创纪录的煤炭和天然气发电量在2023年最后几个月迫使批发电价下降，因为该国每个地区的太阳能发电量都创下了新的纪录。
澳大利亚能源监管机构(AER)周三表示，尽管价格远低于两年前的峰值，但如果热浪在1月至3月袭来，澳大利亚仍然容易受到价格飙升的影响。
在季度更新中，监管机构还警告称，电费“需要一段时间”才能反映出近期成本的下降。
去年10月至12月，风能和太阳能发电场合计占全国电力市场(NEM)发电量的四分之一以上(26%)，创下历史新高，高于一年前创纪录的23%。
2023年，新能源市场的年均批发电价下降了44%至64%，东海岸天然气市场的年均现货价格下降了43%。
AER董事会成员贾罗德?鲍尔(Jarrod Ball)表示:“来自煤炭和天然气的电力产出比例降至66%的创纪录低点。”
他补充说:“虽然进入市场的新一代(大规模)相对较少，但目前预计到2024年，新进入市场的人数将大幅增加。”
新南威尔士州、维多利亚州和南澳大利亚州的批发电价在2023年的最后三个月下降，但昆士兰州和塔斯马尼亚州的批发电价与上一季度相比有所上升。
维多利亚州是去年第四季度最便宜的地区，平均电价为每兆瓦时34澳元，而昆士兰州的电价最高，为每兆瓦时79澳元。
然而，白天和晚上的价格差距继续扩大，昆士兰、新南威尔士州和南澳大利亚州的晚上峰值价格平均超过每兆瓦时100美元。
AER透露，互连限制仍然是本季度高价格事件的一个因素。
高压互联意味着允许各州从境外进口更便宜的电力。
昆士兰州和维多利亚州往往是净出口国，向往往缺乏廉价产能的新南威尔士州提供过剩产能。
随着澳大利亚摆脱上世纪的大型燃煤发电站网络，该国正在竞相连接新的、地理上更分散的可再生能源区。
11月9日，计划中的网络中断限制了南非的进口。12月8日南澳以及12月28日和29日昆士兰州的恶劣天气导致电力进口受到限制，以保护系统安全。
今年同期，居民和商业用气需求处于10年来的最低水平，燃气发电机的需求较前三个月下降27%。
监管机构表示，这种低需求有助于对国内价格施加下行压力，抵消了LNG出口量高企或维多利亚州正在进行的管道维护限制所带来的潜在上行压力。
东海岸现货市场的天然气价格较上一季度略有上升，达到每千焦耳10.83美元，南部天然气储量仍处于历史高位。
AER表示，在每加仑汽油12美元的价格上限下，生产商获得豁免的交易对价格的影响相对较小。
