澳大利亚储能市场现状及前景分析

一、澳大利亚储能市场现状

电网基础设施与储能需求

澳大利亚国家电力市场（NEM）输电网呈现狭长、低密度分布的特点，发电机组和负荷中心呈分散式分布。

五个州级输电网络通过互联线连接，一旦互联线发生跳闸，会对州级输电网络造成较大影响。

极端天气如森林大火和风暴等越来越频繁，威胁着电力系统稳定安全及各州电网之间的互联。

促进新能源消纳

澳大利亚总理提出到2050年实现净零排放的目标。

短期内，澳洲电力系统需要1～2个小时的储能固化可再生能源间歇性的容量和日内能量时移。

未来随着更多火电站退役，4～12小时的中长时储能将在更大的时间尺度中扮演能量时移的角色。

支撑用户账单管理

澳大利亚光照条件优越，用户电价较高，催生了数万套分布式光伏的安装。

家用储能配套建设以实现光伏电力自发自用带来了应用机会。

二、澳大利亚储能市场快速发展的驱动因素

电网基础设施薄弱

输电网狭长、低密度分布，互联线跳闸风险高。

极端天气频繁，影响电力系统稳定。

可再生能源资源丰富

可再生能源装机占比不断提升，需要储能固化间歇性能量。

未来火电站退役，中长时储能需求增加。

用户侧高电价

高电价催生分布式光伏安装，为家用储能带来应用机会。

储能产品价格下降，进一步推动户用储能发展。

三、澳大利亚储能市场特点

规模化电池储能项目快速增加

截至2023年6月，澳大利亚电池储能项目累计装机规模达到1526兆瓦，同比增长85.64%。

2022～2023年，有704兆瓦的新增电池储能进入市场，创历史新高。

电价波动频繁，电网规模储能项目电能量收益占比提升

2021年以前，电池储能总收入的80%以上来自于频率控制辅助服务市场（FCAS）。

近两年，电价波动频繁，电池储能在现货市场中的套利空间加大。

2022年第三季度和2023年第三季度，电能量市场收益超过FCAS市场收益。

用户侧储能市场持续增长

2024年前三季度，澳大利亚配套电池储能的屋顶光伏新增项目数量达到18900个，同比增长15%。

新南威尔士州、维多利亚州新增配套电池储能光伏装机数量最多。

驱动因素包括电价上升、补贴政策、对供电安全的担忧以及储能产品价格的下降。

四、多元收益模式助力澳大利亚储能市场发展

电网规模储能项目收益

套利收益：通过现货市场电价波动进行套利。

FCAS辅助服务收益：提供频率控制等辅助服务。

电能量市场收益：随着电价波动，电能量市场收益占比逐渐提升。

用户侧储能收益

自发自用节省电费：通过家用储能实现光伏电力自发自用，节省电费。

参与电网调度：部分用户侧储能项目可以参与电网调度，获得额外收益。

补贴政策：政府提供无息贷款、补贴等激励政策，推动用户侧储能发展。

五、澳大利亚储能市场前景展望

规模化储能市场空间较小

根据预测，到2050年，澳大利亚国家电力市场预计需要44吉瓦/550吉瓦时的电力储能（不包括用户非VPP储能）。

与国内2024年上半年新型储能累计装机规模相差不多，未来澳大利亚规模化储能市场空间不大。

储能在电能量市场的套利空间有望增加

澳大利亚能源市场委员会（AEMC）发布了对《国家电力规则》的修订草案，逐步提高市场价格上限和管理价格上限。

这些价格调整将降低停电风险，确保电力系统安全可靠，同时有望给储能带来更大的套利空间。

新的调频辅助服务品种有望给储能带来新的收益来源

澳大利亚能源市场运营商推出了两个新的调频辅助服务市场：非常快速的“向上应急辅助服务市场”和“向下应急辅助服务市场”。

这些服务的引入将有助于保持未来电力系统的安全性和可靠性，为电池储能等快速响应技术带来新的收益。

惯量市场为储能带来新的商业模式

澳大利亚能源市场运营商和澳大利亚能源市场委员会正考虑引入惯性现货市场。

构网型逆变器可以为电网提供合成惯性，有助于澳大利亚电力系统安全稳定运行。

惯量市场有望成为电池储能的重要收益来源之一。

新的注册身份将允许用户侧储能聚合参与市场

澳大利亚能源市场运营商建立了聚合储能系统（IESS），聚合系统可以选择注册为聚合调度一致性资源（ADC）。

ADC降低了电力系统调度难度，促进电力市场的竞争。

六、澳大利亚储能发展对国内的借鉴与启示

明确储能参与电力市场的主体身份

澳大利亚储能以发电商和用户两类身份在市场中注册时，存在注册流程冗长繁琐、与其他市场参与者竞争不公平等问题。

深度研究储能参与电力市场的身份属性及不同身份属性下储能面临的报价、调度、结算、费用收取等问题，避免市场主体之间存在不公平竞争。

尽快建立能够反映电力稀缺属性的现货市场机制

储能在澳大利亚电力市场中进行套利，价格波动能够反映市场的电力供需关系。

设计存在时序和地点特性差别的电价机制，引导用户用电行为与发电情况相匹配，并通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。

适时考虑增加新的辅助服务品种

澳大利亚将辅助服务品种分类较详细，为储能选择合适的品种提供服务创造了条件。

结合实际情况，探讨快速调频、爬坡、惯量支撑、备用等各类辅助服务品种的设立，细化调频品种，为快速调节资源提供稳定的市场参与空间。

建立储能服务的成本疏导机制

澳大利亚将储能引入SIPS计划，对储能带来的系统性成本与收益进行了测算和评估，并据此将成本疏导至受益主体。

评估新能源侧强制或鼓励配套的储能设施以及参与辅助服务市场的储能设施的系统性成本与收益，并将成本疏导至“引发者”或受益主体，提高政策的有效性和可持续性。

澳大利亚储能市场在电网基础设施薄弱、可再生能源资源丰富、用户侧高电价等多重因素的推动下呈现快速发展态势。规模化电池储能项目快速增加，电价波动频繁使得电网规模储能项目电能量收益占比提升。用户侧储能市场持续增长，得益于强有力的激励政策和储能产品价格的下降。

未来，澳大利亚储能市场将面临规模化储能市场空间较小但套利空间有望增加、新的调频辅助服务品种和惯量市场带来新收益以及用户侧储能聚合参与市场等机遇。借鉴澳大利亚储能发展的经验，明确储能参与电力市场的主体身份、建立能够反映电力稀缺属性的现货市场机制、适时考虑增加新的辅助服务品种以及建立储能服务的成本疏导机制，推动国内储能市场的健康发展。