面对NEG与电网的双重压力，澳洲新能源电站该何去何从？

本周，最受澳洲本土新能源界人士热议的，就是即将于下周五拍板的

国家能源保障计划(NEG)

 从去年底披露的NEG大纲中，我们可以看到，所有的能源零售商必须要保证一定比例的能源来自可调度的发电形式(如煤炭、天然气)来保证电力稳定，同时制定了电力产业相比2005年减排26%的目标(截至2030年)。

目前这一政策饱受诟病，因为这不仅将对未来数年澳洲新能源大型项目投资产生了阻碍，也无法协助澳大利亚达成签署的巴黎协定减排目标。

即使是普通民众，对此也颇为不满，因为目前澳洲光伏与风能发电的零售电价比煤电更低，且未来还会继续下降；而调度性极强的煤电随着原材料供应的紧缺以及设备老旧引起的高额维护费，而变得远远没有新能源来得有经济性。

本周初，首都领地、维多利亚州以及昆士兰州政府纷纷表示，在多党派联盟(Coalition Party)做出决定之前，他们将不会签署此项决议。在下周五各州领导人的表决会议之后，NEG仍需要通过多党派联盟以及联邦议会的一致通过。

但是抛开NEG对新能源开发商的伤害来说，还有一个更现实的问题等待解决，那就是大型电站并网。随着大型项目的急速增加，过去老旧的澳洲电网承受不了如此大的负荷。因此许多新的项目被告知，如果没有配备电池储能或同步冷凝器来提高系统可靠度，他们的项目规模将面临明显的缩减。这两个选择让开发商们十分头痛，因为无论选择哪种方法他们都必须丢弃原来的财务模型，并且有可能导致原来即将开建项目大范围的延迟。

在七月中旬清洁能源理事会(CEC)组织的一次会议上，电网公司对于建设新的电力设施以及更新设备十分感兴趣，其中一些公司认为可再生能源项目不过是苟延残喘的老旧电力系统的替罪羔羊。其他电网公司则认为一部分开发商并没有进行合适有效的尽职调查，开发商应该对电网连接有更多了解，而不是把项目硬塞进一个明显没有相应承受能力的电网里。他们对一部分开发商的技术能力提出了疑问。

不管怎么说，澳大利亚老旧的电网限制了大型可再生项目的全面拓展。电网升级和延伸是必需的，但这会花费数年的时间；然而许多项目预计将在今年开建。

一部分电网机构已经开始行动，国家能源市场运营局(AEMO)系统容量负责人Christian Schaefer说，这个问题已得到重视，特别是在维多利亚州，AEMO已与开发商和电网公司就此问题的解决办法努力了数年，并为电网如何发展来适应以可再生能源为主导的电力系统绘制了蓝图。

一些开发商已被建议通过传统方式比如同步冷凝器来平衡负荷，否则他们就只能等待电网更新。然而加上同步冷凝器需要花费800-1000万美元，对于预算并不充裕的开发商来说，无疑是雪上加霜。

如此看来，未来澳洲大型新能源项目落地的关键在于电网公司如何提高输电网对大规模易波动电力的承受能力。因此，近两年，高压输电公司正在尝试使用大型电池储能系统来平衡电网负荷，如去年石破惊天的南澳100MW（连接Electranet的输电网），还有今年AusNet Services 的30MW Ballarat 储能系统。

同时，开发商也在将储能融入新能源电站，Lyon Infrastructure、Neoen等在澳洲各地规划了光伏+储能甚至是光伏+风能+储能的混合项目。电网接入迫在眉睫，虽然目前储能电池的价格竞争力还不是很强，但毫无疑问，配备储能将是未来数年解决新能源电站接入问题的最佳方案。

作者 | Mabel GU

编辑 | Cami Wang

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