总部位于英国的能源数据平台Modo Energy发布报告显示，2024年澳大利亚国家电力市场(NEM)电池储能系统平均收入达14.8万澳元/MW，同比增长45%。报告指出，能源交易收入从2023年的5.1万澳元/MW翻倍至10.2万澳元/MW，弥补了频率控制辅助服务(FCAS)收入下滑的缺口。能源交易收入创历史新高，较2022年增长29%，得益于电价上涨扩大价差，2024年价差较2023年提升72%。其中，50%的能源交易净收入来自电价超3000澳元/MW的时段。昆士兰州Genex Power的50MW/100MWh Bouldercombe项目表现最佳，年收入达33.6万澳元/MW，而维多利亚州EnergyAustralia的30MW/30MWh Ballarat项目仅为4.8万澳元/MW。
昆士兰地区总监Wendel Hortop指出，2024年8月5日的高电价日贡献了年均收入的11%，因风能与太阳能发电量低迷及燃煤电厂停运。表现优异的电池储能系统包括南澳25MW/52MWh Lake Bonney、新南威尔士50MW/75MWh Wallgrove、60MW/120MWh Riverina 1及昆士兰100MW/150MWh Wandoan South。这些系统持续时间达1.5至2小时，收入高于平均水平。Modo Energy分析，持续时间越长，收益越高，呼应Wood Mackenzie预测：4小时电池储能系统2026年起年均收入可达26.3万澳元/MW，昆士兰更可达28.1万澳元/MW。
Modo Energy预测，到2027年，澳大利亚国家电力市场电池储能容量将增至16.8GW，增长9倍，平均持续时间从1.5小时升至2.5小时。新南威尔士2.8GWh Eraring项目是亮点，由Origin Energy分三阶段建设，2027年底投运。20个300MW以上项目占开发规划50%。资本支出预计至2030年下降20%，提升经济吸引力。能源交易的强劲表现推动这一趋势，2024年高价差环境尤为明显。
Hortop表示，尽管增长前景乐观，中大型电池储能项目按期投运存在不确定性。澳大利亚国家电力市场需克服部署挑战，确保规划落地。电池储能系统在能源交易中的角色日益凸显，为可再生能源整合与电网稳定性提供支持。
