澳大利亚储能市场三大趋势：持续时长、部署模式与分布式能源渗透

Hamilton Locke律师事务所合伙人兼新能源负责人Matt Baumgurtel警告称，随着具有“零边际成本”的分布式能源将重塑电网格局，并推动可再生能源开发商转向持续6小时以上的电池储能系统和混合部署能源项目的策略，澳大利亚储能市场将发生翻天覆地变化。

澳大利亚储能市场正站在一个关键的十字路口。屋顶太阳能发电设施与住宅电池储能系统的爆炸式增长，正从根本上动摇集中式发电设施的市场根基，迫使开发商彻底重新审视项目经济性、储能系统的持续时间策略以及电力销售对象。

“零边际成本”的分布式能源影响大型发电设施的运营

Baumgurtel为大型集中式发电设施开发商描绘了一幅严峻的挑战图景：他们正在与分布式能源（DER）进行竞争，而这类能源的所有者几乎将向电网出售多余电力的价值视为零，构成了生死攸关的价格威胁。

他解释说：“令人不安的现实是，用户安装屋顶太阳能发电设施和住宅储能系统的初衷，并不是向电网卖电，而是为了自用。因此，这些多余的上网电量，对集中式发电设施的所有者而言，其边际成本为零。意味着他们正面对一个全新的竞争对手——一个愿意以零边际成本参与市场交易的对手。”

这种格局催生了畸形的竞争环境。当通过虚拟发电厂（VPP）聚合时，这些屋顶太阳能发电设施和住宅储能系统成为市场上“最大的发电设施”——它们将在特定时段大幅拉低批发电价。

填平鸭子曲线，电价最终会稳定在什么水平？

这种竞争压力引出了Baumgurtel眼中澳大利亚能源市场最关键的问题：当电网中运营了足够的储能系统之后，电力供需曲线（即 “鸭子曲线”）是否会填平，电价最终会稳定在什么水平？

虽然业界普遍认为，随着储能普及，中午太阳能发电高峰与晚间用电高峰之间的巨大缺口终将被填补，但对于平衡点处的价格，却存在巨大不确定性。

很多人都在猜，但没人能给出准确答案：电价最终会稳定在什么水平？

回溯过去，在以往燃煤发电主导的年代，全天候的供电成本约为64澳元/MWh（合45.61美元/MWh）。问题在于，如果将鸭子曲线变平，电价最终会稳定在什么价位？如果储能项目的平准化储能成本（LCOE）高于市场出清价格，其运营就会陷入困境。

这种不确定性严重阻碍了投资，尤其是在预计电池储能系统资本支出将持续下降、太阳能发电设施资本支出也将大幅减少的背景下。其结果就是，投资者选择观望，但如果观望过久，就会错失窗口期，导致资金难以部署。

填平鸭子曲线的电力价格是定在45澳元/MWh还是85澳元/MWh，这是一个难题，将决定储能项目可行性。Baumgurtel指出，当前市场预测的统计准确率仅约64%，这意味着实际结果可能在巨大范围内波动。

三大趋势重塑澳大利亚储能格局

在这种不确定性的背景下，Baumgurtel指出了重塑澳大利亚储能格局的三大趋势。第一个趋势也是最重要的一个趋势：“储能系统的持续时间是关键”。

1.持续时间是关键：向6小时以上储能系统迈进

Baumgurtel说：“两年前，市场主要部署的是2小时电池储能系统，去年是4小时电池储能系统。今年则主要部署持续6小时的储能系统。”

这一转变反映了储能系统价值主张的演变。早期部署的电池储能系统主要是为频率控制辅助服务（FCAS）而建造的，FCAS则是一种成本高昂但市场容量有限的电网稳定服务。如今，FCAS市场已趋于饱和。

如今的储能市场核心是能源套利——将太阳能发电设施在午间的过剩电力转移到晚间的电力需求峰值期间。而套利能力的关键，在于拥有一个容量足够的电池储能系统。更长的持续时间也为锂离子储能系统以外的替代储能技术打开了大门。

锂离子电池储能系统不再是唯一选择。从储能容量的角度看，锂离子电池储能系统的成本会变得更高，因为其配套成本是线性的。可以考虑采用其他储能技术：钠电池、液流电池、液态空气储能，甚至是抽水蓄能发电设施。储能先行的混合部署模式：先部署储能系统，再建设太阳能发电设施。

2.储能系统先行的混合部署模式

Baumgurtel指出的第二个主要趋势是Hamilton Locke公司所创造的“储能先行的混合部署模式”，这是一种颠覆传统的太阳能+储能模式的开发策略。

Baumgurtel解释说：“如今，开发商首先部署持续时间为4～6小时电池储能系统，并获得相关审批，或者预留出可供未来（例如五年后）建设太阳能发电场的土地。”

开发商与电力交易商签署了为期五年的收费协议，电力交易商提供稳定的收入来支持项目融资，同时确保未来建设太阳能发电场所需的土地权利和审批。

他说：“在部署电池储能系统并签署收费协议之后，就能获得融资，在五年后，其贷款可能已经偿还了50%～60%。”

这一策略既对冲了当前的市场不确定性，又为未来部署成本更低的太阳能发电场铺平了道路。Baumgurtel引用彭博新能源财经的预测指出，得益于自动化和人工智能技术，到2030年太阳能发电的平准化度电成本（LCOE）可能下降30%以上，他认为实际降幅可能超过40%。

五年后，开发商可以将这个“储能+土地”的组合作为“光伏就绪”资产出售，也可以自行建设太阳能发电场，并根据混合部署的购电协议（PPA）进行再融资。

Baumgurtel指出：“大多数人预测未来10年的能源价格会上涨，所以，他们认为填平鸭子曲线的电力价格将接近80澳元/MWh，而不是40澳元/MWh。”如果这一预测成真，那么以38澳元/MWh的LCOE成本开发太阳能发电场，结合20澳元/MWh的长时储能系统，开发商就能以约90澳元/MWh的价格签订利润丰厚的电力采购协议。

现在的问题是，最终会是90澳元/MWh，还是80澳元/MWh？这就是博弈的关键所在。如果是40澳元/MWh，那一切都无利可图。但这个可能性不大，因为届时不会有足够的电力，所有项目都因电网和规划审批而延误。”

3.美国联邦政府补贴助推分布式能源渗透率飙升

第三个趋势是分布式能源的持续渗透。这一趋势受益于政府的“家庭电池补贴计划”而得到资金支持，Baumgurtel表示，该计划将从今年1月开始推动10万个住宅电池储能系统的部署，预计将会环比增长。

近期，Hamilton Locke公司就Aware Super公司基金和Birdwood公司之间的一项交易提供咨询，该交易将20亿澳元养老基金引入了分布式能源，Baumgurtel称其为全球规模最大的分布式能源设施投资。

然而，他也对潜在的安全与质量隐患发出了警告，这让人联想到澳大利亚此前失败的住宅补贴计划。

Baumgurtel说：“部署大量的小型项目总是伴随着风险，因为依赖的是一支可能经验不足、甚至资质不全的劳动力队伍。”

尽管存在这些担忧，随着监管改革和虚拟电厂聚合平台的推进，分布式能源的普及势不可挡，使住宅发电设施与电网的互动日益增强。

市场整合与资金成本优势

除了上述三个主要趋势之外，Baumgurtel还指出，独立发电商（IPP）之间正在进行重大整合，其驱动力核心是资金成本。

Baumgurtel表示，追求稳定回报、着眼长期、项目杠杆率较低的机构资本（如养老基金、主权财富基金、保险公司）正日益主导该领域。与此同时，传统能源零售商正朝着相反的方向发展。

与此同时，传统的能源零售商正朝着相反的方向发展，变得“轻资产化”。例如，AGL和Origin Energy公司正从电力制造商转向纯粹的零售商，因为零售利润率越来越高，他们更倾向于签署电力采购协议，而不是持有重资产。

这种整合带来了监管方面的挑战，因为发电资产的集中所有权引发了竞争问题，尽管该行业需要的正是只有大型投资机构才能提供的耐心、低成本的资本。

转型中的市场：旧规则不再适用

Baumgurtel描绘的是一个正在深刻转型的市场——旧规则已经失效，新的平衡点尚待确定。大型发电设施的运营商必须认清现实：他们主要服务于商业和工业负荷，而住宅用户正日益走向能源自给自足。

考虑到目前澳大利亚65%的发电量仍来自燃煤发电厂，而这些燃煤电厂很可能在未来十五年内陆续退役，市场必然为大型可再生能源项目留出空间。但究竟能有多大空间？电价最终会稳定在什么水平？这些问题正让无数开发商夜不能寐。

就目前而言，明智的投资者正采取“先押注电池储能系统，再考虑太阳能发电设施，最后确定时长”的审慎策略，在变革的浪潮中寻找确定性。