澳大利亚新南威尔士州近日被警告称，必须加快电池储能系统的开发步伐，才能实现其2030年储能部署目标。
　　
　　总部位于新南威尔士州的Energy Security公司首席执行官Paul Peters近日在悉尼举行的澳大利亚2026年储能峰会上表示：“我们在两年前预测，到2030年需要开通运营40GWh的储能系统。现在，只是因为太阳能发电量的增加，这一数字就增加到了56GWh。在所需的56GWh储能系统中，只有12.5GWh已做出最终投资决策。到2030年我们所需的储能容量中，还有75%目前尚未落地。”
　　
　　与西澳大利亚州和维多利亚州政府代表在峰会上进行讨论时，Peters指出，新南威尔士州可再生能源发电的结构从以光伏为主向以风电为主的巨大转变，已经从根本上改变了储能需求，而这一变化在两年前没有被预料到。
　　
　　与会专家指出，仅新南威尔士州就需要在2030年前完成37GWh储能项目的财务结算，其中75%的储能项目尚未获得投资。维多利亚州设定的储能部署目标是到2035年前部署6.3GWh储能系统，该州已成为澳大利亚首个电池储能系统装机容量突破1GW的州。与此同时，西澳大利亚州的独立电网——西南互联电网（SWIS）可再生能源发电比例最高已达90%，在用电高峰期，电池储能系统可供应该州四分之一的电力。
　　
　　这种紧迫性源于多重压力。新南威尔士州约一半的电力供应来自燃煤发电厂，预计这些电厂将在2033至2034年间关停。维多利亚州三座老旧的燃煤发电厂仍提供60%的发电量，但Yallourn燃煤发电厂将于2028年关闭，LoyYangA燃煤发电厂将在2035年关闭。
　　
　　在澳大利亚西部，西澳大利亚州必须在2030年前退役该州所有的燃煤发电厂。与此同时，电动汽车快速普及：新南威尔士州电动汽车保有量已突破10万辆，预计到2045年还将新增400万至500万辆；数据中心的用电需求也将大幅增长。
　　
　　Peters说：“目前，数据中心每年消耗近4TWh电力。根据综合系统计划，到2035年我们还将新增2GW的数据中心负荷。但我认为，没有任何一个开发商或主要运营商希望看到这种局面。”
　　
　　Peters还指出，发电结构的转变进一步加剧了储能部署需求。四年前的规划假设是：新增可再生能源中75%来自太阳能发电场、25%来自风力发电场。而现实情况恰好相反——多个州的实际比例为75%来自风力发电场、25%来自太阳能发电场。这一差异之所以关键，是因为太阳能发电场每天发电约8小时，而风力发电场可达12小时，这意味着每天多出的4小时负荷必须由储能系统来填补。仅此一项因素，就使新南威尔士州2030年的储能需求增加了16GWh。
　　
　　Peters表示：“五年前，电池储能系统还是一种新兴技术，并未实现商业化部署。而如今，它们已成为能源系统可靠性的关键支柱。”
　　
　　政府强力干预，加速储能部署
　　
　　面对紧迫的时间表，新南威尔士州、西澳大利亚州、维多利亚州已不再满足于设定储能部署目标，而是转向直接市场干预，但各州根据自身情况采取了明显不同的策略。
　　
　　Energy Security公司积极填补传统储能项目融资无法覆盖的三个关键市场缺口：第一，资本结构——提供介于优先债务和股权之间的次级、混合型金融工具，以提高项目回报率，推动达成财务结算；第二，加速推进。Peters解释说：“我们将在银行愿意放贷之前就进行投资，为长交付周期设备提供资金，提前支付最终并网接入费用，并调整偿债备付率以应对更多的市场敞口风险。”其目标是将储能项目进度提前数月。该机构还致力于支持那些能带来系统性收益但缺乏即时价格信号的项目。去年，能源安全公司已明确首批投资计划，将投入10亿澳元（约合6.4亿美元）用于部署中长时储能项目。Peters补充说，该公司的当务之急包括：为悉尼-纽卡斯尔受限区域提供500MW储能系统（但他表示实际需求接近1~1.5GW）；在未来18至24个月内建设2GW的长时储能系统；以及支持“太阳能+储能”项目——负电价日益频繁正推动共址部署电池储能系统的需求。
　　
　　维多利亚州则采取了不同的路径，通过构建制度性架构来协调能源转型，同时简化审批流程。重新启动的维多利亚州电力委员会是一家政府所有的可再生能源开发商，与私营开发商合作推进储能项目部署。该委员会已投资于去年并网的600MW/1.6GWh墨尔本可再生能源枢纽，以及其他多个可再生能源项目。但维多利亚州最有效的工具可能是其“发展促进计划”，该计划于2024年4月扩展至可再生能源发电项目。维多利亚州能源、环境与气候行动部创新与投资吸引执行主任Vanya Kumar表示：“在不到两年时间里，这一发展促进通道已经为25个优先可再生能源发电项目释放了90亿澳元以上的投资。这包括电池项目——从提交申请到规划决策仅用了不到四个月。”多个大型电池储能项目已通过该计划获得快速审批，包括Atmos Renewables公司在Heywood推进的300MW/1,140MWh电池储能系统，以及Pacific Green公司配套2,500MWh储能的波特兰能源园区。
　　
　　西澳大利亚州的做法则反映了其独特的处境：运营着一个覆盖35万平方公里的孤立电网，且州政府在发电和零售环节拥有大量所有权。西澳大利亚州能源与经济发展多元化部的Noel Ryan认为，西南互联系统已成为可再生能源高渗透率的试验场——2024年第四季度，可再生能源首次成为该电网的主导能源。Ryan指出：“我们目前有41%的住宅安装了屋顶太阳能，总装机容量为2.5GW。”该州的策略包括一项住宅电池储能系统补贴计划（为每套系统提供1,300澳元补贴，且可与联邦政府的返款叠加使用），同时大力投资电网规模的储能项目，包括投入1.5亿澳元建设澳大利亚首个本地制造的钒液流电池储能系统。孤立的电网是一个受保护的市场，州际项目竞争较小，同时政府的所有权为承购协议提供了明确的交易对手。
　　
　　长时储能成为下一个市场前沿
　　
　　虽然持续时间4小时的电池储能系统在这三个州均已大规模部署，但与会专家指出，8小时及以上时长的储能系统将是下一个前沿领域，而当前的市场信号尚未为这类项目提供足够的投资指引。
　　
　　澳大利亚能源市场运营商（AEMO）的投资机会报告指出，新南威尔士州在风力发电量较低的冬季，需要部署44GWh~81GWh的长时储能系统。该州需要约2GW的8小时及以上时长的储能系统，其余部分（可能为7~8GW）可由4小时时长的电池储能系统满足。Peters表示：“我们需要部署7GW的长时储能系统（即44GWh）。而目前我们仅完成了其中的400MWh。”
　　
　　Kumar也承认，尽管维多利亚州的4小时电池储能系统部署规模正在快速扩张，但当前的市场环境并不总能提供及时部署长时储能所需的投资信号。

　　
　　编译：Harris