随着澳大利亚国家电力市场（NEM）可再生能源渗透率的不断攀升，储能项目的融资逻辑正经历一场深刻的结构性变革。在2026年3月举行的澳大利亚能源储能峰会上，多位金融机构高管指出，行业正加速从依赖政府兜底的低风险模式，转向直面商业波动的“新常态”。如今，贷款机构面临的难题已经不再是“电池项目是否具备可融资性”，而是该如何设计融资结构——既要兼顾这项技术在能源转型中不可或缺的角色，又要适应其商业模式中那种充满波动的收入现实。
一
两个关键教训
“我们在过去六个月里学到的东西，比过去六年还要多。”荷兰国际集团（ING）澳大利亚能源总监François-Régis Pialoux在峰会上坦言。
ING于2020年开始以独立方式为电池储能系统提供融资，但那些早期项目主要依赖政府或大型企业的长期购电协议（PPA）作为还款来源。与当今以市场化为主的结构相比，风险敞口有限。
Pialoux总结了两个关键教训。
首先，“你把一个光伏电站交给两个不同的开发商，他们运营光伏电站的方式会非常相似，但如果你把同样的电池系统交给两个不同的开发商，结果可能会大不相同。因此，开发商选择以及如何运营电池系统是关键。”
第二个发现颠覆了早期关于电网风险的假设。
“预期是电池系统不会受到任何电网风险的影响，因为它们在早晚发电，不会有任何限电问题，而我们开始发现实际情况并非如此，这也是电池需要考虑的一个共同主题。”
尽管面临这些挑战，Pialoux强调贷款机构的兴趣依然强烈：“我们仍然认为电池在未来五到十年是必须的。煤炭即将退役，电池储能必须在那里。”
二
供应过剩成主要关注点
电池部署的速度也让经验丰富的贷款机构感到惊讶。Pialoux透露，价差已从几年前融资的市场化电池储能系统最初预期的180-200澳元/兆瓦时（124-138美元/兆瓦时）急剧压缩到近几个月持续被压低的接近100澳元/兆瓦时的水平。
“我们是否预期价差会被压低？是的，我们预期到了。我们是否预期会这么快？我不这么认为，”Pialoux说。
“现实是，电池储能系统的建设速度比澳大利亚任何其他大规模可再生能源资产都快。一个风电场需要三年到三年半才能建成。一个电池，比如当时世界上最大的电池，只用了200天就建成了。”
潜在供应过剩的规模在贷款机构的风险评估中显得尤为重要。Pialoux指出，澳大利亚政府的屋顶太阳能和电池计划，目标是到2030年达到约25吉瓦，大致相当于国家电力市场（NEM）的平均需求。
“四年后，如果假设需求没有变化，理论上全部需求可以由表后电池来满足，这相当疯狂，”他说。
三
不为一次性事件买单
面对日益复杂的商业风险，银行正在调整信贷政策。
法国兴业银行澳大利亚和新西兰能源总监兼团队负责人Campbell Webster表示，独立电池项目的融资最佳点已经稳定在50%至70%的签约范围内。
“从签约角度来看，最佳点大约在50%到70%之间，”Webster说。
“我们看到有些交易完成了70%的签约，与非常强劲的购电方和非常强劲的开发商合作，他们能够将杠杆率提高到80%以上，但最近至少有一个市场化电池项目，杠杆率在上限30%或40%的范围内，并且有非常严格的控制措施。”
根本性的冲突在：贷款机构需要固定的还款结构，而电池是从本身具有波动性的波动性中产生收入。
清洁能源金融公司CEFC总监Nick Hawke认为，贷款市场需要改进其结构性方法。
“在电池市场中，很有可能出现几个季度波动性很小的情况。你可能会有锁定或违约，然后下个月出现大规模问题，煤电厂停运，项目获得巨额收入，”Hawke说。
然而，银行在债务规模确定方法上仍然保守。
“我们不会把那些一次性事件作为银行贷款的依据，”Webster强调。
“股权开发商会把它们放入自己的模型并做出自己的假设，但我们不会把这些假设纳入我们对可融资性和债务规模的考量。”
四
政府支持机制说服力不足
澳大利亚的容量投资计划（Capacity Investment Scheme, CIS） 是联邦政府为了加速能源转型、确保电网可靠性并降低电价而推出的一项关键政策工具。CIS 并不直接发放补贴，而是通过竞争性招标与项目方签署长期协议（通常为 10-15 年）。其核心是设定一个收入区间（上下限）： 如果项目在电力市场上的实际收入低于协议设定的下限，政府补足差额。 如果项目收入高于协议设定的上限，项目方需将超额利润返还给政府。
然而，在银行看来，“政府签约机制，包括容量投资计划（CIS），为项目提供了可信度，但尚未证明足以作为债务规模的独立收入来源。”Webster的评估很直接。
在他看来，“CIS有上限和下限，还有一个整体年度上限，这使得很难据此确定规模。因此，最终你没有看到任何仅依靠CIS就获得融资的项目。”
Hawke则指出，在早先的投标中，一些开发商最初低价竞标，随后难以交付经济上可行的项目。
目前，参与者的投标策略已经演变。Hawke对最近的招标轮次产生更可融资的结果表示有信心：“我与那些在最近的CIS招标轮次中为8小时电池投标的参与者交谈，他们非常有信心仅凭该合同就能在今年晚些时候推动项目落地。”
五
模式创新：虚拟Toll拓宽融资渠道
为了解决银行对稳定现金流的需求与储能项目商业波动性之间的矛盾，“虚拟Toll”模式正在成为市场的主流解决方案。
该模式本质上是一种金融差价合约。项目方与金融机构、大宗商品交易商签署协议，锁定一个固定的“处理费”或价差收益。项目方获得稳定的基础收入以覆盖债务偿还，而签约方则获得电力市场价格波动的敞口。
Webster将虚拟Toll描述为当前的市场常态,“你可以让投资者、大宗商品交易商、再保险公司、企业签署虚拟toll。因此，这确实拓宽了购电市场。”
除了虚拟Toll，通过资产组合进行融资也成为另一种趋势，即将储能项目与风电、光伏等现金流相对稳定的资产打包，利用组合内的风险对冲效应提升银行的整体授信额度。
Webster透露，包含多种技术的吉瓦级组合已成为市场化电池的归宿。
“有不少市场化电池是在组合中完成的，包括我的银行融资的一些，”Webster说。
“这些是吉瓦级、两吉瓦级的组合，包含各种技术，包括电池和太阳能。这就是我们看到一些市场化电池的归宿，因为它们通常可以在其中存在，而不会让债务规模搞砸整个组合。”
Pialoux指出，拥有经验丰富开发商的组合会获得优惠考虑, “如果它是更大融资组合的一部分，特别是与市场上有经验的参与方或开发商合作，那么银行愿意给予更多灵活性。”
然而，对于独立市场化项目，道路仍然充满挑战。
“如果这作为开发商发生在你身上，显然你应该预期你会与更少的银行交谈，可能五、六家银行会考虑，”Pialoux说。
“而且你应该预期你的杠杆率，或者你在第一天能够获得的债务金额，将会相当小。”
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