3 澳大利亚市场
3.1 储能相关政策
3.1.1 电价政策
2022年，国际市场中煤炭和天然气价格大涨、基荷机组停电以及初冬需求增加，导致澳大利亚电力供应严重短缺，电力现货价格达到了前所未有的水平。极端的市场价格导致监管机构实施了前所未有的干预。根据目前的电力市场规则，电力市场现货价格滚动7天数值突破累计价格阈值(cumulative price threshold，CPT)，便会触发管理价格上限(APC)，此后按APC结算。2022年6月，澳大利亚国家电力市场(NEM)现货价格突破CPT (135.91万澳元)，首次触发了300澳元/MWh的APC。但APC不足以覆盖大多数常规天然气或煤炭发电的短期边际成本，在此期间，一些发电机组修改其发电可用容量或退出市场，即便澳大利亚能源市场运营商(AEMO)向市场参与者发出大量指示以促使发电机组增加发电量，仍然未能解决电力供应短缺问题。因此，AEMO宣布于2022年6月15日至23日暂停NEM。第四季度，随着电力供应紧张的缓解，以及政府对原料价格的干预，电力现货价格明显下滑，但昆士兰州、新南威尔士州和塔斯马尼亚州第四季度仍创下历史新高。
图1 2019—2022年NEM市场电力合同价格
从本次电力市场暂停事件来看，按照300澳元/MWh进行结算的APC管理价格上限制定于2008年，已经无法适应目前的发电成本。2022年12月，澳大利亚修订《国家电力规则》，将每个地区的管理价格上限提高至600澳元/MWh。
3.1.2 储能规划相关政策
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再生能源容量增加9倍，分布式光伏容量增加近5倍，对具有调节作用的储能需求也将大幅增长。NEM将利用一系列不同类型的储能来调节电力平衡，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4 h)、中等时长储能(储能时长4～12小时)、长时储能(储能时长大于12 h)和Snowy 2.0 (抽水蓄能)，2050年装机规模分别达到14 GW/29 GWh、31 GW/108 GWh、1 GW/1 GWh、9 GW/70 GWh、4 GW/111 GWh和2 GW/349 GWh。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，中等时长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的发布可以更好地引导储能投资方向，降低可再生能源消纳成本，提升电力系统可靠性和安全性。
