澳大利亚分布式光伏重要政策措施分析

澳大利亚已成为全球分布式能源发展的领先国家。通过政策支持、技术创新和市场机制等多维度的协同推进，澳大利亚正在构建一个清洁低碳、双向互动、以消费者为中心的电力系统。近年来，我国分布式发电发展迅速，在推进新型电力系统建设的过程中，对配电网运行控制、电力资源配置方式及各利益相关方的关系产生了深刻影响。当前，我国分布式发电正处于关键转型期，借鉴澳大利亚在分布式能源领域的先进经验，对推动我国相关工作具有重要的参考价值。

澳大利亚分布式光伏发展现状

目前，澳大利亚的电力系统仍以煤炭和天然气等化石燃料为主体。根据《2024 Energy Institute Statistical Review of WorldEnergy》的统计，2023年，澳大利亚总发电量为2731亿千瓦时，其中煤电和气电占比分别为46%和17.1%，而太阳能、风电和水电的占比分别为16.5%、11.7%和5.6%。

与2013年相比，澳大利亚的煤电占比下降了18个百分点，而可再生能源发电量占比增长了22个百分点。在此期间，尽管水电发电量有所下降，但风电和太阳能等可再生能源呈现快速增长态势，年均增长率分别达到15%和27%，成为推动澳大利亚电源结构向清洁化转型的主要支柱。

近年来，分布式光伏在澳大利亚可再生能源领域快速发展，已成为该国分布式能源的主要类型。越来越多的家庭和工商业用户选择安装分布式光伏系统，尤其是屋顶光伏，已成为澳大利亚能源结构中的重要组成部分。

促进屋顶光伏快速发展的直接原因是用户对于降低电费支出的诉求。近年来，受国际能源价格上涨等因素影响，澳大利亚发电成本快速上升。与此同时，终端电价结构中输配电价占比很高，进一步刺激用户通过自发自用电量来避免支付高额过网费。表中展示了居民电价的构成，其中输配电费占比最高。具体来看，澳大利亚居民平均电价为0.3~0.4澳元/千瓦时，工商业电价略低，为0.25~0.35澳元/千瓦时。在这样的电价结构下，居民家庭年均电费约为1500～2000澳元，而安装屋顶光伏系统后，平均每套系统每年可为家庭节省超过1500澳元，经济效益显著。因此，在澳大利亚许多地区，仅需3~5年节省的电费即可覆盖光伏系统的初始投资成本。

激励分布式光伏发展的主要举措

澳大利亚为应对新能源特别是分布式可再生能源带来的挑战，从促进分布式可再生能源投资、整合用户侧资源和提高供需互动等方面实施了多项政策措施。

可再生能源目标机制与小型技术证书政策

澳大利亚可再生能源目标（Renewable Energy Target，RET）机制是促进该国电力清洁转型的核心政策之一。澳大利亚于2010年正式整合并实施，该机制被细分为两个部分：大型可再生能源目标（LRET）和小型可再生能源计划（SRES）。LRET适用于大型可再生能源项目（如风电场、大型太阳能电站、水电等）。电力零售商被要求每年购入一定数量的大型可再生能源证书（LREC），否则将面临罚款。SRES适用于容量小于100千瓦的小型太阳能光伏系统、小型风电和小水电系统等。用户在安装小型系统后，将会即刻获得小型技术证书（Small-scale Technology Certificates，STCs），并可在市场中销售或作为安装折扣。能源零售商必须购买并交还一定数量的STCs，以履行可再生能源目标下的义务。

STCs实质是市场化绿证机制，在一定程度上可缓解分布式光伏项目过分依赖补贴的问题，将补贴成本转移至电力零售商。这不仅延续了对分布式光伏的激励，还实现了成本的合理分摊，减轻了政府财政负担，对分布式光伏发展起到了重要的推动作用。STCs并非永久性机制，根据设计，STCs发放年限自2017年起逐年缩短，计划将于2030年完全退出。这意味着，未来新装光伏系统所获得的回报将逐渐减少，政策激励也将回归市场逻辑。

将分布式电源纳入虚拟电厂

近年来，澳大利亚的新能源政策焦点正从鼓励装机逐步转向提升系统价值。随着屋顶光伏渗透率不断提升，政府与市场开始探索如何将分布式电源纳入虚拟电厂进行聚合调度，参与辅助服务和电力现货市场。虚拟电厂（VPP）是一种通过信息技术将分散的分布式能源资源（如屋顶光伏、储能系统）聚合起来，作为一个整体参与电力市场的系统。这有助于提高能源利用效率，增强电网的灵活性和稳定性。

澳大利亚VPP聚合政策的主要内容包括以下四个方面：

一是市场准入机制。自2023年起，明确允许分布式光伏与储能的聚合商作为独立主体参与国家电力市场（NEM），具有独立的市场主体地位，与传统集中式电源平等竞争；VPP可提供调频服务、能量交易和需求响应，覆盖现货市场、辅助服务市场等。二是明确技术规范与规则。制定统一的技术标准（如通信协议、数据交互格式），确保分布式资源与电网的兼容性，可采用动态电价机制，支持VPP根据实时电价调整充放电策略，实现收益最大化。三是具有激励作用。用户通过VPP参与市场获得的收益（如调频补偿、电价差价）由聚合商与用户按比例分配；开展政策补贴试点，部分州（如南澳大利亚州）为VPP试点项目提供补贴，鼓励技术验证和用户参与。四是完善监管。明确聚合商在电网安全、数据隐私和用户权益保障方面的责任；要求VPP运营数据公开，提高市场透明度，确保市场公平竞争。

当前，澳大利亚发展VPP面临技术标准碎片化（各州VPP接口规则不统一，增加跨区聚合难度）、用户参与度不均衡（高收入家庭更易承担储能成本，低收入群体参与率不足20%）等挑战。澳大利亚在VPP上的政策优化方向主要包括：统一全国标准，推动跨州VPP技术规范整合；通过优化补贴政策及社区共享模式，更多地吸纳低收入用户；加快电网数字化转型，加大智能电表、区块链技术在VPP中的应用，增强透明度。

配置储能

近年来，为了解决可再生能源的波动性、间歇性，减缓电网承载压力以及破解负电价等问题，澳大利亚越来越多的分布式光伏项目都配置了储能系统。尽管在国家层面尚未强制要求分布式光伏必须配置储能，但多个州已出台了“准强制性导引”。

储能系统会享受税收优惠和融资支持。例如，昆士兰州突出年利率为3%的专项贷款，用于购置“光伏+储能”系统；储能系统可以免征10%的消费税。澳大利亚的储能系统需要通过澳大利亚标准（AS/NZS 5139）认证，确保并网安全；储能系统需要支持电网双向互动，适配VPP聚合需求。分布式光伏配储系统被允许在负电价时段低价充电，高峰时段高价放电，实现负电价或低电价套利。

分布式光伏配置储能，可以实现多方共赢。例如，用户经济收益增加，自发自用率提高到70%~80%，减少了过网费的支出。电网公司缓解了配电网压力，通过储能午间储电，南澳大利亚配电网配置分布式光伏上网压力大大降低，延缓了电网升级投资超过3亿澳元。同时，VPP聚合储能提供快速调频服务，可有效降低系统调频成本。当前，澳大利亚分布式光伏配置的储能系统主要品牌是特斯拉Powerwall、Sonnen等，市场占有率超过60%。2023年，澳大利亚家庭配储规模达到1.2吉瓦时，年增40%。

分布式光伏配置储能确保了光伏经济性的显著提升。“分布式光伏+储能”用户年均电费节省1200～2000澳元，较单纯光伏用户收益提升了约50%。依托“分布式光伏+储能”，一些新兴商业模式不断涌现。例如，出现了社区共享储能模式，即多个社区部署“邻里电池”（如维多利亚州Yarra Energy Foundation项目），可供50～100户家庭共享，降低单户成本40%；开展储能即服务（Storage-as-a-Service），用户无需购买设备，按月付费使用储能容量（如AGL能源公司的模式）。

整合优化消费者能源资源

2024年，澳大利亚制定《国家消费者能源资源路线图（National CER Roadmap）》，提出一整套政策建议，支持CER（如屋顶太阳能、电池、电动车和智能负载等）高效、安全、广泛地整合接入电力系统。这些政策建议旨在打造一个安全、开放、灵活、公平的消费者能源生态系统，为澳大利亚实现净零目标、降低能源系统成本、提高用户参与度提供保障与支撑。

CER路线图的主要措施包括四大领域：消费者层面，扩展CER消费者保护、提升信息透明、提高弱势群体公平接入；技术层面，建立全国统一技术标准、电动车接入、通信与网络安全；市场机制层面，发展灵活的电价机制、共享CER数据、虚拟电厂参与市场；系统运营层面，优化电网出口能力、改进接网流程、重构电力系统参与者职责等。自2024年，澳大利亚已启动多个CER项目，包括加速部署智能电表、制定V2G标准、推进动态出口规则、制定国家能源公平框架等。目前，部分项目已完成（如电价灵活交易规则等），多数项目正在执行中，时间跨度至2027年。

2024年12月，澳大利亚能源市场运营商推动了一项关键市场规则变更，正式将价格响应型资源纳入国家电力市场，推出名为“调度模式”的新机制，旨在使目前未参与调度的用户侧小型资源（如虚拟电厂、社区储能、工商业冷暖负荷、家庭电器等）能够以单一或聚合形式接入中央调度系统，与大型电源及储能资源同场竞争。该模式允许这些资源像传统机组一样向现货市场报价、设定价格、接收调度指令并参与调频辅助服务，从而提升系统运行的可预测性和效率，降低电力及辅助服务成本，最终惠及终端用户。这一机制以“资源参与”为核心原则，仅当电力零售商自愿将某一连接点上的资源（个体或聚合体）指定为“自愿调度资源”（VSR）时才会纳入中央调度体系，且终端用户无需改变行为或放弃设备控制权；在聚合机制下，多种小型资源可合并为一个VSR整体响应调度指令，而个体设备无需逐一参与，这样既保留了灵活性又降低了门槛；同时，VSR机制不改变原有连接点分类，避免基础设施大幅修改，显著降低制度转换成本。

对中国的启示

通过分析澳大利亚在发展分布式可再生能源方面的政策措施，可以得到如下启示：

一是坚持市场化导向，加快完善虚拟电厂参与电力市场的相关规则和技术标准，包括交易规则、源荷互动机制、用户利益保障等方面的政策机制。

二是完善绿电绿证交易制度，推广分布式可再生能源发电的绿证交易，探索分布式发电电量与绿证对应的交易机制。

三是健全电力调度和交易体系，加强市域、县域电力调度和交易系统建设，建立分布式发电与用户侧灵活性资源直接参与辅助服务市场、需求侧响应及电力现货市场的交易机制和规则。

四是提升配电网透明度与社会资本参与度，优化配电网规划、设计和项目审批流程的透明度，将配电规划纳入地方经济社会发展规划，吸引社会资本投资工业园区配电资产、新能源发电场站接入线路等配电设施。

五是优化输配电价政策，在省级输配电价成本监审与定价中，合理纳入电网侧储能设施成本（对系统运行具有重要影响），以及实现分布式发电与系统间“可观、可测、可控、可调”功能的系统成本。