摘要：Snowy Hydro 拥有 16 个发电站和一个泵站，在新南威尔士州、维多利亚州和南澳大利亚州拥有超过 5,500MW 的发电能力 - Lasse Jesper Pedersen/Shutterstock
作者 哈里·阿姆斯特朗-索利和蒂莫西·韦伯
Snowy Hydro 拥有 16 个发电站和一个泵站，在新南威尔士州、维多利亚州和南澳大利亚州拥有超过 5,500MW 的发电能力 - Lasse Jesper Pedersen/Shutterstock
在日益可再生能源的系统中，正确计算竞争性加固技术（抽水蓄能、电池和天然气）的成本对于规划安全且负担得起的能源供应至关重要。
但是，当涉及到抽水蓄能时，澳大利亚的成本模型完全错了。
纠正关于抽水蓄能的基本假设可能会彻底改变澳大利亚不断发展的能源格局的前景。对太小的系统进行建模，位置过度受限，加上过时的位置折扣，将长期计划从存储推向天然气。
如果更新成本模型以反映现代现实，能源规划者可能会发现，长寿命抽水蓄能与大功率电池相结合，可提供脱碳和比天然气更好的电价。
尽管电池数量不断增长，但抽水蓄能仍然是全球和澳大利亚占主导地位的公用事业存储技术。
抽水蓄能为超过数小时的大规模存储提供了更具成本效益的解决方案。
100 多年前，当第一个抽水蓄能系统被开发出来时，发电主要由不灵活的煤炭提供。抽水蓄能的作用是通过将煤炭发电和后来的核能发电从低需求期（夜间）转移到高需求期（早上和晚上）来提供灵活性。像这样作，几乎不需要存储超过一天。
但到 2024 年，风能和太阳能占全球新增装机容量的 89%。在澳大利亚的国家电力市场 （NEM） 中，现在超过三分之一的能源是风能或太阳能，南澳大利亚州的这一比例接近 75%。这些数字被低估了，因为它们不包括电表后面的屋顶太阳能消耗。由于生成了如此大量的变量，旧的作模式不再适用。
南澳大利亚州的发电现在以太阳能和风能为主，天然气和从维多利亚州进口的天然气目前提供了大部分余额。
新的抽水蓄能系统将需要储存更多的能量，以平衡长期天气——多云、潮湿和无风的冬季。
现在，充电周期既受需求又受天气因素决定，但更高的能源吞吐量和更大的价差预示着更具吸引力的经济效益。
在选址的现代改进和可变发电的新运营环境的推动下，抽水蓄能的历史成本和收入在新建项目的成本核算中不再相关。这一现实破坏了主流自上而下的成本模型的假设，包括用于澳大利亚系统规划的模型。
从广义上讲，成本模型可以是自上而下或自下而上的，这意味着它们要么根据历史项目进行校准，要么基于组件级成本。自上而下的方法有优点，但仅在同类比较时有效。
绝大多数现有的抽水蓄能系统都位于河道（河上）上。目前在澳大利亚运行的三个抽水蓄能系统（Tumut 3、Wivenhoe 和 Shoalhaven）都在河上。同样，在美国运营的所有 43 个抽水蓄能项目都是在河上运营的。
但是，对选址技术的现代改进，包括候选选址的全球地图集，揭示了大量的离河选址，足以以零排放为 170 倍以上的全球 100 亿富裕人口提供服务。
抽水蓄能成本对当地地理环境极为敏感，地图集显示，最好的新建项目候选项目是河外项目。更短更陡峭的隧道、蓄水深谷的短坝以及水库之间较大的海拔差可能会导致成本和风险直线下降。
由于河上和河外抽水蓄能使用相同的组件和施工技术，因此自下而上的模型（如国家可再生能源实验室的模型）仍然适用。
自下而上模型的另一个好处是分散了输电组件（泵涡轮机、隧道等）和储能（坝墙等）的成本。这使建模人员能够更灵活、更自信地调整系统的大小和成本。
CSIRO 的 GenCost 报告是澳大利亚发电和储能成本数据的主要来源。这些是 AEMO 综合系统计划 （ISP） 的主要成本输入，ISP 是 NEM 的权威预测。遗憾的是，GenCost 背后的假设并不能准确反映离河系统。
首先，GenCost 假设作不切实际。GenCost 仅对长达 48 小时的存储持续时间进行建模，即使 Snowy 2.0 完成后将拥有 160 小时。
对于抽水蓄能，长持续时间是自然的选择。更高的能源容量很便宜，但更高的发电能力很昂贵——大坝壁较短的大型深水库的成本非常好，而电气设备和高压隧道的成本则不然。
利用抽水蓄能和电池的互补优势，长时级抽水蓄能可以季节性提供能源，同时为大功率电池充电以应对需求高峰。
其次，用于按位置调整成本的因素是异想天开的。
据推测，塔斯马尼亚拥有抽水蓄能的成本约为大陆各州的一半。这些数字基于 Entura 2018 年的一份报告，而该报告又基于所引用的相同抽水蓄能图集的早期迭代。从那时起，图集得到了改进和扩展。
现在很明显，大多数低成本选择实际上是在布里斯班和墨尔本之间，靠近现有的高功率输电。
最后，GenCost 估计值未能反映具有有利地理和技术特征的网站所节省的成本。
2.2 GW / 350 GWh Snowy 2.0 项目的主要资本成本为 120 亿美元，相当于 5,500 美元/kW 或 34 美元/kWh 的能源成本。
虽然 Snowy 2.0 通过重新利用现有水库来降低成本，但它也需要一条昂贵、高风险的 27 公里隧道。尽管如此，新南威尔士州南部一个 48 小时（持续时间最长的建模）抽水蓄能项目的 GenCost 估计比 Snowy 2.0（7118 美元/千瓦或 148 美元/千瓦时）高出 30% 至 330%。[1]
Snowy 2.0 被地图集归类为 AA 级——在澳大利亚又确定了 300 个 AA 级站点。这 300 个站点中只有几个可以满足到 2050 年所需的 1000 GWh 存储需求。
AEMO 的 ISP 进一步对 NEM 中的新抽水蓄能项目施加了 390 GWh 的建设限制，这与图集中确定的 300 个 AA 站点完全不一致。
为澳大利亚提供 150 GWh 抽水蓄能选项。星星和三角形表示优质的低成本站点，蓝线表示现有的高压输电。大多数付费站点都靠近布里斯班和墨尔本之间的传输。
在 AEMO 的长期系统规划中（国家能源战略的重要组成部分），所有这些因素结合在一起，不利于存储和偏好替代品，即天然气。
AEMO 目前预计，到 2050 年需要 15 GW 的天然气产能。柔性天然气是市场上最昂贵的发电来源，经常设定批发电价。澳大利亚最近经历的天然气价格波动以及对家庭能源账单的连锁反应，应该采取一切努力避免对天然气的依赖。更不用说碳排放了。
改进新抽水蓄能系统的成本模型可能会重大改变澳大利亚电力系统的规划路径，尤其是过渡期间天然气部署的规模。
来源：陈讲运清洁能源
