文/朝克图
作者供职于国能经济技术研究院
澳大利亚是世界第十三大经济体，国土面积排名世界第六位，全国人口约为2700万。澳大利亚煤炭、天然气、矿产（尤其是铁矿石、锂、钴、镍、铜和稀土等关键矿物）以及核能资源极其丰富，位居世界前列。澳大利亚的风、光等可再生能源自然禀赋良好。澳大利亚99%地区处于热带和亚热带。
疫情之后，澳大利亚经济持续保持连续正增长，前景可期。澳大利亚在2022年出台《气候变化法案》，以立法的形式保障2050年实现碳中和。另外，澳大利亚的目标是成为亚太地区的氢能生产大国。在电动车、数据中心和可再生能源制氢等方面需求的驱动之下，预测在碳中和期间，澳大利亚的风光储和可再生能源制氢等行业将会高速发展。澳大利亚人口与新疆相近，GDP与中国江苏省接近，人均GDP约是中国最高省（市）——北京的两倍左右。但从装机容量和发电量规模来看，其与安徽省相近。
澳大利亚是一个被忽视的清洁能源转型优等生。在国家政策强有力地推动下，综合研判澳大利亚的经济发展基础、工业化水平、技术研发实力、自然地理和资源禀赋等综合条件，澳大利亚是世界各国中最可能如期实现清洁能源转型目标的国家之一。
一、国家概况
澳大利亚是全球最发达经济体之一，2024年GDP约1.75万亿美元、人均GDP约6.6万美元，长期保持稳定增长。虽然2020年受疫情和山火冲击出现衰退，但2021—2024年经济分别实现2.11%、4.24%、3.44%和1.43%的增长。澳大利亚人口结构以移民为主，至2030年前人口年均增速约1.5%，远高于OECD平均水平，为经济持续扩张提供动力。其经济结构呈典型的后工业化形态，服务业占比逾七成，采矿业与农牧业竞争优势明显，制造业与高新技术产业保持增长。作为全球关税最低的开放型经济体之一，澳大利亚已与大部分主要经济体建立自贸协定，是亚太地区最重要的金融服务中心之一，并在数字经济、绿色经济和未来制造业领域积极布局。
澳大利亚治理体系成熟，在政府效能、监管质量、腐败控制等方面位居世界前列，营商和投资环境稳定。其地缘位置联通欧美与亚太，具有广阔的国际市场辐射能力。2023年全球竞争力排名第19。中澳经济高度互补。澳大利亚的铁矿石、煤炭和天然气长期支持中国能源供应，是中国重要的资源型贸易伙伴。中国已连续16年为澳第一大贸易伙伴。2024年双边贸易额达3120亿澳元，占澳贸易总额三分之一。尽管澳在政治和安全议题上与美国保持紧密立场，中澳关系在阿尔巴尼斯政府时期明显回暖，合作前景趋稳。
资源禀赋方面，澳大利亚拥有全球领先的矿产和化石能源储量，煤炭探明储量1502亿吨、居世界第三，是全球第二大煤炭出口国。天然气储量约2.4万亿立方米，是世界前三大LNG出口国；石油资源相对有限。澳大利亚大陆干旱，水能资源不足，可开发潜力有限。相反，其光伏资源位居世界前列，90%以上地区年辐射量超过1950kWh/m²，中西部沙漠区辐射量高达2200～2400kWh/m²，适宜开展大规模光伏电站建设。截至2024年6月，全国光伏装机达36.6GW。风能资源集中于西部、南部及东南沿海区域，在80米高度平均风速普遍超过6.5m/s，具备持续开发价值。
澳大利亚是全球矿产资源中心之一，至少拥有70余种矿产，铅、镍、铀、锌、钽探明储量全球领先，还是最大锂、锆生产国，以及重要的黄金、铁矿和煤炭供应国。澳关键矿物如锂、钴、镍、铜储量位居世界第二，稀土居第四。其铀矿资源规模全球第一，同时拥有约8%的钍资源，为未来核能产业提供潜在战略基础。
二、能源与电力结构
一次能源结构以化石能源为主。澳大利亚经济对化石能源依赖度较高。根据《BP能源统计年鉴》（2025），澳大利亚2023、2024年的一次能源结构中，石油占比约40%，天然气占比约25%，煤炭占比约25%，化石能源合计占比超过90%，水电等可再生能源占比约为7%。详见图1。如图所示，目前澳大利亚深度依赖化石能源，清洁能源转型需要付出巨大的努力。
发电结构低碳化、清洁化进程加快。根据彭博新能源相关统计，2024年澳大利亚发电量273,268（GWh），略高于上年。化石燃料发电占比65%，其中煤电发电占比约45%，气电17%，油电2%。2020—2024年，化石能源发电占比由76%下降至65%，下降约10%，煤电占比由54%下降至45%，下降约9%。
可再生能源发电量占比由2020年的18.8%升至2024年的29.4%，其中太阳能发电占比由9%增加至19%，风能发电占比由2020年的8%先上升至2023年的12%，后又下降至2024年的9.8%，水能发电占比一直保持在6%左右。2024年，澳大利亚人均用电量10500千瓦时，排名全球第四。
根据彭博新能源相关统计，2024年澳大利亚总装机容量为99.8GW，同比增加6GW。2020—2024年，其中气电、石油发电、水电、生物质装机总体规模变化不大，煤电装机占比由2020年的25GW下降至2024年的23GW，太阳能装机从19GW增加至39.5GW，风电装机由7.8GW上升至12.7GW。从澳大利亚的能源转型规划亦可看出，澳大利亚正在逐步退出煤电，加大光伏、风电等可再生能源的装机规模。因降水稀少，水资源有限，澳大利亚的水电发展前景有限。
澳大利亚电网主要包括国家电力市场（National Electricity Market，以下简称NEM）和西北、西南以及北领地几个区域市场。国家电力市场是澳大利亚最大的电力系统，覆盖了超过75%的人口，主要包括昆士兰州、新南威尔士州、维多利亚州、南澳大利亚州和塔斯马尼亚等州。NEM1998年开始运营，现在已经成为世界上最成熟的电力现货市场之一。西澳大利亚州有独立的西南电网和西北电网，北领地也有自己的区域性电网。这些电网相对独立，市场规则各有不同。
NEM从北边的昆士兰到新南威尔士，再到维多利亚和南澳大利亚，均为单线连接，呈狭长、低密度分布的特点。因其网架结构的特点，会带来价格传导、稳定性等各种问题。发电机组和负荷中心呈分散式分布，五个州级输电网络通过互联线连接，一旦互联线发生跳闸，会对州级输电网络造成较大影响。近年来，澳大利亚森林大火、台风等极端天气频发，威胁着电网安全。储能是解决这一问题的有效方案之一。
三、电力规划及相关政策
（一） 碳中和目标
2020年以来，澳大利亚陆续发布或更新能源相关战略和政策，包括《国家能源转型伙伴关系计划》《澳大利亚电力战略》《国家能源效率战略》《未来燃料战略》《国家氢能战略》《能源预算方案与国内能源协调原则》《国家电池战略》等，逐渐形成与低碳目标发展相一致的能源发展路线图。
碳中和目标及相关政策。2022年9月8日，澳大利亚通过《气候变化法案》（Climate Change Bill 2022）。这是10多年来澳大利亚第一项重大的应对气候变化法案。它将排放目标编纂成法，首次将到2050年实现净零排放目标上升到澳大利亚国家法律。该法案的阶段性目标是到2030年，澳大利亚温室气体减排量达到2005年基准的43%。与之前出台的《澳大利亚2030年碳减排目标》26%～28%相比，有了较大提升。另外，澳大利亚是联邦制国家，各州均有自己的碳中和目标，本文不再详述。另据澳大利亚官方统计，2005年澳大利亚的碳排放总量为6.12亿吨。
碳税的制定与废止。2012年7月1日，澳大利亚正式开始实施每吨23澳元的碳排放税，同时实施了相关补贴和减税计划。但民众对碳税的影响仍然心怀不安，担心引发“涨价潮”相关争论更加激烈。2014年，澳大利亚废除了实施两年多的碳税法案，并取消了原定于2015年开始逐步建立的碳排放交易机制，使得澳大利亚成为全球第一个废除碳税相关法案的发达国家。据专家分析，今后澳大利亚重启碳税的可能性不大。
（二） 电价激励政策
2011年起，澳大利亚联邦政府推出了关于大规模光伏目标和小规模光伏发展计划的财政激励措施，至2030年结束。这项措施极大地刺激了可再生能源的发展。目前，三分之一的澳大利亚家庭拥有屋顶光伏发电设施。这是世界各国中最高的户用光伏拥有比率。此外，澳大利亚政府于2025年11月发布“太阳能共享者”计划，2026年7月开始，居民将每户、每天免费使用3小时太阳能，鼓励居民在白天太阳能发电充足时段多用电。
（三） 能源战略、目标与相关政策
清洁能源转型的全球领先者。随着全球环境保护意识和可持续发展的日益增强，可再生能源领域面临着前所未有的机遇。澳大利亚凭借其丰富的自然资源和先进的科技实力，正逐步成为全球能源转型的引领者之一。在可再生能源领域，澳大利亚凭借其得天独厚的自然条件，如丰富的太阳能资源和广阔的可开发土地，具备了全球太阳能发电领先者的基础和条件。此外，风能是澳大利亚可再生能源领域的重要支柱。在清洁能源技术方面，澳大利亚同样取得了显著进展。
澳大利亚的战略目标之一是成为亚太区域的绿氢生产中心。2019年，澳大利亚通过了《国家氢能战略》，成为全球第三个发布氢能战略的国家。截至2024年初，其已经有80多个潜在项目，吸引了1270亿美元的投资。澳大利亚的经济深度依赖煤炭、铁矿石等不可再生资源。矿业为澳大利亚带来了丰厚的利润。但在未来的能源革命和清洁能源时代，基于亚太区域，如美国、中国、日本、韩国、新加坡等国家对可再生氢气的强烈需求，澳大利亚提前布局谋划将成为亚太地区的绿氢生产中心。因为地理位置靠近亚太市场，可开发利用的土地资源富足，可再生能源丰富以及电解水成本的持续下降，澳大利亚有望成为亚太地区的绿氢生产中心。
电力部门是实现净零目标的关键。澳大利亚的电力部门几乎占全国能源相关温室气体排放量的一半。根据国际能源署最新数据，2000—2020年间，澳大利亚电力部门的碳排放强度下降了23%。这要归功于可再生能源目标的快速部署，特别是太阳能光伏。
容量投资计划。为了鼓励投资风光等可再生能源项目和清洁的可调度容量，如电池储能等，澳大利亚政府2023年11月，宣布了容量投资计划（Capacity Investment Scheme）。该计划在2024年至2027年间实施，将由联邦政府收入认购上述项目以支持风、光等可再生能源发电和储能设备的开发。到2030年之前，新增总装机容量目标为40GW。其中，可再生能源发电项目26GW，14GW的储能项目，总投资规模约为730亿美元。上述项目均需通过公开竞标而获取。中标者将与政府签订《容量投资计划协议》而获得长期的收益支持。该协议通过为项目设定固定的收益下限和上限来确保收益的稳定性，从而吸引投资者，并减轻开发商的财务风险。
四、澳大利亚
电力市场现状及特征
（一）清洁能源转型趋势明显
清洁能源转型前，电力需求多年来保持低增长。与许多发达国家一样，多年来澳大利亚电力需求一直保持低增长。据统计，2000—2024年间，澳大利亚的电力需求年平均增速1%。2024年，受上年低基数的影响，电力需求同比增长2.0%。
燃煤火电厂发电量占比不断下降。2000年，燃煤火电厂发电量占比高达83%。2000—2009年，800万千瓦的燃气火电机组投产。2009年后，燃煤火电发电量开始下降。2013年，在澳大利亚政府实施碳税之后，燃煤火电厂的发电量出现了显著下降。但在2015年，尽管有190万千瓦的燃煤火电厂退役，随着碳税的取消，煤电发电量出现了反弹。2016—2024年，煤电发电量占比逐年下降。
风光等新能源装机和发电量显著上升。2005年起，澳大利亚新增装机主要为风、光和电力储能，占比高达76%。2015至2024年，其风光等新能源的发电量占比由14%提高到37%。
2019年开始，陆上风电超过水电，成为可再生能源的第一大电源。2024年，太阳能装机占了新增装机份额的37%，其中分布式太阳能紧随风电之后，成为可再生能源的第二电源，装机量是大规模光伏装机总量的两倍。截至2024年，太阳能发电的高渗透率主要依赖分布式太阳能，分布式占光伏发电的比例高达62%。2024年，新增分布式光伏是集中式光伏的两倍多。
（二）成熟的电力现货市场
AEMO（澳大利亚能源市场运营商）管理着NEM。NEM是一个电力批发商，所有的电力交易均以现货方式进行。从发电侧来看，符合要求的发电商向AEMO提交十段分段报价，每5分钟调度一次在NEM中报价，出售电力，竞价区间约为1000澳元/MWh～15000澳元/MWh。在AEMO的优势排序中，首先调度来自发电商的最低价格报价，然后是稍贵的报价，直到电力需求均得到满足。最高电价形成了每个地区的现货电价（各州作为定价区），所有被调度的发电商都按地区电价支付。所有被调度的发电商都按定价地区基准电价乘以机组上网节点的边际损耗因子来获利收益。从用户侧来看，零售商和一些大型企业直接从NEM购买电力，所有交易都以现货价格进行，但大量使用场外交易（OTC）和交易衍生工具来对冲现货市场价格波动。
五、澳大利亚电力市场展望
（一）经济持续稳健增长
根据标普全球的相关预测，2025—2030年，澳大利亚的经济增长保持在2.3%左右，2031—2050年经济增速约为2%左右。据技经院研判，如无重大地缘政治冲突和世纪性疫情的出现，澳大利亚经济应保持继续增长的势头。
（二）电力需求将迎来高速增长，新能源成为最大赢家
受绿色转型和电气化加速推动，澳大利亚未来电力需求将出现结构性跃升。彭博新能源预测，2050年用电量达到2023年的2.5倍；标普预计2024—2050年电力需求年均增速达4.6%，约为同期GDP增速的两倍。据此推算，2050年用电量将达到2025年的三倍。新增需求将重塑用电结构：储能充电、可再生能源制氢和数据中心用电占比将从2024年的6%提升至2050年的59%。
随着澳大利亚限期退出煤电，电力系统将面临着深度重构。2015年后澳大利亚停止煤电新建，计划于2045年前全部退役。2026—2035年将有17GW火电机组退役，其中12GW为煤电；2036—2050年再退役约15GW火电，其中7GW为煤电。届时火电占比或仅剩5%。气电新增有限，主要承担调峰、调频和备用功能，2025—2050年新增仅13GW。抽蓄同样增量有限，仅10GW。相比之下，电池储能成为新增主体，标普预计2025—2050年新增97.6GW。目前澳大利亚储能以2小时时长为主，但在火电加速退役、电网结构脆弱的背景下，长时储能成为最紧缺容量。
风光等可再生能源将在未来二十五年内迎来高速增长。2019—2024年，澳大利亚年均新增光伏4～5GW。标普预测，2025—2050年风光新增2.95亿千瓦：2026—2035年增5900万千瓦（光伏3700万千瓦、风电2200万千瓦），2036—2050年增2.36亿千瓦，其中制氢相关装机1.36亿千瓦。彭博亦测算，澳大利亚若达成2050年碳中和目标，风光装机至少需达2.9亿千瓦。两者判断大体一致。
储能市场快速扩张，长时储能尤受重视。澳大利亚电网呈狭长结构，单联络线连接，安全裕度不足；火电退役后，仅依赖短时储能无法维持系统稳定。根据彭博预测，2035年公用事业电池储能容量比2024年激增8倍，澳大利亚已超越英国成为全球第三大电池储能市场。多个项目已经落地，包括中核在南澳建设的250MW/1000MWh液流电池（2025年投运，度电成本约0.35澳元），宁德时代亦计划推出全球首个8小时储能电池，并与Quinbrook合作开发3GW/24GWh项目。
政策层面亦加大扶持力度。2025年5月，澳大利亚政府发布首份《国家储能电池发展战略》。同年8月又启动5亿澳元“电池突破计划”，作为“Future Made in Australia”227亿澳元再工业化计划的重要组成部分，旨在推动本土电池制造发展。监管机制方面，澳大利亚能源市场委员会于2023年上调现货市场价格上限、累计价格阈值和管理价格上限，提高储能在电力市场的套利空间。新引入的1秒级非常快速调频服务市场将进一步拓展储能收益来源，监管机构也在评估转动惯量现货市场的可行性，以在火电退役后维持系统稳定，扩大储能收入结构。
用户侧储能潜力同样巨大。澳大利亚政府承诺投入23亿澳元推出“Cheaper Home Batteries”计划，并于2025年7月正式启动。政策刺激已显现：2025年7—8月的用户侧储能新增装机几乎追平2024年全年，2025年上半年新增8.5万台，同比增长191%。截至2025年上半年，澳大利亚屋顶光伏累计420万套，而户用储能仅27万套，配储率仅6.5%。在居民电价0.3～0.4澳元/千瓦时、电费1500～2000澳元的背景下，一套屋顶光伏系统年省约1500澳元，3～5年即可回本，因而用户侧叠加储能的经济性正持续增强。
综合来看，政策驱动、电力结构转型、煤电退役和高电价环境共同推动澳大利亚储能进入爆发期，尤其是长时储能。在监管改革、市场化价格机制和产业政策的共同作用下，储能项目的投资可行性、套利空间和多元化收益模式显著提升，澳大利亚正成为全球最具潜力的储能市场之一。
六、澳大利亚清洁
能源市场SWOT分析
（一）优势与机会
政府主导的电气化保障清洁能源转型。政府大力倡导并强制电气化，例如维多利亚州政府出台相关政策规定，新建住宅不得接入天然气的禁令。此类政策将推动用电需求的增长。此外，为了保障绿电的消纳和使用，澳大利亚政府2025年11月出台了居民每天免费用电3小时的相关刺激政策。
电力需求旺盛。在澳大利亚绿色能源转型目标的驱动和影响下，以及在电动车、数据中心和绿氢制造的三大部门电力需求的推动之下，澳大利亚的年电力需求将达到4.6%，两倍于经济增速。
（二）风险
市场竞争白热化。目前，澳大利亚清洁能源市场已经成为海外投资的热土。多数中国企业已经进入前派驻人员。他们熟悉当地电力市场，具有先入者优势。部分央国企在澳大利亚并未设有代表处，对清洁能源投资项目信息掌握不够及时和当地电力现货市场了解不深，人才匮乏。此外，以澳大利亚政府主导的容量投资计划已经进行了七轮。这一轮招标竞争非常激烈，共收到84份投标书，总容量达到25.6GW，是招标容量的5倍多。澳大利亚清洁能源市场已经进入了激烈竞争的阶段。
投资收益率下降。在前四轮政府主导的容量投资计划中，澳大利亚政府主要关注的是规模。现在第七轮的容量投资计划，政府更加关注效率，且以“化石燃料替代效率”为评判标准。这一转变将从单纯增加可再生能源装机规模向提升减排实际效果而转变。这种转变将间接鼓励新能源项目配套储能以提升发电的灵活性，在用电高峰期能否替代传统火电发电并达到实际减排效果。根据国内可再生能源投资项目的经验，可再生能源配备储能设施，势必会降低投资项目的内部投资收益率，影响项目的经济效益。
（三）挑战
电网接入难，部分地区亟须扩容改造。虽然澳大利亚部分地区可再生能源资源丰富，但电网基础设施薄弱，项目投产后电网接入能力有限。而澳大利亚电网升级审批周期多达3～5年，将会导致项目建成即闲置。此外，因新能源装机的快速增长，部分地区的电网接入容量已经接近饱和，如维多利亚州。其电网改造工程于2025年开始，将于2027年完工。
环保审批难。本轮容量投资计划的投产截止日期为2030年，看上去时间较长。然而在澳大利亚，一个新能源项目从立项到投产，需要完成选址、环评、融资和建设等流程，而澳大利亚对环保审批的严格远高于中国。这成为项目能否顺利进行的主要制约因素。国家能源集团当年在澳大利亚的沃特玛克项目，就是受环保审批的影响而不得已退出。
政策协调难。部分地方政府推出地方可再生能源补贴，导致部分项目优先申请地方补贴而不是联邦政府补贴。这类政府掣肘将影响项目的顺利实施。
建设工期长。根据标普全球的相关统计，一个规模化的光伏项目从规划、许可、建设到运营，至少需要4年时间。而一个储能项目的建设则需要3年。避免项目延误的关键，是提前与土地所有者、社区、地方政府以及市场运营商进行沟通与协商。此外，规划与许可在澳大利亚具有极大的不确定性。独立的光伏项目具有巨大的商业风险，几乎所有的光伏项目是与储能项目一起开发的。
七、澳大利亚清洁
能源转型的机会与挑战
资金压力。据彭博新能源估算，澳大利亚如果想在2050年实现碳中和，至少需要投入2.4万亿美元的资金，新建2.9亿千瓦的风光新能源机组，电网长度增加约50%。
减排压力。如果澳大利亚想在2050年实现碳中和，那么任何行业都不能增加碳排放。从2024年到2050年，温室气体减排量必须下降76%。在净零排放情景下，化石能源在一次能源中的占比必须从目前的90%下降到仅仅20%。根据目前既具有经济性又可以规模化应用的低碳技术，建筑和工业部门将面临着最大的减碳挑战。
技术支持。澳大利亚的低碳转型必须有一系列的技术作为支撑。从澳大利亚的能源转型路线可以看出，基于澳大利亚的地理位置、资源优势，澳大利亚2050年将用风、光、氢、储的路线来完全替代化石能源。因此，光伏、风电、氢能、电池储能等相关产业，在技术的先进性、经济性和安全性必须达到实现碳中和的目标。这一目标对任何一个国家都需要付出艰辛的努力才能实现。
高人力成本的瓶颈限制。澳大利亚是发达国家，人力成本远高于国内，相关产业技术工人规模远不及国内，投资清洁能源项目中的人工成本会对项目的收益性造成较大影响。据专家估计，目前每年安装7GW光伏项目已经达到了极限。
综上，澳大利亚能源转型过程虽然艰难，但作为发达国家，比起东盟等发展中国家更容易达到目标。同时，因为地理位置的原因，澳大利亚可能更容易实现碳中和目标。澳大利亚99%地区处于热带和亚热带，没有极寒天气情况，没有冬季供暖需求，不会出现美国得州或者中国北方大范围长周期的寒冬，即使出现了较长一段时间的电力短缺，虽然会对工业生产造成一定的负面影响，但决不会出现因供暖中断导致的民生灾难。
在资金、技术和政府大力推动电气化和清洁能源补贴政策的驱动之下，以及在数据中心、制氢、电力汽车和储能用电等相关产业需求的推动下，澳大利亚将有极大可能成为亚太地区的氢能供应中心，并成为世界上的按期实现碳中和目标的国家之一。
综上，随着中澳关系的转暖，本届澳大利亚政府对华关系相对友好，其可再生能源电力市场空间广阔，经济前景佳，中国能源企业可以重点关注澳大利亚可再生能源市场的建设并参与其中，实现双赢。
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