儲能科學與技術 - 《儲能科學與技術》推薦|岳芬等：澳大利亞儲能相關政策與電力市場機制及對我國的啟示－鑽石舞台

作者：劉國靜1李冰潔1胡曉燕1岳芬2徐際強2

單位：1. 國網江蘇省電力有限公司經濟技術研究院；2. 儲能在線（北京）科技有限公司

引用：劉國靜,李冰潔,胡曉燕等.澳大利亞儲能相關政策與電力市場機制及對我國的啟示[J].儲能科學與技術,2022,11(07):2332-2343.

DOI：10.19799/j.cnki.2095-4239.2021.0605

摘要儲能的崛起與發展離不開政策的鼓勵與機制的支持。澳大利亞具備成熟的自由電力市場，為儲能構建商業模式提供了基礎和條件，同時近年來澳大利亞針對制約儲能發展的政策與市場規則進行修改，為其規模化應用及參與電力市場逐步掃清了障礙，值得我國借鑑。本文首先梳理了澳大利亞儲能發展的狀況及未來市場需求；從家用儲能和參與電力市場的大規模儲能兩個方面分析了各自的收益來源；另外，從政策和制度改革兩大方面，詳細分析了澳大利亞聯邦政府在研發與示範項目支持、各州儲能相關補貼、市場註冊主體身份、交易結算機制、額外收益來源等方面的政策激勵和規則修改情況。最後，總結澳大利亞經驗對我國的啟示。

關鍵詞儲能；政策；電力市場；商業模式；成本疏導機制

為了促進可再生能源發展，2000年澳大利亞通過了《可再生能源電力法2000》[renewable energy (electricity) act 2000]，明確了具體可再生能源發展目標和措施，被稱為強制性可再生能源目標(mandatory renewable energy target，MRET)。該法要求購電商盡到每年採購電量中的可再生能源電量達到一定配額(renewable power percentage，RPP)的義務。2009年，澳大利亞發布《可再生能源電力法修正案2009》，對MRET做了延續性更新，提出到2020年可再生能源電量消納在總電量消納中占比23.5%，可再生能源發電量達到45000 GWh的目標(renewable energy target，RET)。2011年，聯邦政府進一步將45000 GWh的增量目標拆分為大型可再生能源發電41000 GWh(large-scale renewable energy target，LRET)，以及小型可再生能源發電4000 GWh(small-scale renewable energy scheme，SRES)。在此背景下，澳大利亞分布式光伏以及集中式可再生能源發展迅速，也催生了數萬套配套分布式光伏的小型家用儲能系統的安裝以及數個超大規模的儲能電站的投運。2021年10月，澳大利亞總理提出到2050年實現淨零排放，預計未來儲能在實現該目標的過程中將扮演愈發重要的角色。

本文將在展示澳大利亞儲能發展現狀的基礎上，分析澳大利亞儲能項目收益來源，並總結澳大利亞出台的儲能相關政策以及開展的電力市場規則修改，提煉出可被我國借鑑的儲能發展經驗。

1 澳大利亞儲能市場發展現狀及未來需求

1.1　發展現狀

澳大利亞儲能市場起步於2016年，在可再生能源資源豐富、用戶側高電價、分布式光伏上網電價降低、可再生能源比例持續提升、多次大停電事故、森林大火等重大因素的推動之下，儲能市場呈現快速發展態勢。

根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能數據庫的分析統計，截止到2021年上半年，澳大利亞累計規劃、在建、投運電化學儲能容量超過20 GW，尤其是南澳大利亞州霍恩斯代爾電池儲能項目成功投運並在澳大利亞電力市場中獲得可觀收益以來，大批配套新能源建設的儲能項目進入規劃和在建階段，如圖1所示。

圖12016—2021年6月期間澳大利亞累計規劃、在建、投運電化學儲能項目裝機容量

從應用重點來看，可再生能源儲能、微網/離網儲能、家用儲能構成了澳大利亞儲能市場的主要部分。目前澳大利亞國家電力市場中共安裝了30萬套光伏系統，用戶屋頂光伏所發的多餘電量可以銷售給電力零售商，用戶可以獲得相應的上網電價(feed in tariff，FIT)。但一方面，目前FIT正逐步降低甚至取消，另一方面，2021年3月澳大利亞能源市場監管機構兼市場規則制定者澳大利亞能源市場委員會(Australia energy market commission，AEMC)發布規則草案允許電網公司在網絡阻塞時對用戶上網電量進行收費，這進一步激發了市場對家用儲能的需求。根據CNESA全球儲能數據庫，2016—2020年期間，家用儲能年新增套數整體呈現上升趨勢，如圖2所示。另外，2017年以來，多個大型儲能項目接入澳大利亞國家電力市場(national electricity market，NEM)，並對電力市場交易價格、電網供應安全等產生了一定的積極影響(表2)。

圖22016—2020年期間澳大利亞新增家用儲能套數與裝機容量

表12017年以來接入NEM市場的電網規模電池儲能系統

表2澳大利亞各州儲能相關激勵政策

從發展區域來看，維多利亞州、南澳大利亞州等地儲能發展勢頭強勁，並且各有特點。其中，維多利亞州以發展大型儲能項目為主，既有集中式可再生能源電站儲能項目，又有大型電網側獨立儲能項目。30 MW/30 MWh的Ballarat電池儲能系統是澳大利亞第一個直接連接到輸電網的獨立網側電池儲能系統，主要通過輔助服務市場和能量市場獲益。2020年11月，維多利亞州政府聯合Neoen公司、特斯拉公司，共同建設了300 MW/450 MWh大型儲能項目，用於提高維多利亞州——新南威爾士州聯絡線路之間的傳輸容量。由於可再生能源豐富，且出現多次大停電事故，南澳大利亞州以大型儲能電站和用戶側儲能項目並重，從支持電網安全以及用戶保障自身用電的角度全面布局儲能的應用。Hornsdale電池儲能電站在多次電力緊急事件中的優異表現也為南澳大利亞州布局更多儲能項目樹立信心，同時基於大量的用戶側儲能項目，南澳大利亞州還開展了虛擬電廠示範項目，在大型儲能電站商業模式探索和分布式儲能聚合參與市場交易方面處於澳大利亞的領先地位。

1.2　未來市場需求

根據澳大利亞能源市場運營機構AEMO(Australian energy market operator)發布的2020整體性系統規劃(integrated system plan，ISP)，未來需要不同類型儲能技術滿足日益增長的可再生能源接入電網的需求。ISP定義了三種不同深度的可調度儲能資源：①短時儲能，包括含有電池的虛擬電廠和2 h大規模電池儲能，這類儲能更多地應用於功率型場景，如爬坡和FCAS；②中長時儲能，包括4 h電池儲能，6 h和12 h的抽水蓄能，以及現有的抽水蓄能電站，這類儲能的價值是用於光伏發電特性和負荷帶來的日內能量時移；③長時儲能：包括24 h、48 h的抽蓄和澳大利亞現有的Snowy 2.0大型抽蓄電站。這類儲能的價值是支持長期可再生能源發電低於預期的情況以及數周或數月的季節性能量轉移。根據ISP，短期內澳大利亞電力系統需要1～2 h的儲能固化可再生能源間歇性的容量和日內能量時移。未來隨着更多火電站退役，4～12 h的中長時儲將能在更大的時間尺度中扮演能量時移的角色，如圖3所示。

圖3不同可再生能源比例下，電力系統對可調度容量的需求

2 澳大利亞儲能收益來源

澳大利亞儲能的應用場景主要集中在家用和參與NEM交易兩類。

針對家用儲能(包括家庭儲能聚合後的虛擬電廠儲能)，儲能系統的主要收益來源主要是配合屋頂光伏自發自用帶來電費節約收益，其他收益因各州的政策不同而有所差異。以南澳大利亞州虛擬電廠儲能(VPP)項目為例，可以獲得的收益包括：光儲系統銷售給用戶的電費收益、VPP參與電力市場的收益、南澳大利亞州政府為每戶家用電池提供的6000美元家用電池補貼計劃(home battery scheme，HBS)的補貼收益、聯邦政府為光伏提供的小規模技術證書(small-scale technology certificate，STC，一個小規模技術證書等於光伏、風電、水電、太陽能熱水器，空氣熱泵等小規模可再生能源系統所發或者所替代的1 MWh可再生能源電力)收益等，在這些收益的支持下，南澳大利亞州含儲能的VPP項目投資回收期通常在5年以內。

針對參與電力市場交易的規模化儲能，如圖4所示，從2018—2020年電池儲能在NEM市場中的收益來源來看，NEM市場中電池儲能收益的最大來源是輔助服務市場(FCAS)。2020年第四季度電池儲能淨營收(即扣去能量成本之後)為970萬美元，其中FCAS收益占總營收的79%。相比第三季度，2020年第四季度電池儲能能量收益增加(40萬美元)，主要受南澳大利亞州電池調度和容量加權平均後能量市場套利價值(從30美元/MWh增加到39美元/MWh)的推動。另外2020年南澳大利亞州出現了突破歷史記錄的負價，這意味着電池能夠通過可觀的價差獲得套利收益。

圖4電池儲能在澳大利亞電力市場中的收益情況(2018—2020年)

3 澳大利亞儲能相關支持政策

澳大利亞聯邦政府層面主要通過投入公共資金支持儲能技術示範，並通過示範項目驗證技術性能和適用場景。各州政府是出台儲能相關實質性資金支持與補貼等激勵政策的主體，對推動本州儲能項目落地發揮了關鍵作用。

3.1　聯邦政府層面

3.1.1　ARENA資金支持

澳大利亞政府資助了兩個關鍵的可再生能源投資機構——澳大利亞可再生能源署(ARENA)和清潔能源金融公司(CEFC)。

ARENA成立於2012年，旨在資助可再生能源技術的研究、開發和商業化。該機構為創新項目提供資金，避免這些項目難以吸引到足夠的資金或流失到海外市場。如圖5所示，自成立至2021年2月，ARENA面向550多個項目投資了17億美元，項目總價值69億美元。這些項目包括太陽能光伏、綜合能源、光熱、生物質能、海洋能、氫能、地熱能、併網技術、電池儲能和抽水蓄能項目。其中，資助儲能項目37個，通過投入2.146億美元支持資金帶動了價值9.35億美元的項目投資。這些項目包括用戶側、離網地區和電網薄弱區的儲能應用，也包括解決可再生能源更高比例滲透率以及儲能進入市場障礙等問題的公用事業規模儲能項目。ARENA支持的各種應用場景的儲能示範項目，對驗證儲能技術，推動儲能在這些場景中的規模化應用發揮了重要的作用。

圖52010—2021年期間澳大利亞ARENA每年資助儲能項目的金額

清潔能源金融公司(CEFC)成立於2012年，是一家國有綠色銀行，旨在促進清潔能源投資。CEFC基金為能夠帶來良好回報的項目提供債務和股權融資(不是贈款)。清潔能源金融公司(CEFC)利用約80億美元支持了約200個大型項目和18000個較小規模的項目，包括商業太陽能和風能項目，以及儲能和能效項目。

此外，ARENA和CEFC共同管理清潔能源創新基金，該基金主要面向處於早期發展階段、需要成長資金的清潔能源項目，為其提供債務和股權融資支持。政府還立法要求CEFC管理10億美元的電網可靠性基金，該基金旨在鼓勵私人投資發電、儲能和輸電項目，以平衡電網供需以及保障低成本用電。通過這些基金，CEFC投資了1.6億美元支持世界最大的儲能項目——維多利亞大電池項目的設計、建設和運行。該項目規模300 MW/450 MWh，主要用於支持維多利亞和新南威爾士之間的電網互聯，並幫助更高比例的新能源接入電網。

3.1.2　「清潔復甦」計劃

過去三年間，澳大利亞在大型風電、太陽能項目上的累計投資超過200億美元，新增發電能力約1.11萬MW。為了緩解疫情對經濟的影響，持續促進可再生能源的發展，澳大利亞清潔能源委員會於2020年5月正式發布了「清潔復甦」計劃，推動可再生能源和儲能領域投資的增長。澳清潔能源委員預測，「清潔復甦」計劃有望使澳大利亞的可再生能源發電規模增長約3倍，清潔能源的發展勢必會推動儲能的發展。

3.2　州級政府層面

澳大利亞各州儲能相關激勵政策見表6。新南威爾士政府發布7500萬美元的新興能源計劃，為可調度發電技術的可行性方案研究和資本投資提供資助。目前已經對5個項目進行了資本資助，對9個項目進行了可行性方案研究的資助，這些項目涉及抽蓄、電池、虛擬電廠和光熱儲熱。另外，2020年，新南威爾士州政府在2018輸電基礎設施戰略和2019電力戰略兩份文件的基礎上發布了其電力基礎設施路線圖。該路線圖承諾政府建立5個可再生能源區(REZ)，一個電力投資保障計劃和一個輸電發展計劃用於降低REZ的投資風險。該路線圖旨在滿足新南威爾士州能源安全目標，並規劃未來十年增加12 GW新容量，其中包括2 GW儲能。

昆士蘭政府的可再生能源400保留拍賣計劃(renewables 400 reverse auction program)為可再生能源和儲能項目提供財政支持。2019年7月，該計劃列出10個項目將獲得財政支持，其中包括8個可再生能源加儲能項目，1個獨立電池項目。另外，昆士蘭能源安全組也正在積極開發本州的抽蓄容量。

維多利亞政府，除了為Gannawarra儲能項目和Ballarat儲能項目提供撥款之外，還為已有光伏系統、增配儲能的維多利亞州家庭提供退稅。繼1萬戶家庭示範項目成功之後，光伏家庭計劃進行了擴大，為符合條件的家庭提供高達4174美元的補貼/退稅。電池計劃被設計用於支持高光伏滲透率和人口增長的地區。

南澳大利亞州政府已經撥付1億美元推動家庭電池計劃，為4萬個家庭提供安裝電池儲能系統的補貼。家庭能夠通過該計劃獲得較低成本的融資，以支付電池系統補貼部分沒有覆蓋的餘額，也可以用於購買新的或者更多的光伏板。南澳大利亞州政府已經支持特斯拉安裝5萬套Powerwall電池，並將其聚合為250 MW/650 MWh的虛擬電廠進行運營。

首都堪培拉政府在2016年初啟動了下一代電池儲能計劃，這是世界上最大的家用電池推廣項目之一。該項目耗資2500萬美元，支持向5000個堪培拉家庭和企業提供36 MW分布式電池儲能，目前正處於項目第二階段，正在開展第五輪電池供應商項目建議書徵集。

4 澳大利亞儲能相關市場機制

4.1　澳大利亞電力市場機制

4.1.1　澳大利亞電力市場概況

澳大利亞國家電力市場(NEM)覆蓋五大區域，包括昆士蘭州(QLD)、新南威爾士州(NSW)、維多利亞州(VIC)、南澳大利亞州(SA)以及塔斯馬尼亞(TAS)。西澳大利亞州和北領地未與NEM連接，其電網體量較小且實行不同的市場交易制度。

NEM市場中累計安裝67 GW發電容量(包括屋頂光伏)，包含295個大型發電單元，1020萬個用戶，2020年總電力消費190 TWh，2020年最大電力需求35043 MW。澳大利亞現貨市場由澳大利亞能源市場運營機構AEMO(australian energy market operator)組織。AEMO利用預測及調度工具以5 min為間隔跟蹤電力需求、發電商報價和電網線路容量，並按照價格由低到高對發電機組進行調度排序，直到滿足負荷需求。NEM市場的結算周期為30 min，每個NEM區域為一個價區，有其單獨的現貨價格。2020—2021年度的現貨市場天花板價格為1.5萬美元/MWh，2021—2022年度將提升至15.1萬美元/MWh，地板價為-1000美元/MWh。

4.1.2　輔助服務市場

澳大利亞輔助服務市場可以分為市場化輔助服務市場FCAS和非市場化輔助服務市場，如表3所示。前者主要包括調節調頻市場(regulation FCAS)和應急調頻市場(contingency FCAS)兩大類，共8個細分市場，主要通過電力市場進行交易和支付；後者主要包括電壓控制、黑啟動等服務，基於AEMO和市場註冊參與方之間簽署的合同進行服務執行和費用支付。目前，額定容量5 MW及以上的儲能電站可以通過註冊成為市場主體參與輔助服務市場，主要參與FCAS市場。

表3澳大利亞輔助服務市場類別

在電力系統日常運行期間，調節調頻服務(regulation FCAS)需要連續運行，以調整由於供需不平衡帶來的微小頻率偏差。應急調頻(contingency FCAS)主要用於管理由於需求和/或供應突然或計劃外的變化帶來的較大頻率偏差。與調節調頻相比，應急調頻服務通常被調用的頻次相對較少。

如表4所示，調節調頻輔助服務成本由帶來頻率偏差的市場參與者進行支付，即由「肇事者」承擔。向上應急調頻輔助服務成本由發電商支付，向下應急調頻輔助服務成本則由用戶支付(通常是零售商)。FCAS市場與能量市場聯合優化出清，以最小化總成本。

表4澳大利亞輔助服務成本回收方式

①MPF: 相關市場參與者的標準化市場參與者因子

從成本變化趨勢來看，隨着澳大利亞對頻率的控制力減弱以及南澳大利亞州等部分地區發生孤島效應等事件，FCAS成本呈顯著上升態勢。2015年，FCAS成本共計6300萬美元，僅占NEM能量成本的0.7%，到2020年，FCAS成本達到3.56億美元，5倍於2015年的水平(2020年第一季度FCAS成本占NEM能量成本的5.4%)。上升的FCAS價格吸引了大量新的市場主體進入市場，電池儲能和需求響應/虛擬電廠在FCAS市場中的份額持續增加。兩年內，電池儲能的市場份額從2018年第四季度的12%上升到2020年第四季度的26%[5]，如圖6所示。

圖6輔助服務供應資源市場份額變化對比(2018年第四季度vs2019年第四季度vs2020年第四季度)

4.1.3　能量市場

現貨市場價格波動是能量市場的自然特徵，可以引導市場主體投資新的發電容量。回顧澳大利亞過去十年，2016年是現貨市場高價格出現最為頻繁的一年，共有796個結算周期的現貨價格超過300美元/MWh，36個結算周期的現貨價格超過5000美元/MWh。儘管近些年來發生現貨價格高於300美元/MWh的頻次整體趨於下降，但現貨價格超過5000美元/MWh的結算周期數並未減少(2018年有32個結算周期、2019年有30個結算周期、2020年有34個結算周期）。另外，澳大利亞森林大火和風暴導致新南威爾士州與維多利亞州於2020年1月4日發生市場脫離，維多利亞州與南澳大利亞州從2020年1月31日至2月17日發生脫離，進而導致上述時間內現貨市場價格達到1.47萬美元/MWh，接近市場天花板價格。

價格波動的另一個表現是現貨市場負電價出現的頻次增多。2019年現貨價格為負的情況顯著增加，並持續到2020年。2020年，5個州現貨市場負電價出現3662次，創下歷史紀錄，比2016年高出3倍以上。由於南澳大利亞州的風電和光伏普及率較高，因此2020年近一半的負電價出現在南澳大利亞州。NEM市場中的發電商供應發電容量的市場地板價是-1000美元/MWh，由於市場競爭者是逐利的，儘管在負電價中喪失利益，但當其能夠從其他渠道補足收益時，發電商寧願選擇付費發電，也不願意停機。針對不同機組，其可能具有申報負電價的不同動機。如，大型基荷燃煤機組為確保連續運行並避免關閉數小時後重新啟動帶來的高成本，會選擇申報負電價。由於風機和光伏板不會產生較高的啟停機成本，且運行成本接近於零，因此在風資源或光照資源豐富時，風電/光伏發電商可以申報負電價，以保證能被調度。一些風電/光伏運營商可以通過出售可再生能源證書的方式獲得收入，因此即使批發市場價格為負，也可以獲得盈利。

未來隨着可再生能源接入NEM市場的比例持續增加，現貨市場價格預計出現負電價的頻次將持續增加，同時價格波動將愈發劇烈，這為儲能在能量市場中獲得收益提供更廣闊的空間。

4.2　儲能相關電力市場機制改革

儲能正日益成為澳大利亞國家電力市場(NEM)的一個重要組成部分，但儲能作為新興技術，在融入NEM市場方面還存在諸多障礙與問題。目前澳大利亞正在開展電力市場規則修改,通過提供清晰的價格信號、明確的身份、有效的激勵機制以及更多的收益來源，幫助儲能進入NEM市場並獲得收益。這些規則包括：5分鐘結算(5MS)機制、綜合資源提供者(IRP)市場主體身份以及系統完整性保護計劃(system integrity protection scheme，SIPS)。

4.2.1　5分鐘結算機制

2020年7月份，澳大利亞能源市場委員會(AEMC)宣布，將從2021年10月21日起實施澳大利亞國家電力市場(NEM)現貨價格的5分鐘結算機制。

澳大利亞實行區域電價，每個州為一個價區。系統出清時，每個區域中選取一個參考節點，以結算周期內(每30 min)該參考節點出清價格(每5 min)的加權平均價格作為對應區域的區域電價，區域內各節點的價格由參考節點的價格乘以區域內對應的損失係數得到。

現行的30 min的結算期，始於1998年，隨着可再生能源發電的不斷增長以及化石燃料發電設施(包括燃煤電廠)的退役，系統對使用靈活且響應迅速的技術的需求越來越強烈，30 min為一個結算周期的價格機制已經無法反映價格的快速波動，並激勵電池儲能系統等快速資源響應價格，從而也限制了能量套利機會。而5 min結算機制，一方面與目前的5 min調度間隔更匹配，另一方面，也意味着增加結算周期的粒度，能夠呈現更準確的價格信號，更好地補償儲能等快速調節資源在幾個交易間隔內快速充放電提供的服務，進而增加其盈利能力。

該項規則的修改將有利於儲能系統、需求響應服務等快速、靈活資源在市場中提供服務，進而促進資本對這些技術的投資。另外，由於該規則的修改將增加儲能在NEM能量市場和FCAS市場的套利機會，因此也會影響市場化輔助服務品種和非市場化輔助服務品種的費用支付及成本分攤。

4.2.2　綜合資源供應商(IRP)市場主體身份

由於澳大利亞國家電力法(NER)早期發布時，市場中儲能較少，因此NER中並未過多考慮儲能。隨着接入電力系統的儲能越來越多，在主體身份不明確的情況下，儲能通常以兩種不同市場身份類別(發電商和用戶)註冊並參與NEM市場，基於儲能兩種市場主體身份的系列問題也逐漸暴露出來。

首先，儲能分攤非能源成本的方式與其他市場參與者存在不同。非能源成本是指AEMO通過市場化輔助服務(如調頻市場)、非市場化輔助服務(如黑啟動）以及監管機制管理電力系統時涉及的技術成本。一般來說，AEMO會根據相關交易間隔(目前為30 min)內市場參與者的用電量和發電量按比例向參與者回收這些服務和機制的成本。但電網規模電池儲能是根據註冊的兩類市場主體身份(發電商和用戶)進行充放電的，因此在發電和放電時均需要繳納非能源成本。而其他市場參與者，包括發電商、用戶和小型發電聚合商(MGSAs)在市場中是以單一身份進行註冊，因此，其費用主要是基於用電量和發電量的淨電錶計量數據進行繳納，這就使得儲能與其他市場參與者在分攤非能源成本方面存在不公平。

其次，現有身份框架下，儲能必須按照負荷和發電兩種類型分開進行市場競價，不能將其合併為單一報價，AEMO也只能將其按照負荷和發電分開進行排序調度。另外，在結算時，儲能需要按照負荷和發電分別計算「邊際損失因子」。「邊際損失因子」由AEMO進行計算並每年4月1日發布，反映的是電力在進行輸配時由於電阻等物理因素造成的「損失」。在AEMO與市場主體進行交易結算時會引入該因子，進而影響市場主體收益。因此，在考慮兩次「邊際損失因子」的情況下，儲能的收益受到較大影響。

最後，對於包含儲能或者不包含儲能的混合系統來說，系統內的不同的技術均需要進行分開競價、發電排序和調度。如，一個混合系統中包含電池儲能和風電場，則風電場必須和電池儲能進行分開競價等市場活動，使得混合系統整體或者部分接受調度的靈活性受到限制。

基於上述問題，2019年8月23日AEMO向AEMC提交市場規則更改請求，以支持儲能系統參與NEM市場。AEMC啟動名為「Integrating energy storage systems into the NEM」的規則修訂計劃，並在廣泛徵集意見之後，於2021年9月形成規則決議草案。在草案中，AEMC提出以下規則修訂內容。

①引入一個新的市場主體註冊類別，即綜合資源供應商(IRP)，允許儲能和混合系統註冊為單一市場主體身份，而非兩個不同的類別。

②明確適用於不同技術配置的混合系統的調度義務，包括直流耦合系統(單個逆變器系統之後包括不同的技術)，以便系統運營商靈活選擇系統所包含的技術是接受完全調度還是接受半調度[市場中註冊的發電單位通常被劃分為完全調度(scheduled)發電單位、半調度(semi-scheduled)發電單元、不調度(non-scheduled)發電單元。其中，完全調度發電單位(scheduled)指的是參與中央調度的發電單元、半調度(semi-scheduled)發電單元指的是參與中央調度但與完全調度機組相比，滿足調度目標的義務性較低的發電單元。不調度發電單元(non-scheduled)指的是不參與中央調度的發電單位。AEMO通過NEM調度機(NEMDE)運行中央調度，以每5 min的時間間隔調度市場參與者平衡電力市場實時供需]。

③允許混合系統在連接點之後管理自身的電量，即在系統安全裕度內，「總體」實現調度一致性。

④明確適用於電網規模的儲能單元和混合系統中部分技術的性能標準，這些標準可以用於測量儲能或混合系統中部分技術在連接點的性能。

⑤將現有的小型發電聚合商轉移到新類別之下，並推動新的小型發電單元和/或儲能單元的聚合商在IRP類別下註冊(注意新的聚合商仍然可以註冊為市場用戶）。IRP類別下註冊的單元，能夠以發電和負荷的形式提供市場輔助服務。

⑥針對非能源成本回收，該規則草稿提出，無論參與者註冊何種市場主體類別，新規則將根據市場參與者的用電量和發電量回收非能源成本。所有市場參與者的用電量和發電量採取分別計量的方式，取消之前在一個連接點或一個市場參與者的多個連接點之間進行淨計量的規定。這裡計量的電量不包括連接點之後的所發電量和用電量，如屋頂光伏在本地消納的電量。

該規則決議草案能夠簡化儲能在電力市場中的註冊流程，更好地將儲能等雙向資源融合NEM電力市場，提高利益相關方參與市場的清晰度和透明度，為所有參與者創造更公平的競爭環境，進而支持電力系統向接入更多可再生能源過渡。AEMO預計該項規則修改將給NEM電力系統帶來諸多變化，同時也會帶來1900萬～2870萬美元的初期成本投入，但經過整體評估之後，規則修改帶來的收益將遠超成本投入，因此AEMC將推動該規則決議於2023年4月28日發布終稿。

4.2.3　系統完整性保護計劃SIPS

2016年南澳大利亞州大停電事故發生後，為了避免再次發生由於多個發電機組脫網帶來的大停電事件，在AEMO的支持下，南澳大利亞州輸電網絡服務供應商ElectraNet公司於2017年12月開發並實施了系統完整性保護計劃(system integrity protection scheme，SIPS)，如圖7所示。該計劃包括三個漸進的階段：

圖7澳大利亞各州互聯情況及儲能提供SIPS服務對互聯的影響

階段一：觸發快速響應，電池儲能系統注入能量；

階段二：觸發減負荷，削減南澳大利亞州區域內200～300 MW負荷；

階段三：失步跳閘，即斷開外部連接點，南澳大利亞州區域發生孤島效應。

目前，特斯拉位於南澳大利亞州Hornsdale風電場的100 MW/129 MWh儲能電站參與了SIPS，是該計劃第一階段的重要參與主體，以保護南澳大利亞州與維多利亞州之間的Heywood連接線。儘管SIPS預留了該電站70 MW的容量，但在ElectraNet發送信號的250 ms以內，該儲能電站能夠為Heywood連接線提供70～140 MW的容量支持。

儘管SIPS計劃是南澳大利亞州政府應對未來日益增多的可再生能源帶來的電網安全事件的重要手段，但該項計劃在設計時沒有考慮一旦南澳大利亞州電力系統從NEM市場中脫離出來之後應該採取何種措施，因此，2018年11月5日，AEMO向AEMC提交對SIPS進行升級的申請，並要求在預測到將迎來破壞性大風天氣時限制Heywood連接線的外來電規模。

NEM輸電網呈現狹長、低密度分布的特點，發電機組和負荷中心呈分散式分布，五個州級輸電網絡通過互聯線連接，一旦互聯線發生跳閘，則對州級輸電網絡影響較大，而近年來森林大火和風暴等極端天氣越來越頻繁地威脅着電力系統穩定安全以及各州電網之間的互聯，因此，澳大利亞尋求通過新建儲能，增強輸電網之間的連通能力。借鑑南澳大利亞州SIPS經驗，維多利亞州政府委託AEMO開展SIPS服務採購計劃，以降低夏季高峰用電期間的斷電風險。維多利亞州的火電機組大多服役年限已久，存在供應安全風險，加之氣候變化帶來的極端炎熱天氣越來越頻繁，維多利亞州亟需增加新的容量滿足本州的供電安全與穩定。AEMO目前已經選定Neoen公司建設300 MW/450 MWh的電池儲能項目，並與其簽訂SIPS服務供應合同預留該儲能項目250 MW的容量，用於提升維多利亞州-新南威爾士州的連接線容量。當發生系統緊急事件時，如輸電線跳閘時，AEMO需要15 min的時間保障系統安全，並避免維多利亞州-新南威爾士州連接線過載，進而避免大規模停電。電池能夠連續以250 MW的功率放電30 min，用於保障系統穩定，為AEMO調整系統潮流或安排其他應急計劃提供時間裕度。

根據合同，250 MW儲能容量將在澳大利亞夏季期間(11月1日至次年3月31日)提供SIPS服務，50 MW由系統運營商管理並進行商業化應用。非夏季期間，儲能電站的全部容量均可以用於商業用途。SIPS服務的成本為8480萬美元，按照10.5年合同周期進行支付。根據澳大利亞環境、土地、水和規劃部(DELWP)委託獨立第三方機構開展的研究，該項目產生的總成本包括政府成本(DELWP的合同管理成本)、採購成本(AEMO和DELWP的採購前成本和採購成本)以及用戶成本(項目服務費疏導到用戶側的成本、AEMO的合同管理成本)，總收益包括用戶收益(該項目帶來的用戶電費節約收益、避免停電收益)和市場收益(調度成本節約、該項目通過節約其他機組的燃料費及運維費帶來的調度收益以及減少需求側響應服務費帶來的收益)，通過評估得出SIPS服務的成本收益比是1∶2.4，系統性收益遠高於項目產生的總成本。SIPS產生的成本將通過電力用戶的電費進行回收。

4 澳大利亞儲能發展對中國的借鑑與啟示

澳大利亞電網結構與中國電網結構不同，經驗固然不能完全照搬，但在淨零路徑上，中國與澳大利亞未來在靈活性資源和調節容量等方面存在相似的需求，而擁有自由電力市場的澳大利亞，在已經具備儲能商業化應用的市場環境下，仍在政策與機制方面持續調整與改善，這為我國提供了以下啟示。

一是應明確儲能參與電力市場的主體身份。澳大利亞儲能以發電商和用戶兩類身份在市場中進行註冊時，不僅註冊流程冗長繁瑣，還由於其雙向資源的特殊屬性，在市場費用收取、報價、接受調度、結算支付等方面存在與其他市場參與者競爭不公平的情況。目前我國新版「兩個細則」已經將儲能納入輔助服務資源供應範疇，但未來電力市場條件下，將儲能作為單一類別進行註冊，還是作為兩類身份註冊(既可作為用戶又可作為發電進行註冊），目前尚未明確，未來隨着電力市場改革，應深度研究儲能參與電力市場的身份屬性及不同身份屬性下儲能面臨的報價、調度、結算、費用收取等問題，避免市場主體之間存在競爭不公平現象。

二是應儘快建立能夠反映電力稀缺屬性的現貨市場機制。儲能在澳大利亞能量電力市場中能夠進行套利，反映實際電力供需情況的、價格波動的現貨市場體系。而中國的電力供需平衡仍主要通過計劃調度的方式進行解決，售電端採用目錄電價的形式支付用電成本且價格水平長時間保持不變，電價水平傳導存在較大的延遲性，無法及時反映供需變化，以及靈活性資源的價值。在中國現貨市場建設過程中，應考慮設計存在時序和地點特性差別的電價機制，一方面引導用戶用電行為與發電情況相匹配，另一方面通過價格反映儲能等靈活性資源的市場價值。

三是隨着可再生能源比例的增加，應根據未來新型電力系統的需要適時考慮增加新的輔助服務品種。澳大利亞將輔助服務品種，尤其是調頻品種分類詳細，為儲能選擇合適的品種提供服務創造了條件。目前我國各地輔助服務市場運營交易規則中，均鼓勵儲能參與調峰、調頻市場，但隨着可再生能源接入電力系統比例的增加，以及火電機組的逐步關停，電力系統慣量供應不足，且頻率控制、電壓控制等將成為新的挑戰，各地有必要結合實際情況，探討快速調頻、爬坡、慣量支撐、備用等各類輔助服務品種的設立，細化調頻品種，為快速調節資源提供穩定的市場參與空間。

四是應建立儲能服務的成本疏導機制。澳大利亞將儲能引入SIPS計劃，不僅對儲能帶來的系統性成本與收益進行了測算，還詳細評估了受益主體，並據此將成本疏導至受益主體。同樣，澳大利亞的輔助服務市場成本已經根據細分服務類別疏導至「肇事方」，發電商或用戶。目前我國新能源側強制或鼓勵配套的儲能設施，以及參與輔助服務市場的儲能設施，其系統性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至「肇事方」或受益主體，導致政策的有效性和可持續性較差。

第一作者：劉國靜（1988—），男，博士，從事電網規劃、儲能規劃方面的研究，E-mail：278053997@qq.com；

通訊作者：岳芬，碩士，從事儲能等方面的研究工作，E-mail：396588503@qq.com。

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