寰视 | 澳大利亚储能盈利模式和市场前景分析

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。

2023年4月，ARENA宣布向无功响应技术提供143万澳元的资金，用于支持实时惯性测量技术的试验。澳大利亚能源市场运营商也正在通过电力系统模拟和系统扰动后测量的经验数据对惯量进行估算。引入惯量将有助于澳大利亚电力系统安全稳定运行，同时有利于更好地消纳可再生能源。在调频市场规模有限、电池储能调频收益下滑的背景下，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

2023年8月，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，使小型发电和储能单元的聚合商能够注册并为电力系统提供多种服务，获得额外的收益，促进电力市场的竞争。

澳大利亚储能发展对中国的借鉴与启示

澳大利亚电网结构与中国电网结构不同，澳方的经验固然不能完全照搬，但在净零排放的实现路径上，中国与澳大利亚在灵活性资源和调节容量等方面存在相似的需求，而拥有自由电力市场的澳大利亚在已经具备储能商业化应用的市场环境下，仍在政策与机制方面持续调整与改善，这为我国提供了以下四个方面的启示。

一是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，不仅注册流程冗长繁琐，还由于其双向资源的特殊属性，在市场费用收取、报价、接受调度、结算支付等方面存在与其他市场参与者竞争不公平的情况。目前，我国新版“两个细则”已经将储能纳入辅助服务资源供应范畴，但在电力市场条件下，将储能作为单一类别进行注册，还是作为两类身份注册(既可作为用户又可作为发电进行注册），目前尚未明确，未来随着电力市场改革不断深入，应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。

二是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。而中国的电力供需平衡仍主要通过计划调度的方式进行解决，售电端采用目录电价的形式支付用电成本且价格水平长时间保持不变，电价水平传导存在较大的延迟性，无法及时反映供需变化，以及灵活性资源的价值。在中国现货市场建设过程中，应考虑设计存在时序和地点特性差别的电价机制，一方面引导用户用电行为与发电情况相匹配，另一方面通过发现价格反映储能等灵活性资源的市场价值。

三是随着可再生能源比例的增加，应根据未来新型电力系统的需要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，尤其是调频品种分类较详细，为储能选择合适的品种提供服务创造了条件。目前，我国各地辅助服务市场运营交易规则中，均鼓励储能参与调峰、调频市场，但随着可再生能源接入电力系统比例的增加，以及火电机组的逐步关停，电力系统惯量供应不足，且频率控制、电压控制等将成为新的挑战，各地有必要结合实际情况，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。

四是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，不仅对储能带来的系统性成本与收益进行了测算，还详细评估了受益主体，并据此将成本疏导至受益主体。同样，澳大利亚的辅助服务市场成本已经根据细分服务类别疏导至“引发者”、发电商或用户。目前，我国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，其系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的评估，成本也未疏导至“引发者”或受益主体，政策的有效性和可持续性有待提高。