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SolarReserve如何以4毛光热电价在南澳150MW光热项目中盈利?

2017-8-31 22:49| 发布者: crystal| 查看: 914| 评论: 0|原作者: CSPPLAZA|来自: CSPPLAZA光热发电网

       CSPPLAZA光热发电网报道:近日,美国知名光热项目开发商SolarReserve以“0.4元/kWh最低价”中标南澳大利亚州150MW Aurora塔式熔盐光热发电项目的消息在业内引起广泛关注和热议。

  根据SolarReserve与南澳政府双方签署的发电项目协议(简称GPA),前者以0.075澳元/kWh(约合人民币0.39元/kWh)~0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的价格将其光热电站产出电力出售给南澳政府。这一价格刷新了光热发电项目的记录,同时意味着南澳政府购买到了史上最便宜的光热电力。

  事实上,如此惹人瞩目的超低电价并非首次出现。今年5月,迪拜水电局(DEWA)拟开发的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太阳能园区第一阶段200MW塔式光热发电项目中,由沙特水电公司ACWA Power、上海电气集团、美国BrightSource等组成的联合体同样投出9.45美分/kWh(约合人民币0.64元/kWh)低价。但由于南澳的电力市场存在特殊性,因此,此处的0.4元/kWh与一般情况下所指的电价必然不可混为一谈,其背后的真正含义到底是什么?SolarReserve与南澳签署的GPA和通常情况下的PPA区别又是什么?签署这一超低电价,是SolarReserve为博人眼球的一个宣传噱头,还是另辟了盈利蹊径?本文将结合最新海外观点一一为您拨开迷雾,解决疑点。

  背景:“坐在矿车上”的澳大利亚深陷能源危机

  今年2月的一场热浪席卷澳大利亚南部,使当地的气温飙升至40摄氏度。然而,一向以“坐在矿车上的国家”著称的澳大利亚,全球第二大液态天然气出口国,却没有足够的能源来满足本国居民的降温需求。甚至据《华尔街日报》报道,为了避免更大范围的停电,政府不得不切断了针对部分家庭的供电。


  事实上,澳大利亚生产的天然气原本可以满足需要,但其对外出口量几乎是本国使用量的两倍。同时决策者并没有确保国内有足够的天然气可用。

  就在天然气出口不断增加的同时,老旧的煤炭工厂也被逐渐关停。在去年,随着南澳最后一座火电厂的关闭,越来越多的澳洲人开始大喊“能源危机来了”。

  面临与日俱增的能源压力,政府不得不需求其他解决办法,目前风能和太阳能光伏约占澳大利亚总发电量的40%,但风电、光伏都属于间歇性能源,尽管这两种发电方式与其他可再生能源曾助力拉低了南澳地区的批发电价,但在夜间,天然气几乎依然是整个南澳地区电力需求的唯一释放压力渠道。但由于国内外差价太大,不光跨国企业,连澳洲本地企业都不愿意向发电厂出售天然气。

  前沿经济学咨询公司总经理Danny Price表示,在用电高峰期,南澳的电价会从0.1澳元/kWh(约合人民币0.52元/kWh)直涨到14澳元/kWh(约折合人民币72.8元/kWh),并在5分钟内迅速回落。这些不规律的波动让电力用户苦不堪言,但对供电商而言,只要在这一阶段向电力市场输出更多电力,获利轻而易举。

  这时,配备大规模储能系统的光热发电技术以超越光伏、风电的优势进入南澳政府的视野——其生产的电力稳定,可用于调峰,对电网更加友好,因此,不仅比传统的煤电、核电更加绿色,同时还正好弥补了那些间歇性可再生能源不可调配的缺陷。

  GPA≠PPA  看SolarReserve如何超低价盈利?

  目前,南澳政府已与SolarReserve签署为期20年的发电项目协议(GPA)。据悉,这项协议是由Danny Price为南澳政府专门拟定的。

  Danny Price表示,此举旨在使澳大利亚消费者免于承担夜间用电高峰期的高昂电价。此前,政府也曾出台相关政策引导用户更多地使用由政府提供的电力负载,以期刺激缺乏竞争力的电力交易市场。然而,这些措施并没奏效反而造成部分企业倒闭。

  而南澳与SolarReserve所签署的这项协议的目的,是希望充分利用光热电站产生的可调度电力,来助力实现澳大利亚夜间用电高峰期的电价下降的目标。一般来说,可再生能源项目方通常与电力承购商之间签署20年的购电合同(PPA)。但是,与其它国家不同,澳大利亚拥有与美国德克萨斯州一样的电力零售市场,双方一般只签署5年合约。此外,澳大利亚可再生能源项目电力购买协议都受相关规定约束,因此项目方需要寻找机会来向电力零售市场出售多余电力。

  而在南澳政府与SolarReserve签署的合同框架下,SolarReserve可以在白天以0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的价格将Aurora光热电站生产的电力供给澳大利亚国家电力市场(NEM),然后南澳政府可以以不高于0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的价格从NEM中采购电力。而在夜间用电高峰期,SolarReserve则可以选择将电站储存的电力出售给NEM中的任一买家,交易价格只要稍低于当时市场价格即可实现盈利,若当时市场价格较高则可能会获取相当可观的利润。


  如上,虽然澳大利亚属于商业化电力市场,但实际上SolarReserve所签署的GPA与其它国家的购电协议(PPA)更为相似。而这项合同20年的期限,对双方来说都是一种保障。一方面,SolarReserve可以通过售电获取利润来分期回收项目投资,另一方面南澳政府也实现其对平稳电价的追求。对此,Price解释说,这项协议其实是将电力购买协议和金融对冲进行了巧妙融合。

  在这项协议中,SolarReserve承诺在20年合同期内,南澳政府将支付不高于0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh)的电价,但这并不是用户侧电价。对此,SolarReserve首席执行官Kevin Smith表示,在白天,电力市场价格可能超过0.078澳元/kWh(约合人民币0.41元/kWh),但是这对我们来说没有多大影响。我们仍然会以约定的电价向南澳大利亚政府提供电力,白天所造成的损失我们会通过晚上的电力交易盈利进行弥补。

  另一方面,虽然澳大利亚国家电力市场囊括了较为廉价的光伏和风电(电价在0.08澳元/kWh-0.085澳元/kWh(约合人民币0.42元/kWh-0.44元/kWh)),但是这并不会对光热电价构成威胁。

  光热发电站何以降低用电高峰期电价?

  与燃气电站不同,光热电站能够实现在夜间稳定输出电力,而且可以根据市场需求来灵活调整输出,因此不易像采用天然气供电那样出现供电量与用电需求严重不匹配而造成电价大幅波动。

  Price表示,SolarReserve会尽最大可能将光热电站产生的电力运用到夜间用电高峰期,以此来获得更多的回报,而他们则希望有人能够帮助其降低用电高峰期的电价。

  据了解,这座装机150MW的光热电站在每天下午1点左右会达到电力输出峰值。Price表示,如果南澳州长Jay Weatherill只想满足白天用电需求的话,那么光伏或是一个不错的选择。但是,如果向电网继续输入更多具有间歇性的可再生能源电力,则会使夜间电价问题变得更加糟糕。

  目前,南澳大利亚四分之一的家庭用电来自于屋顶分布式太阳能而非电网输出的电力,这样就导致缺口电力负荷太少以至于难以采取金融手段来建设更多可调度发电机组。但如此一来,这将最终导致夜间用电高峰期电力市场供电不足,从而电价因波动而变得更加昂贵。

  尽管南澳大利亚政府不能直接将用电高峰期时的市场电价固定下来,但它可以通过完善激励机制来鼓励燃气发电机组的竞争对手实现发展。

  南澳与SolarReserve如何实现双赢?

  而谈及澳大利亚电价居高不下的原因,有相关人士表示,归根结底是由于政府未出台保护消费者的政策。

  能源经济与财务分析研究机构能源分析师Bruce Robertson曾公开表示,澳大利亚天然气垄断组织正通过限制国内天然气供应以抬高其价格。

  同时,该国鼓励天然气出口的新政策也加速其向亚洲市场出口液化天然气(LNG)的步伐。

  据有关分析,南澳政府之所以选择与SolarReserve签署上述创新性的合作协议,或是希望缓解政策失误所带来的影响。

  据CSPPLAZA此前报道,在澳大利亚可再生能源署(ARENA)的努力下,联邦政府批准拨划1.1澳元的优惠贷款在奥古斯塔港建设光热电站,该电站的建设将取代该地区此前因严重污染环境而遭到关停的燃煤机组,同时还可以解决前燃煤机组员工的再就业问题。

  “此次联邦政府给予该项目的优惠贷款利率仅为3%,这意味着澳大利亚的融资成本较低。但是,部分当地人对此表示担忧,他们认为联邦政府可能会稀释该基金,将其投入到多个小型的储能项目中,而不用于可以存储1100MWh电力的Aurora光热发电项目的建设。”Price介绍说。

  SolarReserve方面表示,即使澳大利亚联邦政府违背承诺双方所签署的电价也不会因此而过分提高。因为该项目总计投资为6.5亿澳元,而政府只给予1.1亿澳元的贷款,因此,SolarReserve将自筹其余的建设资金。SolarReserve将通过融资方式来确保其所投标项目财务状况良好。

  虽然这项协议中的电价创造了光热发电行业的新低价,但这并不是该公司报出的唯一的低价。2016年,SolarReserve在智利Copiapó光热项目报出的竞标价—6.3美分/KWh(约合人民币0.44元/KWh)也创造了当时光热行业投标电价的最低记录。

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