文｜鹿角菜
编辑｜康娜娜 韩舒淋
澳大利亚正成为全球储能市场增长新极点。
据咨询机构Rystad Energy统计，截至2025年8月，澳大利亚已超越英国，成为全球第三大公用事业级（utility-scale）电池储能市场（按装机容量计），仅次于美国和中国。从人均公用事业级储能装机来看，澳大利亚甚至是首个越过平均每百万人装机1GWh储能门槛的国家，超过中国和美国。
这一表现是其电力市场独特设计、政策精准托底与能源转型目标共同作用的结果。当前，中国的光伏组件、风机部件、储能电芯及系统等新能源装备已深度嵌套澳洲能源体系，成为其脱碳转型的重要支撑。与此同时，澳洲储能市场的增长逻辑，也为中国储能产业发展与电力市场改革，提供了极具价值的参考样本。
▌跻身全球第三大电池储能市场
2024年-2025年是澳大利亚储能迅猛增长的两年。
据澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）统计，2024年9月底-2025年9月底，澳大利亚国家电力市场（NEM，下称澳国家电力市场）有2.94GW/6.48GWh的储能项目进入试运行阶段，截至2025年9月底，NEM中已经并网（含试运行）的公用事业级储能装机总容量达到近4.4GW/8.4GWh，如果把正在试行运营的新南威尔士州Waratah Super Battery项目考虑在内，则总容量超5GW/10GWh，这意味着NEM中大部分储能，都是在过去一年多里投运的。
强劲增长的背后，还有充足的项目储备作为支撑。
澳国家电力市场承担着全国85%左右的用电量，是全球最大的互联输电网络之一，同时也是全球最成熟的现货电力市场之一。根据AEMO统计，截至2025年10月底，澳国家电力市场中公用事业级储能项目储备状态见下表。
根据AEMO的定义，在土地、商务合同、开发、融资和建设这五大要素中，“待建/在建”状态的项目已至少满足其中四项；“筹备”状态的项目则满足其中三项。这一统计数据意味着，未来两年多时间里，澳洲储能市场的高速增长态势将持续。
与全球主要电力市场相比，澳国家电力市场公用事业级储能的增长率位居前列。笔者根据ESIG等统计信息整理见表2。
尽管美国得州、加州的储能项目的绝对增长规模更大，但从电力市场总装机容量和峰值需求规模来看，2024年9月底-2025年9月底，澳国家电力市场的储能增长率处于全球前列。
根据咨询机构Open Electricity在2025年11月发布的分析，到2027年，澳大利亚四大州的累计储能装机容量将超12GW，较2025年实现翻倍。该数据统计仅涉及独立储能，未包括现有光伏项目配储等混合开发项目，叠加此类项目后的实际规模将更为可观。
▌澳洲能源转型目标下的储能角色
澳大利亚储能市场的爆发，首先源于能源转型的预期。
澳大利亚联邦政府明确提出，2030年碳排放需降至2005年水平的43%，2050年实现净零排放。作为碳排放第一大来源，发电行业的减排压力尤为突出。按照目标要求，2030年其可再生能源发电比例需提升至82%，目前澳国家电力市场的这一数字仅为40%，意味着未来五年需实现翻倍增长。
这一目标将倒逼电力系统重构：风光等间歇性可再生能源的大规模渗透，必然需要储能等灵活性资源配套调节。
从澳国家电力市场的电源结构来看，根据AEMO统计，2025年三季度燃煤火电的占比约50%，风电约18%，大规模光伏超6%，分布式光伏超10%，而燃气、水电这两类传统灵活性电源的发电份额仅超10%，难以满足系统调节需求。同时考虑到大部分的煤电机组要在2040年前退役，无疑为可再生能源以及储能腾出了巨大的市场空间。
▌独特的电力市场机制
充裕的市场前景要能落地，并带来公用事业级储能的迅猛增长，离不开电力市场设计、市场模型和装机结构等诸多因素。
澳国家电力市场是全球为数不多以纯电能量市场（energy-only market）为主导的市场，采用单一的5分钟为周期的现货市场运营整个市场，没有英美等电力市场的容量机制。
纯电量市场，意味着不同于英美等以容量补贴为投资信号的电力市场，澳国家电力市场完全以稀缺性价格作为投资信号，吸引灵活性资源装机入市。
英美等电力市场的容量机制以火电装机的投资开支（CONE）为基准进行设定，而澳国家电力市场的天花板价格、累计价格门槛值（CPT）等可靠性参数（reliability settings）是以开式燃气装机（OCGT）的短期边际成本为基准进行设定的，这就决定了其市场参数设计是以灵活性装机为基准。
其独特设计为储能创造了显著的盈利空间，主要体现在三个方面：
- 一是极端价差。澳国家电力市场通过极端价差形成投资激励：价格上限突破2万澳元/MWh，下限可达-1000澳元/MWh。这种超20倍的价差幅度全球罕见，带来了巨大的峰谷套利机会。
- 二是波动剧烈。在澳国家电力市场中，机组参与交易的机会仅有一次，没有日前交易市场、日间市场和平衡市场，以5分钟为结算周期，而英美等电力市场多为15分钟甚至30分钟为结算周期，这样的条件下，澳国家电力市场电价的波动更为剧烈。
- 三是半节点电价。澳国家电力市场实行半节点定价（zonal pricing），五个州各有中心节点（regional reference node），区内不再细分节点。不同于英国的统一定价，以及美国许多区域复杂的全节点定价（nodal pricing），这意味着州内无差异化电价及传输拥堵权影响，降低了储能项目的选址与运营复杂度。
这种独特的电力市场设计，使其能够产生透明且即时的价格信号，实时动态反映市场供需平衡状况和资源裕度情况，这是与英美容量市场区别的重要特征。英美容量市场通过容量规划和容量竞拍来反应、解决市场资源裕度不足，但这一机制是相对滞后的。
而澳国家电力市场的价格信号实时传送资源裕度状况，吸引装机入市，以价格波动性程度吸引灵活性装机做出迅速反应。在其他条件不变的情况下，当一个市场中间歇性可再生能源渗透比例不断加大，其主力装机日益受天气和资源裕度（energy constraint）影响，相比容量市场，电量市场的价格波动性必然会加剧，价格信号会变得更加灵敏，从而引导灵活性装机入市。
因此，澳国家电力市场本质是一个峰值市场（peaking market），更有利于灵活性装机施展拳脚。而在前述燃气、水电装机不高，燃煤机组面临退役的背景下，储能迅速崛起。
▌长协政策托底
澳联邦政府的政策支持是工业级储能增长的另一个驱动力。
澳大利亚工党联邦政府2022年推出的“容量投资计划”（CIS）发挥了核心作用。CIS计划，即通过锁定年度收益区间的长协方式激励清洁电力和可调度容量投资，本质上是一种收入托底机制。该计划旨在到2027年撬动32GW项目（23GW风光、9GW储能），填补煤电退役后带来的电力可靠性缺口，帮助实现2030年可再生电力占比达82%的目标。
2023年初至今，澳联邦政府已完成五轮CIS招投标（T0轮至T4轮），累计中标20GWh独立储能和混合储能项目、12GW风光项目。2025年7月底，政府进一步扩容CIS计划，装机目标由32GW上调至40GW（26GW风光、14GW储能），政策支持力度持续加大。
目前，联邦政府已经发起了T6、T7和T8的招投标，尽管目前尚无CIS中标储能项目完成融资关闭并开建，但该计划的“兜底属性”已显现价值——其为项目追加签署其他支持协议奠定了良好基础。
除了联邦层面的CIS计划，澳大利亚州政府也推出了针对性的支持政策。新南威尔士州的长期能源服务（LTESA）、南澳州的可靠性能源（FERM）机制都将采取招投标方式，进一步撬动了区域储能项目需求。
在储能长协机制创新方面，澳国家电力市场展现出快速迭代的能力，已累计涌现出如下类型工业级储能支持协议：“实物”支持协议（physical tolling agreement）、虚拟支持协议（virtual/synthetic tolling agreement）、收入掉期协议（revenue swap）、容量掉期协议（capacity swap）、无功补偿支持协议（reactive power RIT-T agreement）、部分可靠性购售电协议（partially firming PPA）。
政策体系的持续完善还体现在市场改革的推进上。2025年8月，澳国家电力市场的审查报告草案发布，重点规划了2027年后CIS计划逐步退出后的市场改革方向。其中正在讨论的“埃塞姆”协议（ESEM，电力服务准入机制）有望成为替代CIS的新机制，这也是一种长协方式，通过中央买家组织定期拍卖，投资方以市场竞争形式获得长期合约，从而进一步促进新能源和储能的长期投资。
▌市场改革前景
澳国家电力市场机制仍有改进空间，如辅助服务收入品种不及英美等成熟市场丰富，部分储能可提供的服务尚未形成市场化产品机制。这与现行的系统安全框架（NEM Security Framework）密切相关。
事实上，上述框架从规划期到运营期明确了涉及的产品和服务的采购方式，同时间接构成并指明了工业级储能可签署的不同类型支持协议以及获取叠加收入的机会。
近年来，澳国家电力市场的系统安全框架一直保持动态修订的状态，不断新增储能相关的服务产品和合约方式，持续挖掘储能的价值潜力：如2025年6月生效的频率性能支付机制（FPP）、12月生效的系统强度采购和惯量采购机制，持续挖掘公用事业级储能的服务价值。各类改革主线见表4。
上表中涉及公用事业级储能的新增服务产品的采购方式不同，总结见表5。
储能可在每5分钟的交易时段通过参与调度提供快速调频服务，以及参与频率表现支付机制，储能项目也可以通过和输电网企业签署支持协议（RIT-T support agreement）来提供惯量和系统强度服务。预计2025年12月以后，以惯量和系统强度为主的支持协议将在澳市场涌现，进一步拓宽工业级储能项目的盈利边界。
澳大利亚储能市场的增长逻辑，对于中国而言，既凸显了储能在高比例可再生能源系统中的核心地位，也体现出成熟电力市场及时发现价格信号为储能盈利模式探索提供了重要借鉴，唯有构建灵敏的价格信号与多元的价值体系，才能充分释放储能产业的增长潜力。
（作者为澳大利亚能源从业人士）
图 | Unsplash
本文来自微信公众号“零碳时代NetZeroAge”，36氪出海经授权转载，如需转载请联系原作者。
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