中是指少数参与者拥有绝大多数火电资产（按容量计算）。

火电厂的状况与澳大利亚的类似，老化、可靠性受到挑战，在可再生能源发展方面前景不明朗。最近对调峰电厂进行了一些投资，但大型基载机组面临巨大阻力。

新西兰还面临第二个火电挑战，煤炭（用于 Huntly 机组）是进口的，天然气供应是本地“开采”的，但现有气田的产量正在下降。尽管努力干预，但几年来供应一直紧张。这种火电燃料问题（尤其是天然气方面）不太可能在短期内缓解。

冬季挑战

今年冬天，一系列有趣的事件相继发生：比往常更干燥的时期导致水力发电湖的水位相对较低（8 月 8 日为平均水平的 55%），热电燃料供应短缺（参见此处，新西兰第二大火电机组在冬季为冬季获取了额外的天然气），而原本打算作为峰值发电厂运行的电厂即将达到基荷，这危及电厂的可靠性。这导致电价非常高（见下文），结果引起了媒体和监管机构的关注，政治角力充斥其中。

近期新西兰批发价格趋势 

这一切听起来与导致 AEMO 在 2022 年 6 月暂停 NEM 的情况非常相似。但回应看起来会非常不同……

尽管价格高昂，但新西兰市场上没有相当于 NEM 累计价格门槛 (CPT) 和由此产生的管理价格上限 (APC) 的市场。2022 年 6 月，在 NEM 最终暂停之前，CPT 受到打击，APC 也适用。在新西兰，他们只能忍受。希望不会对消费者和小型、成长型和创新型电力零售商造成太大伤害。

就我个人而言，我喜欢新西兰的做法，因为因价格而干预市场会导致意想不到的后果，无论是长期还是短期。2022 年 6 月的 APC 最终导致市场暂停，并导致进一步的赔偿金（超过已经收到的赔偿金），迄今为止总额为 2.247 亿美元，还有几项索赔尚未解决。AEMC 目前正在审查电力补偿框架，因为它们在此期间显然没有有效运作。虽然这成为媒体头条，但我不太相信这种干预符合任何人的长期利益。

在新西兰，有一些杠杆可以拉动，你可以看到我们说话时它们正在被抓住：

1.电力局已对做市安排做出紧急改变，力求确保获得对冲的机会（即协助小型发电厂、批发商和零售商）。

2.系统运营部门正在就调整警示应急储存释放边界进行磋商。这将使某些水力发电机能够更早地获得目前无法获得的水储存。

3.电力局正在做一些吹捧，可能是为了满足政客们的意愿。

4.在 Transpower 的有效领导下，该问题已在电力部门内得到清晰而冷静的阐述。

第一点是合理的，希望管理局能够长期将这些变化纳入法典。第二点表明系统运营商正在考虑其选择，尽管我不太相信他们的论点能够达到预期结果。

第三点激起了我内心的愤世嫉俗。管理局的姿态和系统运营商同时进行的协商相结合，感觉像是在破坏系统运营商的独立性（他们是被迫的还是自己参与了这次协商？）。系统运营商在协商中提到了一次价格，做出了一个公平而真实的声明，即无论结果如何，他们的最终决定都会影响价格。与此同时，管理局明确表示，他们“正在与 Transpower 合作释放应急存储，以允许更多的水力发电，这应该会缓解价格压力。”

这让我不禁要问，系统运营商是在采取行动以最好地管理电力系统的短期至中期风险，还是在应对政治和监管压力以试图降低价格。这两种结果本质上是相关的，但如果将“这应该会缓解价格压力”替换为“管理电力系统安全的任何潜在风险”，也许会更容易打消我的怀疑。我确信系统运营商实际上正在尽最大努力独自管理风险，但电力局无疑希望看到风险管理大致等同于降低价格。

不同的转变

与澳大利亚的情况截然不同，新西兰目前面临的主要是能量问题（而不是容量问题）。尽管系统运营商的咨询涉及容量风险，但我远不认为这是一个现实的提议。即使这是真的，管理容量风险可以说比管理持续的能源短缺更简单、更轻松。

这是我们两种能源转型出现分歧的有趣方式之一。在澳大利亚，太阳能（电网规模和屋顶）的普及，加上普遍可靠的火电燃料供应，意味着能量问题远不及峰值容量。太阳能供应充足意味着在一天的中午，能源充足，为 BESS（和其他储能机制）提供了将过剩容量和能源转移到峰值的机会。同一天的能量充足使基荷火电厂的生活变得艰难，对于基荷火电厂来说，启停操作充其量是昂贵的，但作为主要操作模式是不切实际的。因此，这里的转型重点转向 BESS 和其他储能，以补充太阳能和风能管道，使它们能够填补峰值容量缺口（除了现有技术）。

在新西兰，目前的能量短缺意味着 BESS 和其他储能技术消耗峰值以外的能源，这无异于拆东墙补西墙。即使往返效率 >90%（不包括充电和放电期间的网损），系统中也会有能量损失。在能源短缺期间，储能充其量只能提供物理转移系统容量的机会，有可能让储能代替水力发电机组缓解热或电压稳定性限制，但这依赖于任何储能都位于“正确”的位置。我预计，目前系统中的额外 BESS 将导致非高峰价格上涨（由于充电），高峰期价格将面临不确定的下行压力，整体能量状况将进一步下降（由于损耗）。

对于新西兰的转型，如果维护系统安全是首要任务，短期重点似乎需要有所不同。更加关注和更快速地转向其他能源生产技术（即风能、太阳能和地热能）可以缓解能源短缺问题。解决能源短缺可能需要优先考虑太阳能（因为部署速度更快）和新风能资源的地理/气候多样性，而不是储能技术。

幸运的是，Transpower 开发管道表明这似乎是一条发展道路。不幸的是，直到 2026 年，投运才真正开始大规模实施。如果这些发展得以实现，它就增加了向系统注入能源的潜力，唯一的问题是它是否能及时到达下一次恶劣的水文条件。