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澳大利亚储能市场机遇浅析

2023年06月27日

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类型：市场动态

随着煤炭逐渐淡出澳大利亚国家电力市场（NEM），需要大量增加可调度的储能和其他技术的装机容量。澳大利亚能源市场运营商（AEMO）提出未来30年发展路线图，2050年部署46GW/640GWh可调度储能，平均时长10小时以上。

储能的崛起与发展离不开政策的鼓励与机制的支持。澳大利亚具备成熟的自由电力市场，为储能构建商业模式提供了基础和条件，同时近年来澳大利亚针对制约储能发展的政策与市场规则进行修改，为其规模化应用及参与电力市场逐步扫清了障碍，值得我国借鉴。目前澳大利亚呈现出户用电池储能和大规模储能并驾齐驱的发展趋势。

户用电池储能已经具有一定经济性

用户侧储能方面，根据澳大利亚清洁能源监管机构（CER）的数据，截至2022 年8月，澳大利亚安装的注册小型系统总数已增加到 50,270 套，只有1.6%的屋顶光伏家庭安装了电池。零售电价的上涨以及电池储能投资成本的降低，将促使更多用户配置屋顶光伏及电池储能。

根据澳大利亚能源市场委员会（AEMC）数据，澳大利亚电池储能度电成本从2016年的0.80澳元/kWh降至2022年的0.39澳元/kWh，同时电池储能净收益从2020-2021年的0.15-0.20澳元/kWh增加到2021-2022年的0.24澳元/kWh。一些信誉良好的供应商已经具有较好收益性，如阳光电源SBR HV电池储能的成本已经降至0.18澳元/kWh，投资回收期为7.1年。澳大利亚户用电池储能已经具有一定经济性，未来澳大利亚户用储能的规模有望快速增长，但较长的投资回收期和较高的初始投资成本对于贫困家庭来说压力仍然较大。

未来表前和表后储能有望同步发展

2022年6月，AEMO发布2022年综合系统计划（ISP），提出为实现净零排放，到2050年需要公用事业规模的可变可再生能源容量增加九倍，分布式光伏容量增加近五倍，对具有调节作用的储能需求也将大幅增长。NEM将利用一系列不同的储能类型来调节电力平衡，主要包括分布式储能、协调控制分布式储能（包括虚拟电厂安装的表后电池、具有V2G功能的电动汽车）、短时储能（储能时长小于4h）、中长时储能（储能时长4-12h）、长时储能（储能时长大于12h）和Snowy 2.0 （抽水蓄能），2050年装机规模分别达到14GW/29GWh、31GW/108GWh、1GW/1GWh、9GW/70GWh、4GW/111GWh和2GW/349GWh。分布式储能和协调控制分布式储能主要调节用户侧电力需求，短时储能主要调节电力供应的短时平衡，中长时储能主要调节光伏和风能发电的日度变化，长时储能和Snowy 2.0主要调节可再生资源的季节性变化。ISP的提出，可以更好的引导储能投资方向，降低可再生能源消纳成本，提升电力系统可靠性和安全性。

NEM地区储能规模预测

数据来源：AEMO

为帮助中国企业快速掌握澳大利亚储能市场信息，加速在澳洲储能市场布局与拓展，中关村储能产业技术联盟将于2023年组织储能产业同仁深入澳大利亚墨尔本和阿德莱德，深度考察储能市场与项目，与当地项目业主和电网Utility以及相关储能运营商进行商务交流与对接，加强中国企业与澳洲当地运营商的合作交流。

2023澳洲储能考察及拓展交流项目

澳洲储能市场

近两年，澳大利亚储能继续保持快速增长的势头，电网侧大规模电池储能项目快速增加。2021-22年，有557 MW的电池储能进入市场，维多利亚州360 MW大电池储能项目的部署投运，一定程度上带动了企业开发同类型项目的积极性。2022年下半年，电池储能规模继续增加，Queanbeyan电池储能项目（10 MW）、Bluegrass光伏农场项目（148 MW）和West Wyalong光伏农场项目（90 MW）等项目相继并网，进一步推动澳大利亚电网侧储能的快速增长。

2022年6月，AEMO发布2022年综合系统计划（ISP），提出为实现净零排放，到2050年需要公用事业规模的可变可再生能源容量增加九倍，分布式光伏容量增加近五倍，对具有调节作用的储能需求也将大幅增长。此外，零售电价的上涨以及电池储能投资成本的降低，将促使更多用户配置屋顶光伏及电池储能。