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eo记者 蔡译萱
编辑 何诺书
审核 姜黎
过去几十年，澳大利亚昆士兰州的晚高峰供电长期依赖燃气机组支撑。
每当太阳落山、居民空调与照明负荷快速爬升，这个全澳煤电占比最高同时也是燃气发电规模最大的州，都会进入一种熟悉的调峰节奏。燃气轮机启动、快速爬坡，在傍晚时段的几个小时内赚取高额峰时收益。长期以来，这几乎被视为澳大利亚电力系统不可替代的一部分——煤电承担基础负荷，燃气机组负责灵活调峰。
但2026年3—4月，情况发生了变化。咨询机构Open Electricity发布的一组昆士兰电网数据引发能源圈广泛讨论，在过去主要被燃气发电占据的晚高峰时段，电池储能已经几乎完全取代了调峰燃气机组。几年前，储能还只是抢走一点峰时套利空间；而如今，它已经开始直接吞掉燃气发电最核心的利润来源。
真正令人震惊的不只是变化本身，而是变化发生的速度。这意味着，全球电力系统里一个持续数十年的逻辑正在被改写。过去，天然气一直被视为可再生能源时代不可或缺的电力“稳定器”；而现在，在日内调节层面，电池储能已经开始系统性地替代燃气机组。
图：2024年5月—2026年4月昆士兰日内市场电池储能与燃气发电调用情况（蓝色为电池储能，黄色为燃气发电）
来源：Open Electricity
昆士兰的变化，本质上是光伏大规模普及后，电力行业“鸭子曲线”发展到极致带来的必然结果。
白天大量光伏发电并网，拉低日间电价，甚至时常出现电价为负的情况；傍晚时段，日落后光伏停发，整体用电需求瞬间飙升，电网急需大量电力快速补齐缺口。过去，启停灵活、响应速度快的燃气机组是填补缺口的最优选择。而如今，电池储能同样适配这类用电调度场景。
储能电站无需像燃气机组一样提前预热启动，运行过程中也无需持续消耗燃料。电站可在日间电价低谷时段储电，傍晚用电高峰时段放电套利，商业模式高度契合晚高峰供电需求。在体量较小时，储能仅会小幅压缩燃气机组收益；随着储能项目连片落地、形成规模化布局，燃气机组盈利能力最强的晚高峰供电市场便被彻底挤占。
昆士兰州的这种变化，本质上是一场边际调节资源的迭代。更关键的是，此次替代并未依靠政策强制推动，而是市场化竞争形成的自然结果。
值得注意的是，储能规模扩大后，不仅在傍晚高峰取代天然气成为边际定价资源，更在重塑全天电价形成机制。
傍晚高峰（17:00–20:00），昆士兰储能设定电价的占比已升至约55%；同期天然气机组定价频率从2020年的约23%骤降至5%。与此同时，电池对日间电价的影响开始显现。午间光伏大发时，储能为晚间套利集中充电，彻底改变了“午间电价被光伏持续压低”的旧格局。
2026年第一季度，传统低价时段（9:00–13:00）的平均电价升至约28美元/兆瓦时，高于2025年同期；储能在该时段定价频率达61%。这意味着电池不仅在晚高峰像天然气一样“放电定价”，更通过日间集中充电，抬升了光伏高出力时段的价格底线。
当前，燃气发电不仅要承受天然气价格波动带来的成本压力，还需面临碳排放成本、设备涨价、融资困难等多重制约。叠加老旧煤电陆续关停退出，储能不再只是辅助供电，其在电网调节、电力容量保障环节正承担愈发重要的职责。
这也让昆士兰州的情况不再只是区域性行业案例，而具备了全球参考意义。目前，全球多数能源行业预判仍认定，天然气在电力领域具备长期不可替代性，多国也以保障能源安全为由，持续扩建天然气配套设施。但昆士兰州的实际运行数据已显示，至少在大部分日常调峰时段，电池储能已开始替代燃气机组承担边际调峰功能。
储能产业能迅速崛起，最关键的因素就是成本大幅下降。
过去十年，锂电池价格迎来断崖式下跌，储能不再只是新能源体系中的辅助技术，而开始具备独立商业盈利能力。2025年全球新建光伏电站里，近四成都配套建设了储能设施，2020年至今行业年均发展增速更是达到七成，如今储能开始直接与燃气发电竞争稳定供电市场。
彭博新能源财经（BNEF）的调研数据显示，全球十三个主要电力市场中，光伏加储能一年里占据七成时间，已经能够以低于联合循环燃气轮机（CCGT）的平准化度电成本（LCOE）供电。这也能看出，风光储能的竞争目标早已不是传统煤电，而是全面对标燃气发电。
随着AI数据中心不断扩张，两者之间的市场竞争愈发激烈。以往数据中心为了保障全年不间断稳定用电，大多优先选用燃气供电。根据彭博新能源财经的建模测算，在西班牙、印度、中国等部分市场，光储系统能够以低于燃气的成本承担数据中心大部分时段的基荷供电需求。
海外不少企业大规模布局光伏储能项目，专门为大型数据中心供应稳定电力。这类项目落地的意义，不只是增加了新能源使用占比，更标志着储能开始进入过去长期由传统火电主导的稳定供电领域。
除了被储能抢占市场，燃气发电自身的发展困境也越来越多。
近两年，欧美地区新建燃气发电设备造价大幅上涨，全球燃气轮机订单供不应求。美国和欧洲的新建CCGT系统成本分别上涨49%和56%；全球燃气轮机订单量已达到110吉瓦，但年制造产能仅60—70吉瓦，西门子、GE、三菱等厂商的排产已经延后到2028—2030年。
各大设备厂商的生产排期甚至已经排到数年之后，想要添置相关设备难度极大。
除此之外，天然气价格极易受到国际局势影响，地缘冲突、航运局势变动，都会让燃气发电的成本和供电稳定性充满变数。反观风光储能项目，建成之后日常运行成本基本固定，基本不会被国际能源大宗商品价格牵动。
也正因如此，业内开始尝试引入新的电力成本评估方式，不再只计算单一发电设备的度电成本，而是进一步考虑稳定供电能力、储能配套以及系统调节等综合成本。
例如，国际可再生能源署（IRENA）近期提出了可靠平准化度电成本（F-LCOE）概念，用于衡量风光储系统在稳定供电场景下的整体经济性。其研究显示，在部分风光资源条件较好的地区，新能源配合储能后，已经具备与新建煤电、气电竞争的成本能力。
这也意味着，行业关注点正在发生变化。过去讨论更多的是“风光储能能否实现平价”；如今，越来越多讨论开始转向“风光储能能否承担更高比例的稳定供电”。
当然，储能逐步替代燃气发电，不代表电力行业的难题都迎刃而解。
从覆盖70%的日常供电，到实现24/7全天候稳定供电，其间还有很多技术和现实障碍。彭博新能源财经的测算显示，当光储系统仅覆盖约70%的供电时长时，其平准化度电成本（LCOE）在部分市场已经能够低于燃气发电；但若将供电覆盖率进一步提升至98%，全球平均成本将升至182美元/兆瓦时，接近联合循环燃气机组（CCGT）的两倍。
此外，假如遇上极端天气、长时间无风无日照的特殊情况，系统只能靠扩建储能设施、增加风光装机规模来兜底，资金和土地投入都会急剧增加，这也是当前储能经济性面临的核心约束之一。
只依靠堆砌储能设备提升供电稳定性，并不具备长久发展的经济性。
因此，当前储能真正面临的挑战，已经不仅只是电池成本，而是如何在极端天气、连续低风低光等情况下，依旧维持电力系统稳定运行。
对数据中心、电网保供等高可靠性场景而言，仅依靠“光伏+短时储能”仍然不够。行业开始越来越重视长时储能、构网型储能、智能调度、气象预测以及跨区域电网协同等系统能力。
这也意味着，储能与燃气发电之间的关系，并非简单替代与被替代。至少在相当长一段时间内，储能更擅长承担日内调峰与短时灵活调节，而燃气机组仍将在极端天气、长周期波动以及系统备用等场景中保留重要作用。
昆士兰晚高峰时段的变化，看上去只是储能替代了部分燃气机组，但背后反映出的，其实是电力系统经济逻辑的变化。
过去，燃气机组凭借灵活调节能力，长期占据电网调峰核心位置；如今，随着储能成本持续下降，燃气发电最具盈利能力的日内调峰收益空间正在被快速压缩。
这场变化或许还远未结束，但至少在日常调峰领域，储能已经进入燃气发电的传统腹地。