澳大利亚储能市场始于2016年，受电网基础设施薄弱、可再生能源资源丰富以及消费者电价高昂等关键因素的推动，这些因素推动了储能市场的快速发展。首先，澳大利亚国家电力市场（NEM）的输电网狭窄且分布稀疏。发电和负荷中心分散在全国各地，五个州级输电网通过输电线互连。这些线路一旦中断就会对电网造成严重影响。近年来，丛林大火和暴风雨等极端天气事件频发，威胁着电力系统的稳定性以及各州电网之间的互联互通。因此，澳大利亚正在寻求通过部署新的储能系统来增强电网互联互通。此外，为了支持可再生能源的整合，澳大利亚总理宣布了到2050年实现净零排放的目标。根据澳大利亚综合系统计划（ISP），该国能源系统需要1-2小时的储能容量来缓解可再生能源在短期内的间歇性。未来，随着燃煤电厂的退役，中长时储能（4-12 小时）将在更大时间尺度的能源转换中发挥更为关键的作用。在用户侧，澳大利亚充足的阳光、高昂的电价以及广泛的分布式光伏发电设施为家庭储能系统支持太阳能自发利用提供了新的机遇。
多种盈利模式驱动澳大利亚储能市场快速增长
大型电池储能项目快速增长
近年来，澳大利亚电网侧大型电池储能项目快速增长。截至 2023 年 6 月，澳大利亚电池储能项目总装机容量达到 1,526 MW，同比增长 85.64%。2022 年至 2023 年，新增 704 MW 电池储能项目投入市场，创下历史新高。
电价频繁波动提升储能利润
2021年之前，澳大利亚电池储能总收入的80%以上来自频率控制辅助服务（FCAS）市场，其余收入来自能源市场套利和负定价充电利润。近年来，随着可再生能源装机容量的增加和国际能源价格的波动，电价的频繁变动扩大了电池储能在现货市场的套利机会。同时，由于整体市场规模有限，FCAS收入增长放缓。2022年和2023年第三季度，能源市场收入超过FCAS市场收入。到2024年第三季度，预计能源市场收入将继续超过FCAS收入，能源市场占比将是FCAS收入的6倍。
用户侧储能持续增长
2024年前三个季度，新增屋顶光伏电站及配套储能系统安装数量达到1.89万套，同比增长15%。鉴于第四季度是光伏和储能的安装高峰期，预计全年用户侧储能安装量将创下新高。从区域来看，新南威尔士州和维多利亚州的配套储能系统安装量增幅最高，占新增安装量的46.6%。南澳大利亚州和昆士兰州分别位列第三和第四。澳大利亚用户侧储能增长的主要驱动因素包括电价上涨、补贴政策、电力安全担忧以及储能产品价格下降。
强有力的激励政策助力户用储能发展
2023年，维多利亚州为户用储能项目提供最高8,800澳元的无息贷款；南澳大利亚州为户用储能项目提供每千瓦时500澳元（最高6,000澳元）的补贴；澳大利亚首都领地为下一代储能系统提供最高3,500澳元（相当于投资额50%）的补贴。此外，维多利亚州还实施了太阳能上网电价浮动政策，在太阳能发电高峰期（中午）上网电价较低，而在无阳光的夜晚上网电价较高。这些措施预计将进一步推动澳大利亚户用储能的发展。
储能产品价格下降推动用户侧储能发展
由于原材料和物流成本的改善以及储能系统供应的增加，澳大利亚户用储能系统的价格持续下降。例如，特斯拉Powerwall储能系统（带网关）的价格下降了30%，从2022年10月的16,230澳元降至2023年8月的11,350澳元（扣除特斯拉补贴后）。储能成本的降低有助于推动澳大利亚住宅储能的普及。
澳大利亚储能市场展望
大型储能市场空间有限
2023年3月，澳大利亚联邦科学与工业研究组织 (CSIRO) 根据澳大利亚能源市场运营商 (AEMO) 的2022年综合系统规划 (ISP) 预测了储能需求。在基准情景下，到2050年，澳大利亚国家电力市场预计将需要44 GW/550 GWh的储能容量（不包括用户非VPP储能），西澳大利亚州 (WA) 预计需要12 GW/74 GWh的储能容量（不包括非VPP储能）。到2050年，澳大利亚的储能总装机容量（56 GW）将与中国2024年上半年累计新增储能装机容量（48 GW）相当。这表明澳大利亚的大型储能市场空间相对有限。不过，这一预测可能会根据澳大利亚可再生能源装机速度进行调整。
能源市场套利机会增加
2022 年“电力现货市场暂停事件”表明，当前的批发电价上限已不足以应对当前的电力供需平衡。2023 年 9 月，澳大利亚能源市场委员会 (AEMC) 发布了《国家电力规则》修正案草案，提议逐步提高价格上限和累计价格门槛，以适应可再生能源发电在电力系统中日益增长的份额。这些调整预计将增加储能市场中的套利机会。
新的辅助服务为储能提供额外收入来源
2023 年 10 月，澳大利亚能源市场运营商为国家电力市场 (NEM) 引入了两个新的频率辅助服务市场：超快速“上行应急辅助服务市场”和超快速“下行应急辅助服务市场”，响应时间为 1 秒（此前应急服务的响应时间为 6 秒）。这些服务的引入将有助于维护未来电力系统的安全性和可靠性，同时为电池储能和其他快速响应技术提供新的收入机会，推动电池储能投资，并促进快速响应技术的创新。
惯性市场：储能的新商业模式
澳大利亚能源市场运营商 (AEMO) 和澳大利亚能源市场管理委员会 (AEMC) 正在考虑引入惯性现货市场。2021 年 8 月，AEMO 发布了一份关于电网形成逆变器在国家电力市场 (NEM) 中应用的白皮书，提出这些逆变器可以为电网提供合成惯性。近年来，澳大利亚可再生能源署 (ARENA) 支持将电池储能与电网形成逆变器配对使用，通过提供惯性服务来帮助稳定电网。
聚合型储能系统：新的市场参与
2023 年 8 月，澳大利亚能源市场运营商 (AME) 建立了综合储能系统 (IESS)，该系统允许聚合系统注册为聚合可调度资源 (ADC)。这降低了系统调度的复杂性，并允许小型发电和储能单元聚合并向电网提供服务，从而创造额外的收益机会并促进电力市场的竞争。
对中国的启示与借鉴
尽管澳大利亚的电网结构与中国不同，但两国在实现净零排放方面对灵活性和监管的需求存在相似之处。澳大利亚的市场环境及其成熟的储能商业化进程，为中国在以下领域提供了宝贵的启示：
- 明确的储能电力市场参与框架：储能系统同时作为发电方和消费者的双重身份注册带来了挑战，尤其是在市场竞争公平性方面。中国应谨慎界定储能系统在市场中的身份，以避免不公平竞争。
- 适时引入现货市场机制：中国的电价体系未能充分反映实时供需情况，影响了市场对灵活性资源的评估能力。在中国现货市场发展中，应考虑时间和地点敏感的价格机制。
- 随着可再生能源的增加，辅助服务应得到扩展：随着可再生能源渗透率的提高，中国应考虑引入新的辅助服务，例如频率控制、电压控制和惯性支持，以稳定电网。
- 储能成本分摊机制：澳大利亚评估储能成本和收益并将成本分配给适当受益者的方法，为中国提升政策有效性和可持续性提供了一个有益的借鉴。
