8月6日，澳大利亚气候变化、能源、环境和水资源部发布了国家电力市场（NEM）审查草案报告。NEM批发市场设置审查小组成立于2024年11月，该机构目前正在研究如何改革电力市场，以促进长期投资，同时解决价格波动并为消费者提供更可预测、更稳定的账单。
在报告看来，目前澳大利亚的电力现货市场存在以下问题：
1、价格波动加剧：随着可再生能源（如风能、太阳能）占比增加，现货市场价格呈现更明显的波动性。可再生能源的天气依赖性导致供应不稳定，价格在供过于求时极低（甚至为负），在供应不足时飙升。
2、“隐藏参与者”问题：分布式能源资源（如屋顶光伏、家用电池、电动汽车）和需求响应资源未完全纳入市场调度，其行为对市场运营商（AEMO）和其他参与者不可见，导致需求预测不准确、调度效率低下，并增加系统平衡成本（如FCAS费用）。
3、运行干预增加：为维持系统安全（如频率、电压稳定），AEMO需频繁通过非经济调度指令（out-of-merit-order directions）调用传统同步机组，推高系统成本。
4、价格信号不完整：现货市场的短期价格信号未能有效引导长期投资，尤其是对储能、灵活性资源等资本密集型项目。
报告给出了以下建议：
1、保留实时区域能量市场
维持现有的“纯能量”现货市场设计，避免引入容量市场或物理日前市场等复杂机制。通过规则优化（如调整报价行为、提高电池状态透明度）提升市场效率。
2、增强价格响应资源的可见性与可调度性
要求一定规模以上的价格响应资源（如聚合的分布式储能、虚拟电厂、大型工业负荷）通过“自愿调度资源（VSR）”框架参与市场，提供价格响应意图或接受调度指令。
VSR 主要针对非强制性调度资源，包括：分布式储能（如家用电池、工商业电池）、虚拟电厂（VPPs）、需求响应聚合商（如大型工业负荷）、小型发电单元（如 <5MW 的可再生能源）等。
VSR 提供三种参与模式，以适应不同资源的灵活性和市场参与意愿：
模式 |
特点 |
适用场景 |
Active Mode（主动模式） |
- 资源需提交报价，接受AEMO的实时调度指令 - 可参与能量市场和FCAS市场 - 需满足一定的数据上报要求 |
适用于愿意完全参与市场、具备自动化调度能力的资源（如商业储能、VPPs） |
Inactive Mode（非主动模式） |
- 仅需向AEMO提供价格响应意图（如“在$X/MWh时放电”） -不强制响应调度，但需提高市场可见性 |
适用于希望保持灵活性、但不愿承担调度义务的资源（如部分工业负荷） |
Hibernation Mode（休眠模式） |
- 可临时退出市场（30天至18个月） - 适用于季节性或不定期参与的资源 |
适用于间歇性运行的资源（如季节性工业负荷） |
目前VSR是自愿的，但NEM Review建议2030年后对符合条件的资源（如>5MW聚合储能）实施强制参与。
3、优化消费者能源资源（CER）参与
通过国家CER路线图优先制定技术标准、数据共享和消费者保护规则，确保CER（如家用电池）能够安全、高效地参与市场。政府补贴计划应要求受资助的CER设备具备聚合能力。
其中，关键措施包括家用电池和VPP可通过小资源聚合商（SRA）提供频率调节服务。推广实时电价（RTP）或分时电价（TOU），激励消费者灵活用电。此外，在局部网络拥堵区域试点节点电价，让CER通过缓解阻塞获得额外收益。
4、完善市场规则
监管机构需针对算法报价、网络约束等问题提出规则修订，减少市场操纵风险。提高电池储能状态信息的透明度，以改善可靠性管理。
5、调整市场价格设置
保持市场价格上限（MPC）与用户可靠性价值（VCR）挂钩，但需评估是否调整价格结构以适应未来市场变化（如储能机会成本定价）。