2030年澳大利亚储能系统装机或将增长5倍以上

调研机构HIS Markit公司日前在其最近发布的一份调查报告中预测，到2030年，澳大利亚累计部署的储能装机容量将从500MW增长到12.8GW以上。如今，澳大利亚部署的储能系统装机容量还不到占全球电池储能系统装机容量的3%，是全球第七大储能市场。该公司预测，到2030年澳大利亚累计部署的装机容量占全球部署量的7%，并将成为全球第三大储能市场。这种增长将主要由三个不同的细分市场驱动：住宅储能、独立部署的电网侧储能系统，以及电网规模与可再生能源发电设施配套部署的储能系统。


而在电价最高、上网电价(FIT)到期、补贴和对弹性的担忧的情况下，一些住宅用户为其运营的住宅太阳能设施配套部署电池储能系统，为此推动了住宅储能市场的增长。

通过添加住宅储能系统，住宅用户可以最大限度地利用已经运营的住宅太阳能发电设施（其电力不是输出到电网），并在电网断电时获得持续的供电。随着森林火灾发生的频率和严重程度不断增加，电力中断越来越成为偏远社区或家庭用户的担忧。


根据统计，截止到2020年，澳大利亚约有15%家庭安装了住宅太阳能系统。住宅太阳能发电设施与电池储能系统配套部署正在成为一种新标准，特别是在澳大利亚能源市场委员会（AEMC）就在特定时间对家庭用户是否提高电价展开辩论之际。

未来10年大型用户侧储能项目将占部署量的58%

用户侧储能系统的部署将主要由与太阳能发电设施配套部署的项目推动。从2021年到2030年，与可再生能源发电设施配套部署的电网侧电池储能系统的装机容量将占到所有储能系统的总装机容量的58%，当电压水平降得太低时（频率水平突然变化导致电厂跳闸或电网服务提供商需要管理电网拥塞），储能系统可以增加可调度太阳能发电资产的价值。这些部署都将是由澳大利亚能源市场运营商（AEMO）推动的。这在一定程度上是由于预计到2030年将有装机容量约为7GW的化石燃料发电设施退役，到2035年还将有装机容量为6.2GW的化石燃料发电设施退役。

但是，在澳大利亚能源市场运营商（AEMO）监管下运营混合部署能源项目很复杂，这会造成市场壁垒，并可能延迟这些项目的部署和调试。因此，对于许多共址部署的能源项目来说，其能源资产各自独立运营，这意味着这些资产可能共享电网连接，但在其他方面交互作用有限。

此外，电池储能系统可以利用频率控制辅助服务(FCAS)或批发市场中的供电波动性。澳大利亚的大多数电池储能系统(BESS)将进入商业市场，除了在价格飙升时在批发市场进行套利之外，还主要用于频率控制的辅助服务(FCAS)市场。

平均而言，频率控制服务占当前运营的电池储能系统总收入的85%，但是批发市场可能会产生更广泛的收入，批发市场的价格批发套利的平均净回报为27美元/kW～245美元/kW）之间，其收入多少取决于年份、位置、平均充电次数以及持续放电时间。

随着夏季用电需求增加，以及输电设施在炎热条件下跳闸或因森林火灾或风暴而跳闸，甚至会导致批发市场夏季电力价格飙升。例如，2020年1月31日，当龙卷风袭来时，南澳大利亚的输电线路意外跳闸，频率控制辅助服务(FCAS)价格多次飙升到691美元/MW以上。仅这一事件就为澳大利亚所有的运营电池储能系统带来了超过4100万美元收入。

一个经常被忽视的重要问题是如何为这些大型电池储能系统进行融资。事实上，尽管频率控制辅助服务(FCAS)收入占现有运营电池储能系统的大部分收入，但通常认为无法获得足够的融资，无法在业务案例中予以考虑——这意味着储能系统必须获得其他一些收入。这意味着当今大多数运营的电网侧电池储能系统都需要获得某种形式的政府资助，通常来自澳大利亚可再生能源署(ARENA)或者正在转向储能系统安全服务的固定合同，以提供稳定收入。

澳大利亚储能市场的其他收入机会

澳大利亚储能市场的另一个增长趋势是利用电池储能系统推迟对电网基础设施的投资。这适用于电网侧储能系统、用户侧储能系统，以及独立部署的用户侧储能系统。或者采用大规模的电网侧储能系统解决输电线路的拥塞和减少中断。而在电网中，这一问题将会随着可再生能源发电量的增加而加剧。

HIS Markit公司在报告中指出，总体而言，澳大利亚将成为电网侧储能系统和用户侧储能系统的主要增长市场，其驱动力是支持这种从化石燃料发电快速过渡到可再生能源的分布式电网的基本需求。然而，由于澳大利亚联邦政府的政策仍未与各州政府推动的快速转型完全一致，因此储能市场的发展仍不稳定。

此外，相对于可再生能源发电设施部署速度来说，市场结构的缓慢转变以及商业市场中的风险将为大规模电池储能系统开发可融资的商业案例带来一些挑战。