6月21日，澳大利亚能源市场运营商AEMO宣布，澳大利亚电力市场状况已明显改善，将分阶段重启国家能源市场（NEM）。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。

危机即将收尾。

此前的6月15日，AEMO发布公告，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。这是澳大利亚首次暂停电力现货市场运行，事件引发业界热议。

AEMO最新报告显示，国家电力市场（NEM）的批发电价在过去12个月中翻了一倍多。这一轮涨价速度快，涨幅大，超出许多行业分析师此前的预期。

对于这场电力危机，目前业内普遍认为主因是全球能源短缺背景下，澳大利亚2022年冬季偏冷，供需偏紧、燃料价格高涨，同时，电力现货市场的限价规则久未更新也加剧了高度紧张条件下的供应挑战。

冬季气温偏低，电力供应短缺

从影响用电需求的天气因素来看，如今正值南半球冬季，气温相较往年偏低。自5月下旬以来，来自南极洲的一股冷空气在澳大利亚东部蔓延，墨尔本、悉尼等多地气温提前进入寒冷模式。随着温度降低，居民取暖器的使用增加，导致夜间用电量持续激增，连日来不断刷新用电高峰。

但近期，澳大利亚的电力供应却相对紧张。从电源结构来看，澳大利亚东部燃煤发电占发电量近65%，天然气占7%，其余来自风能、太阳能、水能等可再生能源。目前，却有超过四分之一的燃煤发电机组不可用。其中一部分机组停运的原因是计划内检修，以往6月澳大利亚东部气温并不低，至7、8月才进入寒冬，因此机组检修时间通常安排在6月。此外，受天气因素影响，近期澳大利亚东部的风电和光伏出力也有所减弱。

电力市场的价格上限，加之严峻的煤炭和天然气的供应挑战，使得部分煤电、气电机组退出市场，停止运行，进一步恶化了澳大利亚东部的电力供应情况。

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（National Electricity Rules, NER），自动触发了300澳元/兆瓦时的管理价格上限（ Administered Price Cap, APC）。

据澳大利亚AGL能源有限公司能源市场部原主任分析师刘东胜介绍，NER设置了两种最高价格上限。其中一个是，单次报价最高限价15100澳元/兆瓦时（相当于人民币70多块钱/度），各州每年通常都会有达到价格上限的时段，只是持续时间一般比较短。

另一个限价类似于二级价格上限，即当7天内现货市场价格达到最高限价的累积时间为7.5个小时的时候，市场价格会自动降到300澳元/兆瓦时。

根据NER规则，当现货价格的滚动七天数值突破累积价格阈值（Cumulative price threshold, CPT）时，就会触发管理价格期限。目前基于五分钟出清时段的价格，CPT为135.91万澳元。也就是说，当现货价格在市场价格上限15100澳元/兆瓦水平上的累计持续时间达到7.5小时，就会触发二级价格上限。最近几天，NEM几个价区的七天累计现货价格就接近CPT。

15100澳元/兆瓦时的限价，旨在使得机组能够更多地回收固定成本，300澳元/兆瓦时的限价则是反映机组收回燃料成本所需的最高价格。

“如果15100澳元/兆瓦时的最高价持续时间达到7.5小时，此时市场规则的逻辑是，发电机组已收回了其固定成本，因此启动300澳元/兆瓦时的限价，使得机组主要是回收燃料成本”，刘东胜解释。“虽然直译APC限价会有‘行政（Administered）’的意思，但是启动这个限价的条件及其数值都是市场规则所规定的，并不是行政管理措施。”

随着时间推移，不满足“7天内现货市场价格到最高限价的累积时间达7.5个小时”这个条件时，300澳元/兆瓦时的价格上限自动取消，市场价格也会恢复到15100澳元/兆瓦时限价下的出清价。

但由于供需偏紧，燃料价格高涨，市场价格如果维持在300澳元/兆瓦时，一些机组无法回收燃料成本。相关测算显示，按照目前的燃料价格，一些机组发电成本在500澳元/兆瓦时水平，因此一些机组不愿意报价，导致部分时段容量不足，无法出清，也无法形成出清价格。

由于大量设备停运，市场无法引导发电机组进入市场继续运行，AEMO暂停了澳洲东部的电力现货市场，采用临时价格机制出清。AEMO首席执行官Daniel Westerman在一份声明中表示，最近几天的情况给整个能源行业带来了挑战，暂停市场将简化严重停电期间整个能源供应链的运营。

300澳元价格上限过时，容量补偿不足

刘东胜认为，本次澳大利亚暂停市场的关键问题是，APC的价格上限已经多年没有更新了。

“目前燃料价格高涨，天然气现货市场也到达其限价水平，40澳元/吉焦，按此推算电力价格上限需要大约500澳元/兆瓦时才能确保单循环燃气轮机机组（OCGT）回收燃料成本，如果其发电燃烧的天然气是从天然气现货市场购买的。”他说。

据香港中文大学（深圳）理工学院教授赵俊华介绍，目前的APC价格是从2008年开始实施的，由澳大利亚能源市场委员会（AEMC）负责制定。AEMC确定APC的主要依据包括：

（1）考虑市场内各类别机组的边际成本；

（2）避免APC过高导致全行业面临系统性金融风险；

（3）避免APC过低导致部分机组因为成本价格倒挂而退出市场。

按照AEMC的规定，必要时才会重新确定APC，并且两次确定时间间隔不少于3年。但300澳元/兆瓦时的APC价格在2008年制定后就一直没有修改过。

“这次发生市场停摆的主要原因就是APC过低，已经不足以覆盖部分火电机组的边际成本，导致他们退出市场，也因此出现了电力供应不足，同时发电能力又有所闲置的局面，最终使得市场无法出清。”赵俊华表示。

对于此次电力危机中可靠性资源充裕度不足的情况，赵俊华指出，澳大利亚电力市场主要的缺陷是缺乏合理的容量补偿机制。目前，作为单一能量市场的NEM仅依靠稀缺定价机制（即15100澳元/兆瓦时的价格上限）来吸引投资，虽然NEM一直在讨论引入容量市场，但始终进展迟缓。

另一方面，澳大利亚政府本身也在大力推动能源领域低碳转型，在风光高速发展的同时，发电公司出于退煤的预期，计划有序退役火电机组。两重因素叠加，导致NEM系统的备用容量严重不足。在这种情况下，AEMO按下了市场暂停键。

“市场暂停”并非重回计划调度方式。按照NEM的市场规则，AEMO启动“市场暂停”意味着事先规定一个价格，让市场主体报价、出清，但此时并不按市场出清价结算，而是按照AEMO事先定好的价格结算，并在事后根据规则对发电成本高于该价的机组进行补偿。机组依然按照出清结果进行调度。

部分人士认为，澳大利亚市场对机组的限价及暂停市场，是一种行政干预。刘东胜指出，无论是限价还是对机组的安排，都是按照事先定好的市场规则来实行的，这些应急规则本身仍属于澳大利亚电力市场规则的一部分。“当AEMO通过预测等手段，判断不会再发生容量不足、无法保障电力供应的情况，则会重新采用市场出清电价进行结算。”

能源转型目标激进，长协功能“失效”

全球能源市场波动导致的燃料价格高涨，是本次澳大利亚东部电力危机的重要推手。

虽然澳大利亚拥有丰富的化石能源，但大部分都用于出口，国内厂商的用量占比有限。2022年2月底以来的俄乌冲突导致澳大利亚能源出口需求激增，进一步消耗了本可以用来填补国内空缺的潜在盈余。煤炭供应偏紧是澳大利亚电力供应紧张的主要因素。

受俄欧能源博弈影响，国际煤价自3月以来一路飙升，虽在5月出现过小幅回落，但目前仍居历史高位。彭博社最新数据显示，纽卡斯尔NEWC动力煤现货价格报398美元/吨，同比涨超200%。国际煤价上涨带来的高利润驱使澳大利亚煤炭生产商将煤炭销往国际市场。对此，新南威尔士州政府6月17日援引紧急条令，要求在该州运营的煤企要将煤炭转移到当地发电机上，限制煤炭出口。

此外，近期的洪水也影响了澳大利亚东部新南威尔士州和昆士兰州的煤炭生产。澳大利亚另一家电力公司Origin Energy的Erring电站是新南威尔士州最大的发电站，由于技术问题，两个矿山的产量下滑，Erring电站受煤炭供应短缺影响而几近瘫痪。

另一方面，澳大利亚政府设定了积极的能源转型目标，承诺最迟到2050年实现净零排放。2021年12月，AEMO发布的报告预计，到2032年，所有褐煤电站和三分之二以上的硬煤电站，都可能在没有政府重大干预的情况下退出市场。这也意味着会失去约等于目前总需求40%的发电量。

赵俊华指出，原本火电机组可以通过签订多年燃料合同规避一次能源价格短期波动的风险，但由于很多火力发电机组在考虑退役，降低了燃料长协的比例，因此在国际一次能源价格大幅上涨时，发电机组无法避险，只能把成本转嫁到现货市场。

天然气价格走势也不容乐观。与燃煤出口的情况类似，在西方国家对俄罗斯天然气实施制裁后，各国对澳大利亚天然气出口需求激增，导致该国剩余天然气储量下降，国内能源供应更加不足。

澳大利亚每年出口约85%的天然气，其中，西澳大利亚州的天然气生产商必须为国内市场储备15%燃料，但东海岸没有保留政策，因此缺电危机主要集中在澳大利亚东部地区。6月初，澳大利亚东部维多利亚州天然气批发价高达800澳元/千兆焦耳，是正常水平的80多倍，导致AEMO介入，暂时将价格限制在每40澳元/千兆焦耳。

据悉尼科技大学教授、国际能源转型学会理事长施训鹏介绍，液化天然气是澳大利亚出口增长的主要驱动力，天然气市场国内与国际联通，国际市场持续的高价格会传导到国内市场。

“以往澳大利亚市场的高气价周期较短，国内市场有一年的长期合同覆盖，而当长期合同要调整时，国际市场价格通常已经降价，因此发电商没有动机做大幅度调整，但过去一年，天然气价格一直处于较高水平。”施训鹏表示。

由于国内过早出现需求高峰，许多澳大利亚发电商被迫在现货市场上购买石油和天然气。目前，澳大利亚东部除维多利亚州外，其他州的天然气采购大多通过短期现货市场完成。

为缓解电力紧张，自6月15日以来，澳大利亚已累计将4000兆瓦燃煤发电容量重新投入使用。

AEMO预计，市场监测将至少持续24小时，如果市场运行都符合标准，下一步将正式取消“暂停”，根据规则恢复市场正常运营。

（图片来源：veer图库）