专栏名称: 中关村储能产业技术联盟

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澳大利亚储能盈利模式和市场前景分析

中关村储能产业技术联盟 · 公众号 · · 2025-01-17 18:25

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文 | 中关村储能产业技术联盟

澳大利亚储能市场起步于 2016 年，在电网基础设施薄弱、可再生能源资源丰富、用户侧高电价等重大因素的推动之下，储能市场呈现快速发展态势。首先，由于澳大利亚国家电力市场（ National Electricity Market，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，会对州级输电网络影响较大。

近年来 , 森林大火和风暴等极端天气越来越频繁，威胁着电力系统稳定安全及各州电网之间的互联，因此，澳大利亚正在寻求通过新建储能，来增强输电网之间的连通能力。其次，在促进新能源消纳方面， 2021 年 10 月，澳大利亚总理提出到 2050 年实现净零排放，根据澳大利亚发布的整体性系统规划（ ISP ），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。在支撑用户账单管理方面，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，也给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。

多元收益模式助力
澳大利亚储能市场迅速发展

规模化电池储能项目快速增加

近两年来，澳大利亚电网侧大规模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（见图 1 ）。

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，澳大利亚电池储能总收入的 80% 以上来自于频率控制辅助服务市场（ FCAS ），剩余部分来自于能量市场套利和负电价充电收益。近两年，随着可再生能源装机占比不断提升及国际能源价格波动，电价波动频繁，电池储能在现货市场中的套利空间加大。同时 FCAS 辅助服务市场由于整体市场规模有限，电池储能 FCAS 收益增长相对较慢。 2022 年第三季度和 2023 年第三季度，出现电能量市场收益超过 FCAS 市场收益的情况， 2024 年前三季度，电能量市场收益持续高于 FCAS 市场； 2024 年第三季度电能量市场收入达 FCAS 市场的 6 倍（见图 2 ）。

澳大利亚用户侧储能市场持续增长

2024 年用户侧储能有望创历史新高

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% 。考虑到第四季度属于光伏和储能装机旺季，预计全年户用储能装机量将再创历史新高。

从地区来看，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，两州合计新增装机数量占新增装机总数量的 46.6% 。南澳大利亚州、昆士兰州新增装机数量分别排名第三、第四位。澳大利亚户储数量的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。

用户侧储能高速发展得益于强有力的激励政策

2023 年，维多利亚州给予户用储能最高 8800 澳元的无息贷款，南澳大利亚给予户用储能 500 澳元 / 千瓦时、最高 6000 澳元的补贴，首都领地给予下一代储能提供 3500 澳元或投资额 50% 的补贴。此外，维多利亚州开始对光伏实行变动的上网电价，中午光伏大发时上网电价低，晚上无光时上网电价高，这将会进一步促进澳大利亚户用储能的发展。

储能产品价格降低进一步推动了户用储能发展

由于原材料和物流成本的持续改善，以及供应的逐渐充裕，澳大利亚户用储能系统价格持续下降。以“特斯拉 Powerwall 储能系统 + 网关”的设备价格为例，从 2022 年 10 月的 16230 澳元降至 2023 年 8 月的 11350 澳元（特斯拉补贴后价格， 2023 年 12 月 31 日之前安装可以享受特斯拉 750 澳元优惠），下降了 30% 。储能成本的持续下滑，有助于澳大利亚户用储能的推广（见图 3 ）。

澳大利亚储能的市场前景展望

规模化储能市场空间较小

2023 年 3 月，澳大利亚联邦科学与工业组织（ CSIRO ）在 AEMO 2022 年综合系统计划（ ISP ）的基础上，对储能需求进行了预测。基准情景下，到 2050 年，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），西澳大利亚州（ WA ）预计需要 12 吉瓦 /74 吉瓦时的储电容量（不包括用户非 VPP 储能）。根据这一预测， 2050 年，澳大利亚的电力储能装机水平（ 56 吉瓦），与我国 2024 年上半年新型储能累计装机规模（ 48 吉瓦）相差不多，由此可见，未来澳大利亚规模化储能市场空间不大。但这一预测水平可能也会随着澳大利亚可再生能源装机进程的变化而有所调整。

储能在电能量市场的套利空间有望增加

2022 年的“电力现货市场暂停事件”表明，目前的批发电力市场价格上下限已经无法适应当前的电力供需形势。 2023 年 9 月，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，通过逐步提高现有的市场价格上限、累计价格阈值和管理价格上限，来适应可再生能源发电占比逐渐提高的新型电力系统。

根据草案， 2027 年 7 月 1 日，批发电力市场价格上限从目前的 16600 澳元 / 兆瓦时增加到 22800 澳元 / 兆瓦时； 2027 年 7 月 1 日，触发管理价格上限的累计价格阈值（电力市场现货价格累计 7 天数值突破累计价格阈值，便会触发管理价格上限，此后按管理价格上限结算）将从市场价格上限的 7.5 小时增加到市场价格上限的 8.5 小时； 2025 年 7 月 1 日起，管理价格上限将定为 600 澳元 / 兆瓦时。这些价格调整在 99% 以上的时间内不会对批发电价产生影响，但会明显降低停电风险，确保电力系统安全可靠，也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

2023 年 10 月，澳大利亚能源市场运营商为 NEM 市场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”和非常快速的“向下应急辅助服务市场”，要求响应时间为 1 秒，此前的应急辅助服务市场最快响应时间为 6 秒。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，同时也可以为电池储能等快速响应技术带来新的收益，刺激对电池等新型储能技术的投资，并促进更快响应技术的创新。

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。 2021 年 8 月，澳大利亚能源市场运营商发布《先进电网规模逆变器在 NEM 中的应用白皮书》，对构网型逆变器特点及应用场景进行了分析，提出构网型逆变器可以为电网提供合成惯性。近两年，澳大利亚可再生能源署（ ARENA ）大力支持电池储能配备构网型逆变器，这些逆变器可以通过提供惯性服务来帮助稳定电网。

澳大利亚储能盈利模式和市场前景分析

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