近日，总部位于英国的能源行业数据平台Modo Energy公司发布报告称，2024年，澳大利亚国家电力市场（NEM）中运营的电池储能系统平均收入达到14.8万澳元/MW（约合92,810美元/MW），与去年同期相比增长了45%。

Modo Energy公司表示，这些收入数据延续了近年来市场的整体趋势——尽管频率控制辅助服务（FCAS）市场的收入有所下滑，但能源交易收入的显著增长有效弥补了这一缺口。具体而言，从2023年到2024年，能源交易收入实现了翻倍，达到10.2万澳元/MW。

与FCAS收入的下滑形成鲜明对比的是，能源交易获得的收入达到了历史新高，与2022年的纪录相比增长了29%。这一增长主要得益于电价大幅上涨，从而扩大了价差。与2023年相比，2024年电池储能系统获得的价差增长了72%。

值得注意的是，电池储能系统通过能源交易所获得的净收入中，有50%来自于电价超过3000澳元/MW的电力销售。Modo Energy公司还提供了按年份和来源划分的新能源电池收入细分图表，以更直观地展示这一趋势。

在澳大利亚国家电力市场（NEM）中，表现最为出色的电池储能系统是Genex Power公司在昆士兰州部署的50MW/100MWh Bouldercombe储能项目。该项目在一年内的收入达到336,000澳元/MW，远高于平均水平227%。相比之下，表现最差的是维多利亚州EnergyAustralia公司的30MW/30MWh Ballarat电池储能系统，其收入仅为48,000澳元/MW，仅为平均水平的33%。

Modo Energy公司澳大利亚地区总监Wendel Hortop指出，2024年8月5日这一天的收入就占到了整体平均收入的11%。他解释说，这一天澳大利亚四个主要州的电价都远高于平均水平，而电价上涨的原因包括风力发电量非常低、太阳能发电量相对较低以及许多燃煤发电厂的停运。

此外，Modo Energy公司还发现，持续时间更长的储能系统收入往往更高。在澳大利亚国家电力市场（NEM）中表现最好的五个电池储能系统中，除了昆士兰州的Bouldercombe电池储能系统外，还包括南澳大利亚的25MW/52MWh Lake Bonney电池储能系统、TransGrid公司在新南威尔士州部署的50MW/75MWh Wallgrove电池储能系统、壳牌公司在新南威尔士州的60MW/120MWh Riverina 1电池储能系统以及昆士兰州的100MW/150MWh Wandoan South电池储能系统。这些系统的持续时间都比平均时间长，其中Bouldercombe、Lake Bonney和Riverina 1的持续时间为2小时，而Wallgrove和Wandoan South的持续时间为1.5小时。

这一发现与Wood Mackenzie公司之前的研究相吻合。Wood Mackenzie公司去年表示，持续时间4小时的电池储能系统盈利能力高于目前运行的持续时间为1.6小时电池储能系统。该公司预计，从2026年开始运行的4小时电池储能系统在其生命周期内的平均年收入将达263,000澳元/MW，而在昆士兰州运营的电池储能系统预计将以28.1万澳元/MW的价格领先。

Modo Energy公司之前的研究还表明，到2030年，4小时电池储能系统的资本支出（CAPEX）预计将下降20%，这将使储能技术的投资更具经济吸引力。

Modo Energy公司报告预测，澳大利亚国家电力市场（NEM）在未来三年内将部署的电池储能系统装机容量将增加9倍，达到约16.8GW。这一增长在很大程度上是由更大规模的电池储能系统推动的。

Modo Energy公司表示，到2028年，澳大利亚将开通运营20个装机容量为300MW或更大的储能项目，约占开发规划的50%。其中，规模最大的电池储能项目之一是在新南威尔士州开发的2.8GWh Eraring电池储能系统。该项目由澳大利亚公用事业厂商Origin Energy公司部署，并计划分为三个阶段建设，预计将在2027年底全面投入使用。

与此同时，Modo Energy公司还预计，澳大利亚国家电力市场（NEM）运营的电池储能系统持续时间将从1.5小时提升到2027年底的2.5小时。然而，Wendel Hortop在接受行业媒体采访时也表示，尽管到2027年澳大利亚国家电力市场（NEM）中的电池储能系统有望实现这一增长，但计划在该市场部署的中大型电池储能系统是否能够按期开通运营仍存在诸多不确定性。