到2030年 澳大利亚的储能规模将达到12.8GW以上

北极星储能网讯:据外媒5月31日消息，住宅侧储能系统(ESSs)的增长是受高电价、上网电价到期、补贴激励以及对电网弹性担忧的驱动，用户安装了储能系统和屋顶太阳能。

通过增加储能，用户可以最大限度地利用自己的太阳能(而不是供给电网)，并在断电时享受离网供电。随着森林火灾发生的频率和严重程度的增加，偏远社区或家庭越来越担心被切断电网。

据估计，到2020年，15%的澳大利亚家庭已经安装了屋顶太阳能系统。与储能配套的新太阳能装置正在成为新标准，特别是澳大利亚能源市场委员会(AEMC)正在讨论是否在特定时期对家庭输出的电力收费。

未来10年，大型FTM项目将占安装总量的58%

与太阳能共址的项目将很大程度上推动电表前（FTM）储能的发展。在2021年至2030年间，与可再生能源共址的储能规模将占FTM应用的55%，据IHS Markit预测，到2030年，澳大利亚的储能规模将从500MW增长到12.8GW以上。

当电压水平降得太低时（频率水平突然变化导致电厂跳闸或网络服务提供商需要管理网络拥塞），会增加可调度太阳能资产的价值。这些都是由澳大利亚能源市场运营商（AEMO）推动的。这在一定程度上是由于预计到2030年将有7 GW的火电厂退役，到2035年将有6.2 GW的火电厂退役驱动的。

然而，在AEMO的标准下运营混合能源项目是复杂的，这造成了壁垒，并可能推迟项目投产。因此，对于许多共址部署的项目，资产将独立运行，这意味着资产可能共享一个电网连接，但其他方面的交互有限。

此外，电池储能系统可以利用频率控制辅助服务（FCAS）或电力批发市场记录的波动性。澳大利亚的大多数电池储能系统将利用市场机制，主要集中在FCAS上，此外，当价格飙升时，还会在电力批发市场套利价格。

平均而言，频率服务占当前运营电池储能项目收入的85%，但电力批发市场的收入范围很广，批发市场价格套利的平均净回报可能在39澳元/kW到211澳元/kW（27-245美元/kW）之间，具体取决于年份、州、平均周期数，以及系统的持续放电时长。

夏季需求增加，加上高温条件下或丛林火灾或风暴导致发电机跳闸，通常导致电力批发市场夏季价格飙升至14500澳元/MWh（9974美元/MWh）。例如，在2020年1月31日，当龙卷风来袭时，南澳大利亚的输电线路意外跳闸，FCAS价格全天多次飙升至1000澳元/MW（691美元/MW）以上。仅此一项活动就为澳大利亚所有运营的电池储能项目就创造了超过6000万澳元（4100万美元）的收入。

一个经常被忽视的重要问题是为这些大规模的电池储能系统融资的挑战。事实上，尽管FCAS收入占现有运营系统收入的大部分，但通常认为FCAS收入不足以在商业案例中考虑，这意味着必须以其他收入流为基础。这意味着，目前大多数运营的表前电池储能项目都有某种形式的政府资金支持，通常来自澳大利亚可再生能源署（ARENA），或者转向系统安全服务的固定合同，以提供固定的底线收入。

澳大利亚储能的其他机会

澳大利亚的另一个增长趋势是利用储能系统延缓对电网基础设施的投资。这适用于表前和表后解决方案。表后的独立电力系统（SAPS），通常是太阳能光伏加上一个储能系统，正在取代电网边缘的新线路家庭和农场（建筑物或城镇通常只通过一条电线连接）。在表前，大规模的储能系统正在帮助缓解输电线路的阻塞和中断。在人口如此分散的电网中，这一问题只会随着可再生能源安装量的增加而增加。

总的来说，IHS Markit继续将澳大利亚视为表前和表后储能的关键增长市场，其根本原因是需要支持这样一个从火电为主快速转型到以可再生能源为主的分布式电网。然而，由于联邦政府层面的政策仍未完全与州政府推动的快速过渡相一致，市场仍不稳定。

此外，相对于可再生能源的安装速度，市场结构的缓慢转变与商业市场的感知风险相结合，为大规模电池储能系统开发可盈利的商业案例带来了挑战。

原标题:到2030年，澳大利亚的储能规模将达到12.8GW以上