澳大利亞儲能市場起步于2016年，在電網基礎設施薄弱、可再生能源資源豐富、用戶側高電價等重大因素的推動之下，儲能市場呈現快速發展態勢。首先，由于澳大利亞國家電力市場（National Electricity Market，NEM）輸電網呈現狹長、低密度分布的特點，發電機組和負荷中心呈分散式分布，五個州級輸電網絡通過互聯線連接，一旦互聯線發生跳閘，會對州級輸電網絡影響較大。近年來,森林大火和風暴等極端天氣越來越頻繁，威脅著電力系統穩定安全及各州電網之間的互聯，因此，澳大利亞正在尋求通過新建儲能，來增強輸電網之間的連通能力。其次，在促進新能源消納方面，2021年10月，澳大利亞總理提出到2050年實現凈零排放，根據澳大利亞發布的整體性系統規劃（ISP），短期內，澳洲電力系統需要1～2個小時的儲能固化可再生能源間歇性的容量和日內能量時移。未來隨著更多火電站退役，4～12小時的中長時儲能將在更大的時間尺度中扮演能量時移的角色。在支撐用戶賬單管理方面，澳大利亞光照條件優越，用戶電價較高，催生了數萬套分布式光伏的安裝，也給家用儲能配套建設以實現光伏電力自發自用帶來了應用機會。

多元收益模式助力澳大利亞儲能市場迅速發展

規模化電池儲能項目快速增加

近兩年來，澳大利亞電網側大規模電池儲能項目快速增加。截至2023年6月，澳大利亞電池儲能項目累計裝機規模達到1526兆瓦，同比增長85.64%。2022～2023年，有704兆瓦的新增電池儲能進入市場，創歷史新高（見圖1）。

電價波動頻繁，電網規模儲能項目電能量收益占比提升

2021年以前，澳大利亞電池儲能總收入的80%以上來自于頻率控制輔助服務市場（FCAS），剩余部分來自于能量市場套利和負電價充電收益。近兩年，隨著可再生能源裝機占比不斷提升及國際能源價格波動，電價波動頻繁，電池儲能在現貨市場中的套利空間加大。同時FCAS輔助服務市場由于整體市場規模有限，電池儲能FCAS收益增長相對較慢。2022年第三季度和2023年第三季度，出現電能量市場收益超過FCAS市場收益的情況，2024年前三季度，電能量市場收益持續高于FCAS市場；2024年第三季度電能量市場收入達FCAS市場的6倍（見圖2）。

澳大利亞用戶側儲能市場持續增長

2024年用戶側儲能有望創歷史新高

2024年前三季度，澳大利亞配套電池儲能的屋頂光伏新增項目數量達到18900個，同比增長15%。考慮到第四季度屬于光伏和儲能裝機旺季，預計全年戶用儲能裝機量將再創歷史新高。

從地區來看，新南威爾士州、維多利亞州新增配套電池儲能光伏裝機數量最多，兩州合計新增裝機數量占新增裝機總數量的46.6%。南澳大利亞州、昆士蘭州新增裝機數量分別排名第三、第四位。澳大利亞戶儲數量的驅動因素包括電價上升、補貼政策、對供電安全的擔憂，以及儲能產品價格的下降。

用戶側儲能高速發展得益于強有力的激勵政策

2023年，維多利亞州給予戶用儲能最高8800澳元的無息貸款，南澳大利亞給予戶用儲能500澳元/千瓦時、最高6000澳元的補貼，首都領地給予下一代儲能提供3500澳元或投資額50%的補貼。此外，維多利亞州開始對光伏實行變動的上網電價，中午光伏大發時上網電價低，晚上無光時上網電價高，這將會進一步促進澳大利亞戶用儲能的發展。

儲能產品價格降低進一步推動了戶用儲能發展

由于原材料和物流成本的持續改善，以及供應的逐漸充裕，澳大利亞戶用儲能系統價格持續下降。以“特斯拉Powerwall儲能系統+網關”的設備價格為例，從2022年10月的16230澳元降至2023年8月的11350澳元（特斯拉補貼后價格，2023年12月31日之前安裝可以享受特斯拉750澳元優惠），下降了30%。儲能成本的持續下滑，有助于澳大利亞戶用儲能的推廣（見圖3）。

澳大利亞儲能的市場前景展望

規模化儲能市場空間較小

2023年3月，澳大利亞聯邦科學與工業組織（CSIRO）在AEMO 2022年綜合系統計劃（ISP）的基礎上，對儲能需求進行了預測。基準情景下，到2050年，國家電力市場預計需要44吉瓦/550吉瓦時的電力儲能（不包括用戶非VPP儲能），西澳大利亞州（WA）預計需要12吉瓦/74吉瓦時的儲電容量（不包括用戶非VPP儲能）。根據這一預測，2050年，澳大利亞的電力儲能裝機水平（56吉瓦），與我國2024年上半年新型儲能累計裝機規模（48吉瓦）相差不多，由此可見，未來澳大利亞規模化儲能市場空間不大。但這一預測水平可能也會隨著澳大利亞可再生能源裝機進程的變化而有所調整。

儲能在電能量市場的套利空間有望增加

2022年的“電力現貨市場暫停事件”表明，目前的批發電力市場價格上下限已經無法適應當前的電力供需形勢。2023年9月，澳大利亞能源市場委員會（AEMC）發布了對《國家電力規則》的修訂草案，通過逐步提高現有的市場價格上限、累計價格閾值和管理價格上限，來適應可再生能源發電占比逐漸提高的新型電力系統。

根據草案，2027年7月1日，批發電力市場價格上限從目前的16600澳元/兆瓦時增加到22800澳元/兆瓦時；2027年7月1日，觸發管理價格上限的累計價格閾值（電力市場現貨價格累計7天數值突破累計價格閾值，便會觸發管理價格上限，此后按管理價格上限結算）將從市場價格上限的7.5小時增加到市場價格上限的8.5小時；2025年7月1日起，管理價格上限將定為600澳元/兆瓦時。這些價格調整在99%以上的時間內不會對批發電價產生影響，但會明顯降低停電風險，確保電力系統安全可靠，也有望給儲能帶來更大的套利空間。

新的調頻輔助服務品種有望給儲能帶來新的收益來源

2023年10月，澳大利亞能源市場運營商為NEM市場推出了兩個新的調頻輔助服務市場：非常快速的“向上應急輔助服務市場”和非常快速的“向下應急輔助服務市場”，要求響應時間為1秒，此前的應急輔助服務市場最快響應時間為6秒。這些服務的引入將有助于保持未來電力系統的安全性和可靠性，同時也可以為電池儲能等快速響應技術帶來新的收益，刺激對電池等新型儲能技術的投資，并促進更快響應技術的創新。

慣量市場為儲能帶來新的商業模式

澳大利亞能源市場運營商和澳大利亞能源市場委員會正考慮引入慣性現貨市場。2021年8月，澳大利亞能源市場運營商發布《先進電網規模逆變器在NEM中的應用白皮書》，對構網型逆變器特點及應用場景進行了分析，提出構網型逆變器可以為電網提供合成慣性。近兩年，澳大利亞可再生能源署（ARENA）大力支持電池儲能配備構網型逆變器，這些逆變器可以通過提供慣性服務來幫助穩定電網。

2023年4月，ARENA宣布向無功響應技術提供143萬澳元的資金，用于支持實時慣性測量技術的試驗。澳大利亞能源市場運營商也正在通過電力系統模擬和系統擾動后測量的經驗數據對慣量進行估算。引入慣量將有助于澳大利亞電力系統安全穩定運行，同時有利于更好地消納可再生能源。在調頻市場規模有限、電池儲能調頻收益下滑的背景下，慣量市場有望成為電池儲能的重要收益來源之一。

新的注冊身份將允許用戶側儲能聚合參與市場

2023年8月，澳大利亞能源市場運營商建立了聚合儲能系統（IESS），聚合系統可以選擇注冊為聚合調度一致性資源（ADC）。ADC降低了電力系統調度難度，使小型發電和儲能單元的聚合商能夠注冊并為電力系統提供多種服務，獲得額外的收益，促進電力市場的競爭。

澳大利亞儲能發展對中國的借鑒與啟示

澳大利亞電網結構與中國電網結構不同，澳方的經驗固然不能完全照搬，但在凈零排放的實現路徑上，中國與澳大利亞在靈活性資源和調節容量等方面存在相似的需求，而擁有自由電力市場的澳大利亞在已經具備儲能商業化應用的市場環境下，仍在政策與機制方面持續調整與改善，這為我國提供了以下四個方面的啟示。

一是明確儲能參與電力市場的主體身份。澳大利亞儲能以發電商和用戶兩類身份在市場中注冊時，不僅注冊流程冗長繁瑣，還由于其雙向資源的特殊屬性，在市場費用收取、報價、接受調度、結算支付等方面存在與其他市場參與者競爭不公平的情況。目前，我國新版“兩個細則”已經將儲能納入輔助服務資源供應范疇，但在電力市場條件下，將儲能作為單一類別進行注冊，還是作為兩類身份注冊(既可作為用戶又可作為發電進行注冊），目前尚未明確，未來隨著電力市場改革不斷深入，應深度研究儲能參與電力市場的身份屬性及不同身份屬性下儲能面臨的報價、調度、結算、費用收取等問題，避免市場主體之間存在不公平競爭。

二是盡快建立能夠反映電力稀缺屬性的現貨市場機制。儲能在澳大利亞電力市場中進行套利，價格波動能夠反映市場的電力供需關系。而中國的電力供需平衡仍主要通過計劃調度的方式進行解決，售電端采用目錄電價的形式支付用電成本且價格水平長時間保持不變，電價水平傳導存在較大的延遲性，無法及時反映供需變化，以及靈活性資源的價值。在中國現貨市場建設過程中，應考慮設計存在時序和地點特性差別的電價機制，一方面引導用戶用電行為與發電情況相匹配，另一方面通過發現價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。

三是隨著可再生能源比例的增加，應根據未來新型電力系統的需要適時考慮增加新的輔助服務品種。澳大利亞將輔助服務品種，尤其是調頻品種分類較詳細，為儲能選擇合適的品種提供服務創造了條件。目前，我國各地輔助服務市場運營交易規則中，均鼓勵儲能參與調峰、調頻市場，但隨著可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步關停，電力系統慣量供應不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰，各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立，細化調頻品種，為快速調節資源提供穩定的市場參與空間。

四是建立儲能服務的成本疏導機制。澳大利亞將儲能引入SIPS計劃，不僅對儲能帶來的系統性成本與收益進行了測算，還詳細評估了受益主體，并據此將成本疏導至受益主體。同樣，澳大利亞的輔助服務市場成本已經根據細分服務類別疏導至“引發者”、發電商或用戶。目前，我國新能源側強制或鼓勵配套的儲能設施，以及參與輔助服務市場的儲能設施，其系統性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至“引發者”或受益主體，政策的有效性和可持續性有待提高。