2024年8月6日，澳大利亚气候变化、能源、环境和水资源部正式发布《国家电力市场(NEM)审查草案报告》，针对当前电力市场在可再生能源转型中暴露的深层次矛盾，提出系统性改革方案。
核心矛盾：可再生能源占比攀升下的市场失灵
报告指出，随着风能、太阳能等可再生能源在NEM中的占比从2015年的14%跃升至2024年的42%，传统市场机制已难以应对三大挑战：
价格剧烈波动：可再生能源的间歇性导致供需失衡常态化。2024年第二季度，南澳大利亚州现货市场出现12次负电价，而同期新南威尔士州因极端天气引发煤电机组故障，导致电价在2小时内飙升至每兆瓦时1.5万澳元(约合人民币7.2万元)，创历史纪录。
分布式资源“隐形化”：全澳屋顶光伏装机容量已突破30GW，但仅12%通过虚拟电厂(VPP)聚合参与市场调度。家庭储能、电动汽车等资源的行为不可预测性，使澳大利亚能源市场运营商(AEMO)的日前负荷预测误差率从2018年的3%扩大至2024年的8%。
系统安全成本激增：为维持频率稳定，AEMO在2024年上半年被迫下达47次非经济调度指令，强制启动老旧燃气机组，导致辅助服务成本同比增加65%，最终转嫁至消费者账单。
改革方案：从“被动应对”到“主动适配”
报告提出五大改革方向，核心逻辑是通过技术赋能与规则重构，将分散式资源转化为系统灵活性来源：
1. 保留实时市场内核，优化报价机制
拒绝引入容量市场或物理日前市场等复杂机制，维持现有“纯能量”现货市场设计，但要求电池储能运营商实时披露荷电状态(SOC)，并允许其对充放电行为分别报价。例如，特斯拉在南澳的Hornsdale电站可通过动态调整报价，在负电价时段充电、高峰时段放电，单日收益提升15%。
2. 创建“自愿调度资源(VSR)”框架
针对分布式储能、需求响应聚合商等资源，设计三级参与模式：
主动模式：资源需提交实时报价并接受AEMO调度，可参与能量市场与频率控制辅助服务(FCAS)市场。适用于商业储能系统，如SunPower为伍尔沃斯超市部署的5MW/10MWh电池阵列。
非主动模式：资源仅需向AEMO申报价格响应阈值(如“电价高于200澳元/MWh时放电”)，提高市场透明度。适用于中小型工业负荷，如铝冶炼厂的部分生产线。
休眠模式：允许资源临时退出市场(最长18个月)，适应季节性生产需求。例如，糖厂的储能系统可在非榨季退出调度，降低运维成本。
3. 激活消费者能源资源(CER)潜力
技术标准强制化：要求政府补贴的家用电池必须具备聚合能力，并通过小资源聚合商(SRA)提供频率调节服务。例如，LG化学计划将其家用电池与AGL能源的VPP平台对接，预计可释放200MW调频资源。
电价机制创新：在昆士兰州试点实时电价(RTP)，结合智能电表实现每30分钟动态定价。模拟数据显示，该机制可使家庭用户电费降低18%，同时削减高峰负荷12%。
4. 强化监管与数据治理
针对算法报价行为，要求市场参与者披露报价逻辑关键参数，防止人为制造价格尖峰。
建立全国性电池状态数据库，AEMO可实时调取聚合商数据，将调度决策时间从15分钟缩短至30秒。
5. 动态调整价格上限
报告建议将市场价格上限(MPC)与用户可靠性价值(VCR)脱钩，引入储能机会成本定价模型。例如，当锂离子电池因参与调频市场而放弃套利收益时，可获得额外补偿，提升其参与系统服务的积极性。
行业反响：改革需平衡创新与风险
澳大利亚能源委员会(AEC)首席执行官Sarah McNamara表示：“报告抓住了市场转型的核心矛盾，但VSR框架的强制参与条款可能抑制中小企业投资热情。”而清洁能源委员会(CEC)则呼吁加速改革落地，指出“每延迟一年实施，消费者将多承担10亿澳元的系统成本”。
根据时间表，AEMO将于2024年第四季度启动VSR框架试点，2026年完成全国性规则修订，2030年前实现关键改革目标。这场电力市场革命不仅关乎澳大利亚能源转型成败，更将为全球高比例可再生能源系统提供重要范本。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202508/8/50005693.html
