华夏能源网&华夏储能获悉，在日前举办的澳大利亚国际能源展上，挤满了来自中国的储能企业——阳光电源（SZ：300274）、国轩高科（SZ：002074）、楚能新能源、欣旺达（SZ：300207），并且各家收获满满，合计签约规模约7.5GWh。
与之形成对比的是，此前一年，2023年，澳大利亚全国的储能装机规模仅2.468GWh。
澳大利亚是全球最有潜力的储能市场之一，更是电化学储能“鼻祖”特斯拉最为看重的市场之一。
在2023年摘得储能系统全球出货量第一的特斯拉，在澳大利亚的维多利亚、新南威尔士和西澳大利亚等多个州开发、实施了多个储能项目。今年8月，特斯拉在澳拿下又一储能大单，为当地某一储能项目提供140个Megapack储能舱，总价高达1.33亿美元。
中国储能厂商早已紧随其后，加快入局澳大利亚市场，与特斯拉同台竞争的对手越来越多了。那么，在南半球这片储能开发“新大陆”上，咱们的企业优势何在？
中企大举进军澳洲市场
10月23日至24日，多家中国储能厂商奔赴墨尔本，参加2024年澳大利亚国际能源展会，来看看龙头们斩获的本土储能项目：
阳光电源：签署了扩大分销协议，包括450MWh户用电池储能系统和450WMh商用和工业储能系统。澳大利亚对于阳光电源而言不是一个陌生市场，在去年10月，其就与澳大利亚一家公司达成了一项3GWh的储能合作。
欣旺达：斩获新订单。欣旺达储能将为澳大利亚昆士兰州一储能项目提供液冷储能系统。据介绍，该储能项目规模1.6GWh，是当前澳大利亚最大的储能项目之一，计划于2026年交付及并网运行。
楚能新能源：签订1.6GWh储能订单。合作方有两家，分别为一家美国储能企业和一家澳洲企业。其中，与美国企业签订的采购协议为1.1GWh，与澳洲企业签订的是为其提供500MWh的储能产品。
海博思创：宣布与澳大利亚能源集团Tesseract达成战略合作，将专注于澳大利亚的大型储能和工商业储能项目，合作项目规模近1GWh。
规模最大的订单则花落国轩高科，其与澳洲一新能源开发商现场签约，拟围绕大规模储能及其他新能源项目展开深入合作，合作规模有望超4GWh。
华夏储能还注意到，自去年下半年以来，国内储能厂商在澳大利亚市场签约的协议与订单接连不断。
2023年9月，宁德时代与西澳大利亚州政府签署合同，为Kwinana电池二期项目和Collie电池项目提供集装箱式液冷电池系统，规模分别为200MW/800MWh和500MW/2000MWh，而后者将成为西澳大利亚最大的储能电池系统基地。
11月初，南都电源与上海电力设计院物资有限公司签署《采购合同》，为该公司的澳大利亚项目提供锂电池储能系统，合同金额约3.35亿元。
11月底，阿特斯旗下储能子公司被选定为南澳大利亚州的Summerfield储能项目的EPC以及运营和维护的首选供应商，而该项目正采用阿特斯的SolBank储能系统，规模为240MW/480MWh。
澳洲市场有何吸引力
中国储能企业竞逐澳洲储能市场，与当地储能需求发展潜力密切相关。
2017年以来，随着本土可再生能源发电的大幅增加，澳大利亚一些燃煤电厂利用率不断下降，出力远远低于产能。澳大利亚能源安全委员会表示，由于大量廉价的可再生能源进入电网，澳大利亚老旧的燃煤发电厂难以盈利，可能在需要提前退役。澳大利亚政府分析认为，“到2040年澳大利亚将有60%的燃煤电厂将关闭。取而代之的将是新能源发电项目。”
今年7月，彭博（Bloomberg）在一份报告中指出，预计到2050年，澳大利亚电网中的风能和太阳能发电能力将增加六倍，屋顶太阳能板将翻两番；澳大利亚最后一座燃煤电厂预计于2038年退役。
逐步替代燃煤电厂的功能，激发了新型储能需求放量，吸引了实力强大的中国厂商集体来“分蛋糕”。
不过，另一方面，随着煤电逐步退役，也使得澳大利亚电力系统面临多重问题。
一方面是电力的短缺。2023年8月，澳大利亚能源市场运营机构（AEMO）在发布的《2023年电力机会声明》中指出，澳大利亚可能在未来10年面临能源短缺的风险，这是因为该国将有62%的煤电机组退役，而这些机组目前为澳大利亚提供了大部分的电力。
另一方面是电价的高涨。今年9月底，澳大利亚能源监管机构曾表示，随着燃煤发电的退役，澳大利亚将面临数年的高电价，因为将需要对输电线路进行大量新投资，以将可再生能源项目连接到电网。
华夏储能了解到，在澳大利亚新能源发电系统中，光伏占主要地位，2023年全国光伏发电占比达16%。如此高的渗透率，导致白天光伏发电量高，电网价格低，而晚上用电高峰时间光伏发电量为零。这也就造成了该国较大的电价差。
咨询机构睿咨得能源（Rystad Energy）曾对全球39个电力市场价格的分析，认为澳大利亚的国家电力市场波动最大。电价差也意味着，储能电站的峰谷套利模式更为可行。
电网侧及能源转型加速等多方原因，造成了澳大利亚庞大的储能需求体量。因此，澳大利亚政府在政策上对储能提供了大力支持。比如，早在2021年，澳大利亚就明确对大规模储能项目提供资金支持，初始额度为1亿澳元，后来又提高到1.76亿澳元。
今年6月，澳大利亚智能能源委员会举办的研讨会上，有专家表示，从2023年数据来看，澳大利亚在建电网规模及电池储能项目，已经超过太阳能和风电项目的总和。
长时储能是机会也是“短板”
值得注意的是，在当前的澳洲储能市场，大型储能增长速度明显高于户储和工商业储能增长速度。
前述睿咨得能源公布的数据显示，今年前三季度，澳大利亚有将近4GW公用规模（即大型储能）电池储能系统开工建设，这一数字与2023年全年持平。
大型储能项目又可分为长时储能和短时储能两种。
为确保澳大利亚电力市场能可靠并安全的实现能源转型，澳大利亚能源市场运营商（AEMO）每两年均会发布一次指导电力系统转型的规划文件《集成系统计划（ISP）》。今年发布的ISP显示，按计划，除去抽水蓄能，4-12小时以及12小时以上的长时储能将达63GWh，是短时储能能量规模的3.7倍。
AEMO此前提出的未来30年发展路线图中显示，到2050年，澳大利亚将部署46GW/640GWh调度储能，平均时长10小时以上。
那么，长时储能需求带来的市场机遇，中国厂商能分到一杯羹吗？
众所周知，锂离子电池在短时储能领域有着明显优势，但在长时储能领域则效果欠佳。
今年7月，澳大利亚清洁能源委员会曾发布了一份有关长时储能未来发展的研究报告。报告研究了多种长时储能技术，并提出，绝热压缩空气储能系统因具备大容量、持续时间长等特点，可以成为应对电力供需波动的重要选择；氧化还原液流电池储能系统不仅高效而且环保，在可再生能源并网和电力调峰方面具有较大的潜力。
可以明确看出委员会对长时储能技术的看好，称其将“为不断变化的电力系统提供可靠性保障；并在替代燃煤发电方面扮演了至关重要的角色。”
对照来看，在目前中国储能企业签约的储能订单中，绝大部分为2—4小时的短时储能项目，而且均为锂离子储能电池项目。
纵观这些已经手握订单的中国储能企业，在空气压缩储能和液流电池领域几乎均无布局或重要成果产出。
远期来看，觊觎澳大利亚市场的中国厂商们也该提早调研和布局长时储能了。对于掌握空气压缩储能和液流电池技术的中国企业来说，澳大利亚无疑是一个不可忽视的出海“新大陆”。
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