数字储能网讯：随着能源转型的深入推进，澳大利亚国家电力市场（NEM）迎来新一轮结构性改革。2024年底，澳大利亚联邦政府启动了对国家电力市场（NEM）的整体情况审查，推动对可再生能源和储能系统投资，重点为2027年后容量投资计划招标结束后的国家电力市场改革制定方案，旨在为电网未来无煤化改革做充分准备。
近期，由能源资深专家蒂姆·尼尔森（Tim Nelson）牵头的审查小组提出改革审查中期建议，拟对1998年建立的“单一能量现货市场”（energy-only spot market）进行深度重构。此次改革聚焦于强化市场价格发现功能，借助电力金融工具与合同机制，深度挖掘用户侧资源潜力，进而引导更为高效的电力投资。
明确放弃引入容量市场机制
目前，NEM由澳大利亚电力系统运营商（AEMO）通过单一的5分钟现货市场运营整个市场，其设立了辅助服务市场，但未建立容量市场，通过稀缺电价为发电资产建设提供必要的收入。2022年澳大利亚推出容量投资计划（Capacity Investment Scheme, CIS），通过政府与企业共担风险（如设定收益下限），支持大规模储能与可再生能源项目。2023年澳大利亚推出了扩展的CIS，将2027年可调度可再生能源目标容量调高到32吉瓦。CIS借助区域差异化配额，如新南威尔士州2.2吉瓦、维多利亚州1.4吉瓦，以及年度滚动招标机制（NEM市场每6个月一次），有计划地填补因煤电退役产生的电力可靠性缺口。
CIS项目签订的长期协议（通常为10年）包含收入保障条款。政府按照承诺的容量价格支付固定费用，覆盖项目固定成本，项目仍可参与电力市场销售电量。当市场电价高于约定的天花板价格时，超出部分由政府分成；当市场电价低于地板价时，政府予以补足。
审查小组提出的核心改革举措之一，便是在CIS招标结束后，明确放弃引入容量市场机制。这意味着在未来的NEM市场中，燃气电厂、煤电厂、储能设施以及虚拟电厂等可调度资源，将不会获得备用容量费用补偿。
尼尔森指出，此项决策旨在优化投资效率，规避因过度建设导致的公共资源浪费，同时能防范投资不足引发的电力供应短缺风险。他强调：“NEM在短期电力调度方面表现良好，但在传递长期投资信号时，现有机制已难以满足市场需求。”
为填补这一机制缺陷，澳大利亚政府此前已通过再生能源目标（RET）、州级拍卖、天然气支持机制，以及正在推进的32吉瓦容量投资机制（CIS）等措施，为电力市场提供补充支持。而此次改革的目标，是在CIS逐步退出后，构建一个透明、可预测且能持续吸引投资的长期制度框架。
投资信号困境与破解之道
审查小组发现，当前联邦与各州政府推出的各类激励措施相互叠加，不仅未能有效引导投资，反而对市场正常价格信号产生了干扰。如报告中所述：“最终为此付出代价的是用户，他们不得不承担因市场效率低下而产生的额外成本。”
为纠正这一投资信号错配问题，审查小组提出了多项针对性建议。首要措施是拓展电力衍生品市场的深度与广度，特别是延长合约期限，以此增强投资者对未来收益预期的稳定性。经研究发现，发电商普遍担忧在10—15年内，因低成本技术的出现而导致收入不稳定；同时，购电方也因同样的顾虑，不愿签订长期合约。
针对这一结构性矛盾，审查小组提出了“双阶段”混合机制。在项目初期，发电商与购电方可自主协商签订合约；进入项目后期，则通过集中式合约担保机制提供支持。此外，审查小组建议在现有标准化合约（如基荷掉期合约、价格上限合约）的基础上，开发更多长期合约，用于保障NEM市场所需的关键服务，包括零碳电力批发供应、削峰填谷的时间调节型电力服务，以及对长期可调度电源的支持。
目前，审查小组正就长期合同机制与澳大利亚证券交易所展开沟通。该机制未来将面向大规模发电商和聚合型小规模资源开放，支持其参与集中投标，并且同时向供给侧和需求侧开放。审查小组认为，这种机制能够有效识别资源冗余，避免重复投资，例如通过电源自身提供系统服务，而非另行建设基础设施，最终实现用户成本的降低。
电力金融市场的现状与创新
目前，澳大利亚电力衍生品市场主要分为交易所交易市场（Exchange-traded）和场外交易市场（OTC）。在交易所交易市场中，电力期货与衍生品主要在澳大利亚证券交易所（ASX）和FEX Global进行交易，该市场以标准化产品为主，具备价格透明、流动性高的特点；而场外交易市场则由交易双方直接协定，通常在经纪商的撮合下完成交易，其产品定制化程度高，但透明度相对较低。
在这两类市场中，主要交易产品包括期货合约、价格上限合约（Cap）和期权合约（Options）。其中，掉期期权（Swaptions）是ASX市场中最活跃的交易品种，在2023年的交易量占比高达50%。自2017年以来，ASX的交易量持续攀升，这充分反映出市场参与者对风险管理工具的需求日益旺盛。
然而，小型零售商进入电力金融市场仍面临诸多障碍。例如，ASX 标准化产品的最低交易容量设定为1兆瓦（MW），且保证金要求较高；而OTC市场涉及信用审查和协议成本，交易双方在签订OTC合约前，通常需要先建立国际掉期与衍生品协会（ISDA）协议，此类协议的设立成本高昂。因此，小型参与者更倾向于使用OTC市场中的“跟随负荷”（load following）对冲工具，以应对电量波动风险。
随着可再生能源在电力市场中的占比不断提升，其间歇性特征难以满足标准化合约的交付要求。为此，一系列新型“调节型”金融产品应运而生。由澳大利亚可再生能源署（ARENA）资助的Renewable Energy Hub平台，正在积极开发创新金融工具，包括光伏曲线与反向光伏曲线合约、超级高峰合约以及虚拟储能掉期合约等。这些新型合约致力于将储能、灵活负荷等新型资源纳入金融市场体系，为清洁能源发展提供更为适配的风险管理工具。
表1：澳大利亚电力衍生品市场主要交易产品
来源：澳大利亚能源监管机构年度报告
用户侧资源如何提高可见度
如何释放户用储能、分布式资源的潜在价值，是澳大利亚电力市场改革面临的另一关键难题。尼尔森强调，用户侧资源必须实现对主网系统的可见性，否则电力调度机构将因信息缺失而出现误判，进而增加系统运行成本。根据澳大利亚电力系统运营商（AEMO）的估算，仅资源可见性不足这一因素，就可能导致高达400亿澳元的系统性冗余投资。
不合理的配电网定价机制，也成为阻碍用户参与电力市场的重要因素。例如，户用储能用户在电力市场高价时段本可售电获利，但由于配电网使用费过高，只能选择自用，错失套利机会。而若将电力售予电网，不仅能为电网提供更多调节资源，还可降低系统整体运行成本。
尼尔森明确表示，新设计的合约机制并非要取代现有的电能量市场，而是作为补充工具存在。他指出：“全球范围内，没有任何一个电力系统能够仅依靠单一市场设计完成能源转型。无论是容量市场还是能量市场，都无法独立承担传递长期投资信号的重任。关键在于将长期合同机制深度整合到市场体系中，而非使其游离于市场之外。”
