摘要

  • 2026年第三季度，电网级电池占澳大利亚国家电力市场晚峰发电的8%，超过燃气发电的5.1%。
  • 电池在近一半的调度间隔里设定批发价，一年前为18%；NEM平均批发电价降至每兆瓦时63澳元。

分析

过去，晚峰常由燃气发电收尾。澳大利亚国家电力市场今年第三季度换了排班：下午4点至晚9点，电网级电池贡献了8%的发电量，燃气为5.1%。AEMO称，这是电池在任何一个季度首次超过燃气。

变化不只在发电构成里，也进了定价机制。电池在近一半的调度间隔里设定批发价，一年前仅为18%。单个调度间隔很短，但能在一半左右的间隔里影响边际价格，电池已经坐上了实打实的市场席位。AEMO指出，电池充放电增加，推动了晚峰电价下降。

第三季度NEM平均批发电价同比下跌27%，至每兆瓦时63澳元，为2021年以来最低的9月季度均值。可再生能源占比创季度纪录，达到44.3%；大型太阳能发电增长30%，水电增长15%，电网级电池转移的电量超过一年前三倍。燃气发电同比下降34%，降至2000年以来最低的第三季度均值。储能把白天的电送到需求抬头的傍晚，旧的晚峰阵容正在改写。

需求并没有同步休息。NEM基础电力需求同比增长1.3%，达到25,471兆瓦的第三季度平均纪录。维多利亚州贡献了几乎全部增量，当地数据中心用电同比增加65%，平均225兆瓦。这是该州季度平均负荷，不是峰值或装机容量；它显示新的大负荷正在进入一个已被储能改写的市场。

西澳大利亚要单独看。其批发电力市场里，风力较弱、煤电可用性下降，推动实时均价同比上涨19%至每兆瓦时120.72澳元，创季度纪录；电池活动增加则让日内价格曲线更平。一个国家里出现两幅图景：储能能把充足电量搬到晚间、压低价格；但风煤供给收紧时，电池并不能凭空补出能源。

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