最近和澳洲做新能源开发的朋友交流，了解了最近1-2年澳洲户用分布式市场的快速进展，以及户用资源聚合后以虚拟电厂运营商的身份参与电能量市场，并获得更高的收益的可能性。
澳洲电力市场分析
澳大利亚的电力市场是全球较为成熟和透明的市场之一，其市场规则完善，价格机制能够充分反映供需关系，同时对户用储能的发展也非常友好。
市场结构与规则透明性
澳大利亚的电力市场由国家电力市场（National Electricity Market,NEM）主导，覆盖了澳大利亚东南部的大部分地区，包括新南威尔士州、维多利亚州、昆士兰州、南澳大利亚州和塔斯马尼亚州。
NEM是一个高度竞争的批发电力市场，其主要特点包括：
规则透明：澳洲电力市场由澳大利亚能源市场运营商（AEMO）管理，所有的市场规则由澳大利亚能源市场委员会（AEMC）制定并公开，确保市场参与者能够清晰理解并遵守规则。
市场开放性：NEM允许多种类型的市场参与者，包括发电商、虚拟电厂运营商、零售商和消费者，形成了高度竞争的市场环境。
实时定价：NEM采用实时市场机制，每5分钟确定一次电力批发价格，确保价格能够快速反映市场供需的变化。
价格机制充分反映供需关系
澳大利亚电力市场的价格机制以市场化为核心，批发电价由供需关系决定。这种机制具有以下特点：
动态定价：NEM的实时定价机制能够反映电力供需的瞬时变化。例如，在用电高峰期或发电能力不足时，电价会迅速上涨，反之则下降。这种价格波动不仅反映了市场的真实需求，还能激励发电商优化发电计划。
价格上限与下限：为防止极端价格波动对市场造成冲击，NEM设定了电价的上限和下限。目前，批发电价的上限为每兆瓦时15,500澳元，下限为-1,000澳元，市场运行状态下一般最低现货价可以到60-80澳元/兆瓦时，较高现货价格200-300澳元/兆瓦时。这种机制既保障了市场的稳定性，也为灵活性资源（如储能）提供了套利机会。
可再生能源的影响：随着澳大利亚可再生能源装机容量的快速增长，尤其是太阳能和风能的普及，电力价格在白天的低谷现象愈发明显。这种变化进一步推动了储能技术的发展，以更好地平衡电力供需。
零售电价较高：澳大利亚的零售电价在全球范围内属于较高水平，尤其是在住宅用电方面。澳大利亚的家庭用电价格通常在每千瓦时（kWh）20至60澳分之间（折合约0.13至0.20美元/kWh），具体因州而异。例如：南澳大利亚州（SA）和新南威尔士州（NSW）的电价相对较高，峰段电价56澳分，谷段电价是33澳分。维多利亚州（VIC）和昆士兰州（QLD）的电价略低，但仍处于较高水平。相比之下，澳大利亚的电价高于美国（约0.15美元/kWh）和加拿大（约0.10美元/kWh），但低于一些欧洲国家，如德国（约0.35美元/kWh）和丹麦（约0.33美元/kWh）。
市场和政策鼓励户用储能发展
价格机制的市场化设计不仅提高了资源配置效率，还为储能技术和灵活负荷的参与提供了空间。澳大利亚是全球户用储能发展最快的国家之一，这得益于其政策支持和市场环境的适配性：
补贴与激励政策：各州政府为鼓励居民安装储能系统，推出了多种补贴和贷款计划。例如，南澳大利亚州的“家庭电池计划”（Home Battery Scheme）为符合条件的家庭提供储能系统补贴，降低了储能系统的初始安装成本。
虚拟电厂（VPP）：澳大利亚积极推广虚拟电厂模式，将分布式储能系统（如家庭电池）聚合起来参与电力市场。这种模式不仅为用户提供额外收入，也提高了电网的稳定性。
净计量与动态电价：许多地区采用净计量政策，允许家庭通过储能系统将多余的电力卖回电网，并根据动态电价机制获得收益。这种机制为用户优化储能系统的使用提供了经济激励。
此外，澳大利亚的电力市场规则对户用储能的接入和参与非常包容，居民不仅可以通过储能系统降低用电成本，还可以通过参与电力市场获利。
户用分布式发展的现状
光伏普及率全球领先
光伏系统安装量：澳大利亚是全球户用光伏普及率最高的国家之一，截至2024年，约有超过320万户家庭安装了光伏系统，占全国家庭总数的30%以上。
装机容量：2024年，澳大利亚的累计光伏装机容量已超过30GW，其中约40%来自户用光伏系统。
主要优势：一是优越的地理条件，澳大利亚拥有丰富的太阳能资源，年均日照时间长，光伏发电效率高。二是高电价和低光伏成本：澳大利亚的零售电价较高，而光伏系统的安装成本近年来显著下降，在户用端的光伏发电成本远低于居民零售电价，所以能帮助居民用户节约电费，也有投资收益的足够空间。
户用储能市场快速增长
储能系统安装量：截至2024年底，澳大利亚的户用储能系统累计安装量估计已超过50万套，其中大部分与光伏系统配套使用。
储能装机容量：户用储能装机容量超过3GW，并以30%-40%的年增长率快速扩张。
光储结合趋势：约20%-25%的新建光伏配备储能系统，未来这一比例预计将进一步提高。
光储一体化的户用微电网趋势
澳大利亚户用光储市场的未来发展前景广阔，预计将继续保持快速增长：
光储结合成为主流：随着储能成本的进一步下降，更多新装光伏系统将配备储能系统，光储结合，并且部分接入居民用电负荷，成为可调节的户用微电网，并进一步发展成社区微电网群，将成为未来的某种趋势。
政策持续优化：联邦和州政府可能推出更加统一和长期的政策支持，进一步推动光储市场的发展。
技术进步推动成本下降：电池成本的下降和光伏组件的效率提升，将进一步降低光储系统的成本，提高用户收益。
与电力市场的深度融合：虚拟电厂（VPP）和需求侧管理等模式将进一步推广，用户可以通过光储系统聚合成VPP，更积极地参与电力市场交易。
澳洲户用光储市场的挑战
竞争激烈
先发者优势：澳大利亚的光储市场已经形成了较为成熟的竞争格局，本地企业（如Redback Technologies）以及国际巨头（如Tesla、Sonnen、LG Chem等）占据了重要市场份额。
本地服务商：本地企业在渠道、服务和政策适配方面具有天然优势，能够更快响应市场需求。
外来的企业的挑战：尤其是中国的新能源厂商业虽然在制造成本上具有优势，但澳大利亚家庭新能源市场对产品品牌知名度、历史沉淀、销售渠道、本地化服务、产品质量等方面要求较高，单纯的低价策略可能难以奏效。
监管与政策
补贴政策差异：澳大利亚的能源政策由联邦政府和州政府共同制定，不同州之间的补贴政策、并网要求和电价结构差异较大。例如：南澳大利亚州对户用储能的补贴力度较大，而新南威尔士州更倾向于贷款支持。
技术要求差异：不同地区对光储系统的并网审批流程和技术规范要求不同。国内企业需要投入大量资源，理解和适应澳洲各州的政策和法规。
并网限制与调度技术要求
并网限制：随着光储系统的普及，部分地区的电网基础设施老化，导致并网申请变得更加严格。
设备技术标准：对于储能系统的放电控制、逆变器标准等技术要求较高，国内企业可能需要调整产品设计以满足当地规范。
通信和控制标准：在户储和户用光伏的控制和通信协议层面，澳洲始终与IEC、IEEE等最新标准保持一致，比如微电网控制通信单元、光伏逆变器、储能PCS/BEMS都需要满足当地电力公司的IEEE2030通信协议要求。
信息安全要求：由于澳洲较高的信息安全标准，户用新能源系统的运行、检测与调度数据，必须满足当地的数据法规要求。
营销挑战：品牌与信任建立
品牌认知度不足：国内新能源企业在澳大利亚的品牌知名度相对较低，消费者更倾向于选择知名国际品牌（如Tesla）或本地品牌。在一个高度重视产品质量和可靠性的市场中，建立品牌信任需要时间和资源投入。
对中国制造的偏见：尽管中国在新能源领域具有领先的制造能力，但部分澳大利亚消费者可能对“中国制造”存在质量偏见。尤其是涉及电池安全性和寿命等关键问题时，消费者更加谨慎。
用户营销网络的建设难度：澳大利亚的消费者在户用新能源产品的选择方面，倾向于从熟悉的营销渠道获得信息，无论是本地的社区营销网络，还是传统的媒体营销渠道，或者是基于社交媒体的新营销，营销信息的发放、客户触达、客户信任建立、客户转换、长期客户维系等方面，整个营销体系都需要经历时间沉淀才能获得客户认可。
产品体系和商业模式：国内新能源企业在澳洲更倾向于采用产品销售的模式，导致同质化竞争严重，未来户用光储一体化、光储微电网、PPA+售电套餐化、VPP+电价分成等新的商业模式，需要构建新的产品和运营能力，形成长期服务的商业模式而不是简单的产品销售。
服务挑战：长期服务与个性化满足
用户对服务的高期望：澳大利亚的消费者对售后服务和技术支持的要求较高，尤其是光储系统涉及长期使用和维护。国内企业如果缺乏本地化的服务网络，可能难以满足用户对安装、维修和技术支持的需求。
定制化需求：澳大利亚市场的用户需求多样化，例如：部分用户希望通过储能系统实现完全的能源自给；另一些用户则更关注参与虚拟电厂（VPP）或需求响应计划的收益；国内企业的标准化产品可能难以完全满足澳洲用户的个性化需求。
长期化需求：澳洲用户喜欢于长期信任的服务模式，所以无论是产品的维保、还是与社区售电业务的绑定，还是VPP参与响应后的分成，都需要与用户建立长期的服务信任和服务交付，并且从卖产品，转向卖服务，这对大量国内的新能源厂商是巨大的挑战。
技术与创新压力
澳大利亚市场对光储系统的技术要求较高，用户更倾向于选择支持智能能源管理、虚拟电厂（VPP）和需求响应等功能的先进系统。国内企业如果缺乏技术创新能力，可能难以在这一市场中立足。
物流与供应链管理
物流成本高：澳大利亚地广人稀，物流成本高昂，尤其是在偏远地区的光储系统安装和维护中，运输成本可能成为一大挑战。国内企业需要解决从生产到终端用户的高效物流问题。
供应链适配：光储系统的安装需要逆变器、电池、光伏组件等多种设备的配套，供应链的协调性至关重要。如果供应链管理不善，可能导致交付延迟或成本上升。而且长期售后维保需要长期的供应链管理能力。
本地化的创新产品与服务
综上所述，澳洲新能源市场价格较好，规则成熟，需求明确，所以是一个巨大的市场，但是对中国企业来说，由于市场、政策、技术、文化上的诸多差异，单纯的产品出海的策略不一定能快速见效，需要探索本地化创新的产品和服务。
Tesseract的“五合一”商业模式
目前可以看到一家澳大利亚本地的公司Tesseract，正在探索金融+销售渠道+项目服务+售电+虚拟电厂户用光储能源服务业务，并且与中国的产品供应商合作，尝试解决上述的各种困难。
Tesseract负责营销、投资、建设和运营安装在终端用户家里的光储电站。
客户价值：有兜底的节费模式
价格的兜底：Tesseract，和终端用电业主长期签约价格是0.28澳币/kWh。而电网电价是峰时电价（Peak Price）0.56澳币/kWh，谷时电价（Off-peak price）0.35澳币/kWh，这一价格确保了客户的电费节约收益。
服务的兜底：不同于卖完产品就可以跑路的一般渠道商，Tesseract全额投资户用光储系统，并负责整个项目的全生命周期服务。所以Tesseract以自建+加盟的方式，建立了覆盖客户的服务网络，客户不用担心运行期的质量问题。
盈利模式：PPA收电费+虚拟电厂运营的收入
Tesseract公司的盈利模型，主要是收电费和虚拟电厂运营的收入。
电费收入：每个用电业主购买光储电站绿电的费用。这里的核心和国内目前工商业储能电站开发类似，核心是如何找到好项目。做国内工商业储能电站开发的从业人士都清楚，目前国内的好项目并不多，这涉及到用电业主的用能情况、生产经营的稳定性等，那些落地难的项目普遍是那些“不好”的项目。而在澳大利亚市场、在户用场景里，好项目相比之下多了很多，因为居民电价峰谷价差足够大、居民用电情况足够稳定、光照条件足够好。当然，如何筛选好项目，在居民日常用电度数等方面都有一些指标要求，这也是做项目开发方的内功。Tesseract公司有自己的项目营销渠道和客户筛选模式。
虚拟电厂运营的收入：虚拟电厂增加了项目的收益，较大的缩短的成本回收周期。
Tesseract提供了几组数据，以一套6.6kW屋顶光伏+一套10kWh户用储能的户用光储系统投资为例，前期总投资在13000澳币。通过运营安装在终端用户家里的光储电站，保守估计，收电费的年度PPA收入为2000澳币。而虚拟电厂的综合收益包括：每年在现货市场和零售侧的套利总收入800澳币、调频辅助服务收入200澳币、本地的用能优化收入200澳币，整体综合年度收入可达1200澳币。单个项目的年度总收益约3200澳币，其中虚拟电厂相关收入可以占到40%左右。户用光储系统投资，综合IRR可达20%以上。
核心竞争能力的建立
营销渠道和品牌建设：通过各类媒体广告、社区销售渠道合作、社区服务合作等方式，Tesseract初步形成了一定的品牌效应和口碑。
产品模式的建立：Tesseract的“五合一”服务解决方案，平衡了投资者、居民用户、电力市场虚拟电厂买方、售电公司等各方的利益，形成了长期服务+电价优惠+VPP交易增值产品逻辑。
技术标准和准入满足：Tesseract在工商业和大储业务领域与海博思创达成战略合作，合作项目规模近1GWh。同时Tesseract不仅采取简单OEM模式，还形成了自有品牌，并且与国内产品方一起，以Tesseract品牌进行技术认证，符合澳洲严格的技术准入要求。
服务体系：Tesseract在家庭用户最看重的服务方面，通过设备运维管理体系的建立，对分散的户用光储资源进行统一的运行维护管理，并且通过自建服务团队，加社区的设备维护合作，确保户用光储产品的全生命周期的可靠运维，解决了用户的后顾之忧，也保证投资收益。
市场交易能力：Tesseract在股权设计、技术储备方面，都建立了VPP的管理、运营和交易能力合作，可以把户用光储资源聚合并参与能量市场套利。
目前Tesseract也在开启新一轮的股权融资和债权融资，加快市场布局的速度，目标在2025年新增装机3000套，公司NPV达到1.19亿澳币，5年内新增装机50000套户用光储电站，公司NPV达到19亿澳币。
期待包括Tesseract在内的微电网+虚拟电厂业务在澳洲顺利成长。
来源：鱼眼看电改
