今天要搬运的观点与澳洲能源转型相关，是来自 Ben Rose，Sustainable Energy Now的能源分析师。他在上周发表于RenewEconomy.com.au的一篇文章中对澳大利亚西南一体化电网（SWIS）SIREN电力平衡模型的研究成果进行了展示，研究了在不同渗透率下蒸汽热电机组的表现。

文章使用了澳洲能源市场中心2018年8月的成本数据图，指出包括煤电和除燃气涡轮外的燃气发电的传统热电会随着可再生能源渗透率的上升而退出市场。在传统热电退出市场过程中，其调峰量将会上升，随之而来的是灵活性较差机组的高额运维成本和技术带来的系统风险。因此，快速推进传统热电机组的退出有利于降低成本和系统风险。

两个发现

• 使用75%可再生能源电力的系统成本不会比现有煤-天然气主导的能源结构更高，且可再生能源渗透率由75%升至85%带来的成本上升微乎其微（如图一所示）。
• 与延长现有煤、天然气热电机组的工作年限相比，快速推进可再生能源对煤电的存量替代的风险更低。模型显示SWIS有能力在2030年前将渗透率提高到75%。

三张图

图一： SWIS考虑可再生电力证书和新的输电线路成本时平准化电力价格

注：REC（renewable energy certificate）是澳大利亚政府为可再生能源并网电量发放的证书，用于满足政府设置的要求，类似我国的绿证。

图一展示了从2018年到达到100%可再生能源渗透率的过程、平准化电力成本，以及每一次与渗透率提高相伴的原有发电技术的淘汰。建于1980至1984年间的Muja CD机组首先关停，其余的蒸汽热火电机组在可再生能源最为丰沛的夏天相继关停，我们能够看到：

• 300MW的Collie煤炭和天然气热电机组在渗透率升高到50~70%之间时关停，最新安装的煤电机组蓝水（Blue Waters）1和2号机组，即最新安装的煤电机组将在最后两步关停。
• 渗透率到达75%时，已经没有蒸汽热发电机组在工作，所有的调峰容量全部由OCGT燃气涡轮发电机和储能设施承担。

而与此同时，第一批化学储能设施于渗透率25%时安装。聚光太阳能热发电和熔融盐于40%时安装，水力储能于70%时安装。由于蒸汽热电机组在渗透率65%时即退出市场，在能源结构转型中将会发生用气量峰值提高的现象。

然而，随着调峰需求的增长，煤电机组的调峰量也有所增加，这成为煤的角色转变和退出市场也的一个难题=（表二）。另一个问题则是煤和天然气供能的蒸汽热电机组有着高达十至十五层楼高的锅炉，而改变输出会产生急剧温度变化，这会增加锅炉壁出现裂纹等风险。关停和重启会加重这些问题，而且冷启动花费的时间可能长达一天。

据Daniel Mercer的报导，这些因素已经在影响西澳：“AEMO提到，Synergy的成本正在飙升，而为了配合可再生能源出力的不稳定，其煤电厂重启也更加频繁，这大大增加了机组在调峰时失灵的风险。”

表一 ： 在蒸汽热电机组退出过程中SWIS蒸汽热电机组改变出力的频率和变化率的模型模拟结果

注：第一列是参与市场的发电技术种类及可再生能源渗透率，ST为steam thermal，WPV为wind and solar photovoltics。

在SIREN电力平衡模型的情景下，蒸汽热电机组可以将出力降至50%并保持运行（表一第三列），除了在夏季为期三到六个月的时间中他们并不工作。

模型中，在渗透率65%的情况下，改变出力程度为总容量的33%的调整在6个月间将发生165次，也就是每周6次。同时，渗透率65%时的热电机组工作的工作小时是40%时的4倍，而在渗透率达到65%时仍有1680MW蒸汽热电机组在工作。

由此我们能够推导出，蒸汽热电机组有10%的发电量被浪费了，同时从渗透率由35%升高到70%系统还将面临蒸汽热电机组运维成本的上升——$5/兆瓦时。（如图一）

图二：最佳配置下热启动基础负荷与调峰容量的年成本（来源：N. Kumar, et al. NREL, April 2012. Power Plant Cycling Costs.）

蒸汽热电调峰增加带来的成本上升不应该被低估。图二是NREL就蒸汽火电机组承担不同的角色时的成本。

对OCGT燃气涡轮发电机来说，调整出力并不存在困难，所有坐过喷气式客机的人都能证明，这些引擎被设计能够在十分钟内从冷状态达到满负载。化学储能能够在毫秒级时间内达到全出力，抽水蓄能能在几分钟内做出响应，而熔融盐驱动的蒸汽轮机以天为单位开机关机。

模型将蒸汽热电机组替换为OCGT机组和三种类型的储能设施。OCGT的容量系数从2018年的几个百分点上涨到全部蒸汽热电机组关停时的30%，又降低到渗透率95%时的5%。模型结果距离30至60座共2600MW的OCGT机组的边界条件还有很安全的距离。

这只是众多可能情景中的一个，模型还证明，在风电容量容量更大的情况下，不需要抽水蓄能或熔融盐储能，设施就可以达到高达85%的渗透率。

总结

总的来说，SWIS的蒸汽热电机组在转型中将会有以下趋势：

• 蒸汽热电机组将更多地作为调峰能力，这将提高运维费用并要求部件的更新以支持新的角色。此外，这一时期需要被尽可能缩短以降低转型成本和系统稳定性的风险。
• 翻新煤电厂在能源转型中并不可行。由于Muja AB型无论如何要在两年后关停，翻新将造成3.5亿美元的损失。Muja CD型已经有34-39年的历史，西澳能源部长Bill Johnson已经颁布政令禁止翻新。
• 燃气涡轮机组需要承担更多调峰责任。
• 为避免蒸汽热电机组频繁关机重启，一定的弃风弃光是经济上合算的。
• 在转型的中后期，蒸汽热电机组可在可再生能源最充裕的夏天关闭。

总结以上观点可以得出：蒸汽热电机组需要尽快退出市场并由可再生能源、燃气涡轮机组和储能设施代替。以实现在2030年关闭所有蒸汽热电机组，可再生能源渗透率达到75%的目标。

为了应对增长的可再生能源发电量带来的系统波动，系统需要灵活响应机组和储能设施。Ben认为：

• 燃气涡轮机组应该由政府翻新、拥有和管理，以避免在全国电力市场中出现的价格欺诈。
• 为了满足调度需求，电网现在就需要储能设施。
• 应现在开始规划具有更大规模、更低成本的CST熔融盐设施和抽水蓄能设施。

吕某认为，关注澳大利亚能源结构转型对中国有一定的意义，燃气涡轮机组调峰和储能设施的重要性对中国同样适用。当然两国之间的差异也是不能忽略的，比如我国电力生产同时有供暖的任务。为了同时满足供暖供热的需求，在我国煤电灵活性改造和燃煤热电联产在转型中有更重要的地位。