在澳大利亚国家电力市场（NEM）运营的电池储能系统的收入正面临着新的挑战，因为最低系统负荷事件迫使电网运营商实施市场外干预措施，从而阻碍了电池储能系统的经济运行。
　　
　　瓦锡兰公司于2023年8月为AGL公司在澳大利亚部署了250MW/250MWh Torrens Island电池储能系统
　　
　　根据调研机构Modo Energy公司日前发布的研究报告，250MW/250MWh Torrens Island电池储能系统于2025年11月11日12日和15日根据澳大利亚能源市场运营商（AEMO）的指令运营，成为澳大利亚能源首个根据最低系统负荷管理协议接受指令运营的第一个电池储能系统。
　　
　　而这些指令阻止了Torrens sland电池储能系统在最佳定价期间充电，导致11月11日和11月12日分别损失收入5,354澳元（3,569美元）和3,876澳元，因为该项目在这两天都错过了电价最低的充电窗口。
　　
　　当运营需求低于最低系统负荷阈值时，澳大利亚能源市场运营商必须采取市场之外行动，引导电池储能系统遵循特定的调度轨迹，而不是基于成本效益原则，以此维护电力系统安全。当指令调度轨迹与经济运行方式之间存在较大价格差异时，收入影响就会变得显著，尤其是对于依赖价格套利获取收入的电池储能系统而言。
　　
　　对Torrens Island电池储能系统的指令发生在电池储能系统无法充电的较长时间内进行的，具体而言，11月11日从07:30到15:00，12日从07:00到14:30。
　　
　　这些时间段恰好是最具经济吸引力的充电时机，直接影响了该项目在澳大利亚国家电力市场中优化其交易策略的能力。
　　
　　ModoEnergy公司在研究中指出，根据澳大利亚能源市场运营商（AEMO）的电力规则，当TorrensIsland电池储能系统的调度因市场外干预而改变时，其可能有资格获得补偿。其补偿采用基于该地区过去一年的基准价格，乘以有指令和无指令情况下的能源输出差值。
　　
　　对于11月由于指令造成的收入损失，该公式表明，Torrens Island电池储能系统可以分别获得最高378.95澳元和280.91澳元的补偿，这远高于实际的损失。
　　
　　然而，补偿并无保证，评估过程仍然不可预测。目前的补偿框架是为传统发电发电设施设计的，事实证明很难适用于储能资产，因为它是基于基准定价而不是现货价格支付，导致结果并不总是反映电池储能系统运营商实际遭受的经济损失。
　　
　　最低系统负荷挑战加剧了澳大利亚电池储能运营商面临的更广泛收入压力。今年早些时候，随着澳大利亚国家电力市场应对市场波动，电池储能系统的收入下降了61%。
　　
　　随着电池储能系统在澳大利亚国家电力市场（NEM）的普及，澳大利亚能源市场运营商和澳大利亚能源市场委员会都确定了需要明确的领域。
　　
　　目前的讨论重点在于更好地考量电力价格对储能系统的影响，以及如何使额外补偿流程更加一致和可预测。
　　
　　南澳大利亚出现112小时的负运营需求
　　
　　自从2025年初以来，南澳大利亚的电务系统已经记录到112小时的负运营需求，这种情况出现在当地发电量超过基础需求并迫使发电设施停机的时候。
　　
　　这些情况通常出现在春季，此时温和的气温抑制了电力需求，而太阳能发电量仍然较高，从而形成了触发最低系统负荷干预措施的运营条件。
　　
　　根据Modo Energy公司的分析，随着电力输电设施Energy Connect第二阶段与新南威尔士州互联规模的扩展，南澳大利亚州面临的最小系统负荷事件预计将随着时间的推移而下降。
　　
　　增强的输电能力将提供更强大的支持，降低孤岛运行的风险，可能会降低最低系统负载事件的频率及其对电池操作的相关影响。
　　
　　最低系统负荷框架于2021年推出，以管理太阳能发电量高导致的低电网需求可能带来的潜在安全问题。
　　
　　随着澳大利亚继续向可再生能源转型，该框架与电池储能系统的相互作用需要不断改进，以确保储能系统运营的安全性和经济可行性。
　　
　　编译：Harris