⚡ 思源 · 澳洲新能源投资日报
2026 年 7 月 27 日 · 星期一 · 第 12 期

近 30 日 NEM 五区域算术平均电价 A$75.50/MWh，较前一 30 日统计期下降 9%（中位数上升 10%），极端尖峰移出统计期、隆冬价格中枢仍偏高；昆州 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数 A$295/MW·日居首；西澳容量市场 2027-28 年容量信用价格上调约 35%，电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用并趋向 8.5 小时

过去 30 个完整交易日（6 月 27 日至 7 月 26 日），澳大利亚国家电力市场（NEM）五区域算术平均电价为 A$75.50/MWh，较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）下降 9%；同期五个区域电价中位数的算术平均由 A$68.03/MWh 升至 A$74.88/MWh（上升 10%）。两个口径方向相反：算术均价回落主要因为前一统计期内南澳 6 月中旬的极端尖峰交易日移出样本，而隆冬价格中枢仍在抬升——南澳中位数上升 50%、维州上升 25%、新州上升 9%。储能方面，昆州 4 小时电池储能系统（BESS）日内峰谷套利理论毛收益中位数 A$295/MW·日居五区域首位，五区域 4 小时套利价差较前一统计期整体持平。政策端，西澳容量市场 2027-28 年容量信用价格上调约 35%，自 2026-27 容量年起，电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用，储能时长要求明确提高。

A$75.50
五区域算术平均电价 /MWh
较前一 30 日统计期下降 9%（中位数上升 10%）
A$295
昆州 4 小时峰谷套利理论毛收益中位数 /MW·日
维州 287 / 南澳 273
A$48.85 万
西澳 2027-28 年容量信用价格 /MW/年
较 2026-27 年上调约 35%
新闻检索范围：2026 年 7 月 24 日至 27 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 7 月 27 日 23:00（AEST） · 电价统计期：2026 年 6 月 27 日至 7 月 26 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 7 月 26 日 · AEMO 采用区间结束时点 · 编制：思源澳洲投资团队（墨尔本）
【核心观点与关键指标】

过去 30 个完整交易日（6 月 27 日至 7 月 26 日），NEM 五区域算术平均电价为 A$75.50/MWh（较前一 30 日统计期下降 9%，中位数上升 10%）。两者背离的原因是结构性的：前一统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）含南澳 6 月中旬多个极端尖峰交易日（当期南澳算术均价 A$121.58/MWh），这些交易日移出样本后南澳算术均价回落 29%；而本期各区域电价中位数普遍上升（南澳上升 50%、维州上升 25%、新州上升 9%），隆冬供需偏紧推动价格中枢继续抬升，仅昆州、塔州回落。储能价差保持韧性：4 小时峰谷套利理论毛收益中位数昆州 A$295/MW·日（较前一统计期基本持平）、维州 A$287（上升 2%）、南澳 A$273（下降 7%）、新州 A$235（上升 10%）；该指标是完全预知价格条件下的理论上限，项目估值还需采用 P10/P50/P90 分布、极端交易日贡献度及理论收益实现率情景。政策与供应链是本期主线：西澳容量市场 2027-28 年容量信用价格升至 A$488,500/MW/年（较 2026-27 年上调约 35%），自 2026-27 容量年起，电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用、2030 年代中期或升至 8.5 小时——与本期 Quinbrook 昆州 Lansdown 项目按 8 小时规划储能、上期 Ark Energy 新州项目按约 8 小时配置相互印证，向长时储能倾斜已从个案变为跨市场信号；维州 AusNet 与晓星重工签署约 A$3 亿、为期五年的超高压变压器供货协议（最多 45 台），全球变压器交货周期普遍为 3-5 年，该协议降低了维州并网工程的设备交付风险。数据中心用电义务规则接近定案，7 月 31 日部长理事会会议后有望明确；容量投资计划（CIS）第 9 轮 5 GW 招标结果预计 11 月公布。

过去 30 个完整交易日 · 五区域算术平均电价
A$75.50
/MWh · 较前一 30 日统计期下降 9%
五区域合并需求加权平均电价为 A$79.09/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$74.88/MWh（较前一 30 日统计期上升 10%），五区域—时段合并样本中位数为 A$73.22/MWh。算术均价回落主因前一统计期南澳极端尖峰交易日移出样本；中位数上升说明隆冬价格中枢仍在抬升。
资料来源：AEMO；思源投资测算
昆州 · 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数
A$295
/MW·日 · 本期五区域最高
维州为 A$287/MW·日，南澳为 A$273/MW·日。该指标是在完全预知价格条件下的理论上限，仅用于项目初筛，不代表项目净收入。
资料来源：AEMO；思源投资测算
南澳 · 负电价时段占比
14.7%
占全部 5 分钟结算时段 · 本期五区域最高
维州为 11.1%，昆州 6.4%，塔州 5.6%，新州 1.3%。负电价时段占比指区域参考价格低于 A$0/MWh 的 5 分钟结算时段比例。前一完整交易日（7 月 26 日，星期日）昆州负价时段占比达 17.0%，午间光伏大发时段价格最低至 −A$5.00/MWh。
资料来源：AEMO；思源投资测算
南澳 · 平均电价最高区域
A$85.92
/MWh · 30 日滚动统计期
南澳算术均价仍居五区域首位（中位数 A$88.44/MWh），需求加权平均电价为 A$89.15/MWh。与前一统计期不同，本期南澳价格由普遍偏高的中枢而非极端尖峰构成——中位数较前一 30 日统计期上升 50%，而算术均价下降 29%。
资料来源：AEMO；思源投资测算
西澳 · 2027-28 年容量信用价格
A$48.85 万
/MW/年 · 较 2026-27 年上调约 35%
AEMO《2026 年西澳批发电力市场电力机会声明（WEM ESOO，2026 年 6 月发布）》显示：西澳储备容量机制（RCM）下自 2026-27 容量年起，电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用，随燃煤退役推进，2030 年代中期或升至 8.5 小时；若在建容量不能按期投运，2035 年供给缺口最高 2,161 MW。
RenewEconomy，7 月 27 日
维州 · AusNet 超高压变压器长期供货协议
A$3 亿
最多 45 台 · 为期五年
维州输配电网运营商 AusNet 与韩国晓星重工签署供货协议，锁定输电变压器、电抗器等关键设备，用于维州输电网强化，支撑维州 2030 年 65%、2035 年 95% 可再生能源发电目标及 2035 年至少 6.3 GW 储能目标；全球变压器交货周期普遍为 3-5 年，提前锁定订单可降低并网工程的设备交付风险。
pv magazine Australia，7 月 27 日
昆州 · Quinbrook Lansdown 光伏项目提交联邦环评申报
150 MW
规划合计最高 500 MW 光伏 · 各厂址配建最高 250 MW/8 小时储能
Quinbrook 旗下开发平台就汤斯维尔以南 Lansdown 生态工业区的 Lansdown Solar West 光伏项目提交联邦环评申报，电力拟供给同园区高纯硅生产项目；同园区 780 MW/8 小时 Supernode North 储能项目已于 2026 年 3 月获批。项目尚处审批早期。
RenewEconomy，7 月 27 日
CIS 第 9 轮 · 5 GW 发电容量
投标已截止
7 月 20 日截止 · 预计 11 月公布结果
联邦第 9 轮容量投资计划面向 NEM 采购 5 GW 可再生发电容量。截至本期，官方尚未披露投标规模或投标人名单；不能根据项目储备推断采购需求或中标概率，后续以官方公布的入围及中标信息为准。
澳大利亚气候变化、能源、环境与水务部

投资建议与跟踪要点

主题投资判断建议催化因素与风险因素判断把握度跟踪时点
西澳长时储能（储备容量机制容量信用）2027-28 年容量信用价格上调约 35% 至 A$488,500/MW/年，且电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用、2030 年代中期或趋向 8.5 小时；长时储能在西澳的合同化收益路径增强。对西澳西南互联系统（SWIS）候选项目按 7–8 小时时长重新测算容量信用收入，跟踪 2027-28 容量年信用分配结果与燃煤退役时点。催化因素：容量信用分配结果公布、煤电退役确认；风险因素：在建容量集中投运摊薄后续周期信用价格。中高2027-28 容量年信用分配
维州并网设备交付（AusNet 变压器供货协议）约 A$3 亿、五年期协议锁定最多 45 台超高压变压器与电抗器，缓解维州输电工程的设备交付瓶颈。跟踪设备分配到的具体输电工程与首批交付时间；对维州排队并网项目，把主变压器交期改善的情况纳入工期风险复核。催化因素：披露分配工程清单与交付计划；风险因素：协议未披露交付时点，对单项目并网改善不可量化。中分配工程披露后
Ark Energy Richmond Valley 光储（新州，持续跟踪）上期作出最终投资决策（总投资约 A$13 亿，获新州长期能源服务协议（LTESA）收益支持）；本期披露获批完整配置为 435 MW 光伏 + 475 MW/3,148 MWh，较首期多出 235 MW 光伏与约 948 MWh 储能的扩建空间。跟踪 2026 年 9 月融资交割与债务条款、Hanwha 供货范围确认（组件或电池系统，媒体表述不一）及扩建阶段的启动条件。催化因素：按期完成融资交割并开工；风险因素：交割条件、供货或工期延误。中高2026 年 9 月融资交割
昆州及南澳储能收益日内峰谷套利理论毛收益中位数较高，但高收益交易日的集中度存在显著差异，不能只看单一均值或中位数。对目标站点补充 P10/P50/P90、贡献度最高的三个交易日占比，以及理论收益实现率为 32%/50%/65% 的情景分析。催化因素：P50 与 P90 保持稳定且具备并网可行性；风险因素：可实现收益率或价差持续收窄。中每日滚动跟踪
CIS 第 9 轮投标已截止但投标规模尚未披露，现阶段无法据此推导供需关系或中标概率。建立候选项目观察表，待官方公布入围或中标结果后再调整项目优先级。催化因素：官方结果公布；风险因素：招标时间表调整。高2026 年 11 月

一、NEM 五区域电价（过去 30 个完整交易日 · 前一完整交易日曲线 · 储能理论收益）

1.1 五区域参考价格（RRP）概览（过去 30 个完整交易日及前一完整交易日曲线）

过去 30 个完整交易日（2026 年 6 月 27 日至 7 月 26 日）五区域 RRP 概况 — 每个区域 8,640 个 5 分钟结算区间
州 算术均价 需求加权平均电价 中位数 最高（区间结束） 最低（区间结束） 状态
NSW1 81.67 84.25 80.00 234.94 @ 07/08 18:25 -8.77 @ 07/24 14:40 较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）上升 2%（中位数上升 9%）；负电价时段占比 1.3%
QLD1 65.59 69.68 70.30 175.11 @ 06/30 16:45 -8.71 @ 07/16 11:35 较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）下降 7%（中位数下降 3%）；负电价时段占比 6.4%
VIC1 73.16 79.18 70.28 19,069.69 @ 07/08 19:40 -757.07 @ 07/13 10:15 较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）上升 16%（中位数上升 25%）；负电价时段占比 11.1%；7 月 8 日价格尖峰仍在统计期内
SA1 85.92 89.15 88.44 16,970.86 @ 07/08 19:40 -204.05 @ 07/13 15:35 较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）下降 29%（中位数上升 50%）；负电价时段占比 14.7%
TAS1 71.15 76.07 65.38 23,200.00 @ 07/13 16:20 -15.74 @ 07/13 07:05 较前一 30 日统计期（5 月 28 日至 6 月 26 日）下降 11%（中位数下降 17%）；负电价时段占比 5.6%；7 月 13 日尖峰仍在统计期内

口径说明：AEMO 结算时点字段（SETTLEMENTDATE）记录区间结束时点，交易日按 当日 00:00 < 时间戳 ≤ 次日 00:00 归集；每个区域包含 30×288 个结算区间；同一极值多次出现时记录首次出现时间。五区域算术平均电价为 A$75.50/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$79.09/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$74.88/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$73.22/MWh。各指标定义不同，不宜混称为“全网中位数”。极值仍主要由 7 月上中旬的少数供需紧张时段驱动，投资判断应同时考虑收益分布及极端交易日贡献度。

▌前一完整交易日（T-1）5 分钟价格曲线（2026 年 7 月 26 日，星期日）

每个区域 288 个 5 分钟结算区间；横轴为 00:00–24:00（AEST，NEM 市场时间），纵轴为 A$0–300/MWh；▬ A$100/MWh 参考线，▬ A$200/MWh 参考线。

手机提示：图表可左右滑动查看细节。

NSW1 新南威尔士州

日均 A$91.20/MWh
最高 A$144.39 @ 20:15
最低 A$51.26 @ 11:50
全天电价为正
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

QLD1 昆士兰州

日均 A$62.78/MWh
最高 A$175.11 @ 21:05
最低 A$-5.00 @ 13:55
49 个负价时段
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

VIC1 维多利亚州

日均 A$60.52/MWh
最高 A$131.79 @ 20:55
最低 A$1.61 @ 10:40
全天电价为正
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

SA1 南澳州

日均 A$102.24/MWh
最高 A$144.36 @ 08:10
最低 A$52.21 @ 16:05
全天电价为正
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

TAS1 塔斯马尼亚州

日均 A$64.09/MWh
最高 A$119.24 @ 20:55
最低 A$0.22 @ 15:50
全天电价为正
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

资料来源：AEMO 汇总电价与需求数据（Aggregated Price & Demand CSV），采用 2026 年 6 月及 7 月文件；抓取日期、原始文件校验值及归档位置已记录于本期输入文件清单。前一完整交易日为 2026 年 7 月 26 日，按 00:00<结算时点≤次日 00:00 选取 288 个区间。

1.2 五区域电池储能系统（BESS）日内峰谷套利理论毛收益（本期 30 日滚动期分布）

2 小时 BESS 按 1 MW×2 小时=2 MWh 计，4 小时 BESS 按 1 MW×4 小时=4 MWh 计。下图比较单位功率对应的日内峰谷套利理论毛收益，不代表项目净收入、内部收益率（IRR）或 4 小时系统相对 2 小时系统的经济性结论。

测算边界：从每日 288 个 5 分钟 RRP 中计算“最高 N 小时滑动均价－最低 N 小时滑动均价”×N MWh，假设往返效率（RTE）为 100%、未来电价完全可知，且未计入能量损耗、电池衰减、辅助负荷、交易费用、边际损耗系数（MLF）、配电损耗系数（DLF）、实际充放电次序及可用率约束。因此，该指标仅用于市场横向初筛。P50 为日度理论毛收益中位数，P90 及贡献度最高的三个交易日占比用于描述收益尾部；项目估值应另行测算理论收益实现率为 32%/50%/65% 的情景，并与增量资本开支比较。

▌4 小时系统峰谷套利理论毛收益分布与高收益日集中度

区域P10P50P90均值贡献度最高的三个交易日占 30 日总额
NSW116823530524015.4%
QLD117629541829216.5%
VIC116728748445044.8%
SA114627356745545.0%
TAS116024636644054.3%

投资判断：两种口径下排名翻转，须同时列示：按中位数（典型交易日）为 QLD A$295 > VIC A$287 > SA A$273 > TAS A$246 > NSW A$235；按均值（含极端日期望值）则为 SA A$455 > VIC A$450 > TAS A$440 > QLD A$292 > NSW A$240。昆州在两个口径下分列第 1 与第 4。口径选择取决于收入结构：已签订长期协议或容量保障的资产看中位数，纯市场化敞口资产还须看均值与集中度。
塔州本期数字不可外推：其均值 A$440 高于自身 P90 A$366（比值 1.20），且贡献度最高的三个交易日占 30 日总额 54.3%，为五区域最高——说明该值主要由 7 月 8 日与 7 月 13 日（区域参考价格触及 A$23,200/MWh）两个极端交易日定义，不代表常态收益水平。南澳（45.0%）与维州（44.8%）的集中度亦偏高。
4 小时相对 2 小时的增量测算：按各区域中位数计算，增加第 3–4 小时带来的日增量为 NSW A$92、QLD A$133、VIC A$123、SA A$104、TAS A$106（A$/MW·日）；折算到新增的 2 MWh 储能电量，为 A$46–67/MWh·日，年化 A$16,800–24,300/MWh。若按本报告引用的约 32% 理论收益实现率折算，年化降至 A$5,400–7,800/MWh。据此，第 3–4 小时的增量投资难以由套利收益单独覆盖；长时配置的经济性主要来自容量支持机制（CIS/LTESA）、频率控制辅助服务与价格上限合约收入。上期作出最终投资决策的 Ark Energy Richmond Valley 项目配置约 8 小时并同时取得长期能源服务协议支持，与该结论一致。增量资本开支须另行取用官方造价数据核算，本报告不给估计值。NEMPulse 公布的 2026 年 6 月全市场现货及调频辅助服务（FCAS）理论收益实现率约 32%，仅作为市场层面参照，不应直接作为单个项目的固定假设。

二、行业动态（新闻及公告已核验至 2026 年 7 月 27 日 23:00（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 7 月 24 日至 27 日发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项；其中西澳容量市场分析所引用的官方报告为 AEMO 于 2026 年 6 月发布的年度基准文件，待开标招标为持续跟踪事项。每项均附原文链接，发布日期以原始发布方为准。周末两日（7 月 25 日至 26 日）无符合规模标准的新增披露。

2.1　政策与市场基础设施

西澳容量市场：自 2026-27 容量年起，电池须达到 7 小时时长才能获得全额容量信用，2027-28 年容量信用价格上调约 35%
RenewEconomy 于 7 月 27 日解读 AEMO《2026 年西澳批发电力市场电力机会声明（WEM ESOO，2026 年 6 月发布）》：在西澳储备容量机制（RCM）下，电池储能获得全额容量信用所需的时长自 2026-27 容量年起为 7 小时；随燃煤退役推进（州属燃煤机组计划 2030 年前退役，民营 Bluewaters 燃煤电站与 Synergy Pinjar 燃气调峰机组 2031 年后退出），该时长到 2030 年代中期或升至 8.5 小时。容量信用价格由 2026-27 年的 A$360,700/MW/年升至 2027-28 年的 A$488,500/MW/年（上调约 35%）；报告并提示，若在建容量不能按期投运，2035 年供给缺口最高可达 2,161 MW。
投资简评：西澳西南互联系统（SWIS）为独立于 NEM 的孤立电网，容量信用是当地储能项目最主要的合同化收入来源。对投资方而言，容量信用价格一年上调约 35%、时长门槛向 8 小时以上移动，直接抬升长时储能的合同化收益，并削弱 2–4 小时短时配置在西澳的相对竞争力。限制条件是上述数字取自 2026 年 6 月发布的年度报告、并非本期新增政策，且容量信用价格随后续周期供需变化，投资测算须以 AEMO 官方文件复核容量信用分配规则与项目实际获配量。
来源：RenewEconomy，7 月 27 日 · 英文原文（底层报告为 AEMO《2026 WEM ESOO》，2026 年 6 月发布；原始报告数字待取得官方文件后逐项核验）
AU数据中心用电规则接近定案：各州拟要求以新增可再生能源及配套灵活性调节资源完全对冲用电量，部长理事会 7 月 31 日开会
能源与气候变化部长理事会（ECMC）定于 7 月 31 日举行线上会议，讨论数据中心用电义务规则。此前除昆州外各州已原则同意：数据中心须以“新增”可再生能源发电及配套灵活性调节资源完全对冲其用电量，而不得仅购买绿色证书抵扣；澳大利亚能源市场委员会（AEMC）将于 7 月就相关规则与并网标准出具建议，联邦立法预计 2027 年推进。Climate Council 等机构已公开表态支持。
投资简评：若该义务成为全国规则，数据中心将形成一类新的企业级长期承购需求——为满足“新增＋完全对冲”要求，运营方需签订捆绑储能灵活性能力的长期购电安排，为大型电池储能提供市场化收入来源。限制条件是会议公报与 AEMC 建议文本尚未发布，义务的容量门槛与合规机制未定，现阶段不构成可执行的采购信号。
来源：RenewEconomy，7 月 27 日 · 英文原文
AUCIS 第 9 轮 5 GW 可再生发电招标已于 7 月 20 日截止，预计 11 月公布结果（持续跟踪）
联邦第 9 轮容量投资计划（CIS）面向 NEM 采购 5 GW 可再生发电，7 月 20 日截标，预计 11 月公布结果。截至本期，官方页面尚未披露投标量、投标人或项目名单，因此不对超额倍数和中标概率作推断。
来源：DCCEEW · Open CIS tenders

2.2　大型光储项目

QLDQuinbrook 就昆州 Lansdown 150 MW 光伏提交联邦环评申报：规划合计最高 500 MW 光伏及各厂址最高 250 MW/8 小时配建储能，为高纯硅制造园区供电
Quinbrook Infrastructure Partners 旗下开发平台 Private Energy Partners 于 7 月 27 日就 Lansdown Solar West 光伏项目（150 MW（交流侧），占地约 534 公顷）向联邦《环境保护与生物多样性保护法》（EPBC）提交环境影响申报。项目位于汤斯维尔（Townsville）以南约 40 公里的 Lansdown 生态工业区，为两个合计最高 500 MW 光伏项目中的第一个，各厂址另规划最高 250 MW/8 小时配建储能系统，目标 2028 年 1 月开工；所发电力拟供给同园区的 Northern Quartz Campus 高纯硅生产项目。同园区 780 MW/8 小时的 Supernode North 电池储能项目已于 2026 年 3 月获 EPBC 批准。
投资简评：该项目将大型光储与本土硅料制造负荷捆绑，位于北昆州既有生态工业区内，若制造园区落地，可为区域光储资产提供长期稳定的专属负荷、改善购电协议（PPA）结构。对投资方而言，其 8 小时储能规划与本期西澳容量市场的时长信号方向一致，进一步印证向长时储能倾斜趋势。限制条件是项目仅处环评申报（referral）阶段，高纯硅生产项目本身的最终投资决策与承购安排均未落定，距可投资节点尚远。
来源：RenewEconomy，7 月 27 日 · 英文原文
NSWArk Energy Richmond Valley 光储项目披露获批完整配置：435 MW 光伏 + 475 MW/3,148 MWh（持续跟踪）
上期报道的 Ark Energy Richmond Valley 光储一体化项目（新州北河地区，最终投资决策已于 7 月 21 日经母公司韩国锌业董事会批准，总投资约 A$13 亿）7 月 27 日经 Energy-Storage.News 跟进报道进一步披露：本次作出投资决策的为优先建设阶段（200 MW（交流侧）光伏 + 275 MW/2,200 MWh、约 8 小时储能），项目获批的完整配置为 435 MW 光伏 + 475 MW/3,148 MWh，经单一并网接入点接入 Transgrid 330 kV 电网；计划 2026 年 9 月完成融资交割、10 月开工、2029 年 1 月投运。
投资简评：对投资方而言，获批配置与首期规模之间的差额（235 MW 光伏与约 948 MWh 储能）构成后续扩建阶段的采购与融资观察对象；后续核查项为 9 月融资交割条款及 Hanwha 供货范围的确认（组件或电池系统，媒体表述不一，尚待公司披露）。
来源：Energy-Storage.News，7 月 27 日 · 英文原文 ｜ 首报见 RenewEconomy，7 月 24 日

2.3　供应链补充跟踪

VICAusNet 与晓星重工签署约 A$3 亿、为期五年的超高压变压器供货协议，锁定最多 45 台关键设备
维州输配电网运营商 AusNet 于 7 月 27 日宣布与韩国晓星重工（Hyosung Heavy Industries）签署约 A$3 亿（约 2.1 亿美元）、为期五年的供货协议，锁定最多 45 台输电变压器、电抗器及其他关键电力设备，用于强化维州输电网，支撑维州 2030 年 65%、2035 年 95% 的可再生能源发电目标，以及 2035 年至少 6.3 GW（2030 年中期目标 2.6 GW）的储能目标。
供应链研判：大型电力变压器全球交货周期普遍长达 3–5 年，是并网与输电工程的主要设备瓶颈之一。对投资方而言，AusNet 以长期框架协议锁定产能，降低了维州输电与并网工程的设备交付风险，对在维州排队并网的大型储能与光伏项目是交付确定性方面的利好；限制条件是协议未披露设备分配到哪些具体输电工程及首批交付时间，对单个项目并网时点的改善程度尚无法量化。
来源：pv magazine Australia，7 月 27 日 · 英文原文

三、结构性背景（已移入周报）

输电网架构与互联线潮流、边际损耗系数（MLF）子区域变动、五区域供电充裕度、以及储能供需与投资流向的年度基准， 这些内容按周或按年更新，日内不变，已统一移入《思源 · 澳洲新能源周报》，避免每日重复占用篇幅。
本期周报：https://sy-aus-energy-daily.pages.dev/weekly-2026-07-27
术语速查（NEM、BESS、MLF、CIS、LTESA 等）同样移入周报附录，日报不再每日重列。

附录 A：资料来源与查阅日期

  1. S01 · AEMO — Aggregated Price and Demand data （monthly data files;政府或企业一手资料；查阅 2026-07-27）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data
  2. S02 · RenewEconomy — Sweet spot for battery storage now 7 hours – growing to 8.5 hours – as coal exit looms （2026-07-27；行业媒体资料，基于 AEMO《2026 WEM ESOO》（2026 年 6 月发布）；查阅 2026-07-27）
    https://reneweconomy.com.au/sweet-spot-for-battery-storage-now-7-hours-growing-to-8-5-hours-as-coal-exit-looms/
  3. S03 · pv magazine Australia — AusNet sidesteps global supply chain concerns with transformers contract （2026-07-27；行业媒体资料；查阅 2026-07-27）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/27/ausnet-locks-in-supply-contract-for-ultra-high-voltage-power-transformers/
  4. S04 · RenewEconomy — Quinbrook seeks approval for large solar farms to help power Australia's push into making silicon for PV （2026-07-27；行业媒体资料；查阅 2026-07-27）
    https://reneweconomy.com.au/quinbrook-seeks-approval-for-large-solar-farms-to-help-power-australias-push-into-making-silicon-for-pv/
  5. S05 · RenewEconomy — Climate groups back push for data centres to BYO renewables, ahead of Friday ministers' meeting （2026-07-27；行业媒体资料；查阅 2026-07-27）
    https://reneweconomy.com.au/climate-groups-back-push-for-data-centres-to-byo-renewables-ahead-of-friday-ministers-meeting/
  6. S06 · Energy-Storage.News — Ark Energy locks in AU$1.3 billion for 2.2GWh solar-plus-storage site in New South Wales, Australia （2026-07-27；行业媒体资料；查阅 2026-07-27）
    https://www.energy-storage.news/ark-energy-locks-in-au1-3-billion-for-2-2gwh-solar-plus-storage-site-in-new-south-wales-australia/
  7. S07 · RenewEconomy — "Strong endorsement:" Australia's biggest solar-battery hybrid project locks in finance (Ark Energy Richmond Valley 首报) （2026-07-24；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://reneweconomy.com.au/strong-endorsement-australias-biggest-solar-battery-hybrid-project-locks-in-finance/
  8. S08 · DCCEEW — Open CIS tenders （live page;政府或企业一手资料；查阅 2026-07-27）
    https://www.dcceew.gov.au/energy/renewable/capacity-investment-scheme/open-cis-tenders
  9. S09 · AEMO — Marginal Loss Factors for the 2026-27 Financial Year （2026；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/security_and_reliability/loss_factors_and_regional_boundaries/2026-27/marginal-loss-factors-for-the-2026-27-financial-year.pdf
  10. S10 · AEMC — Market Price Cap updates for 2026-27 （2026；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.aemc.gov.au/news-centre/media-releases/aemc-updates-market-price-cap-2026-27
  11. S11 · AEMO — 2026 Integrated System Plan（2026 年 7 月发布；政府或企业一手资料；本期引用 p6/p7/p19 表 1/p22 表 2/p24/p29/p79 表 6/p84/p98 表 8；原文已存入本项目源文件库并记录 SHA-256，查阅 2026-07-26）
    官方专题页
  12. S12 · Clean Energy Council — Clean Energy Australia Report 2026（数据截止 2025-12-31；行业协会一手资料；本期引用 p7/p15/p16/p25/p26；原文已存入本项目源文件库并记录 SHA-256，查阅 2026-07-26）
    官方专题页
  13. S13 · 方法论 — BESS 日内峰谷套利理论毛收益测算方法与 MLF 概念

编制口径：聚焦大型地面电站项目：太阳能项目规模不低于 50 MW，独立 BESS 项目规模不低于 100 MW；光储一体化项目满足其中任一门槛即可纳入。地域范围包括 NEM 五个区域及西澳，不含户用或屋顶光伏、独立纯风电项目及思源自有项目。电价采用 AEMO 汇总电价与需求数据测算；项目事实优先引用政府、AEMO 或公司公告，行业媒体资料用于补充核验。

风险提示与免责声明：本报告仅供内部市场研究，不构成投资、投标或交易建议。日内峰谷套利理论毛收益未计入往返效率损失、电池衰减、辅助负荷、可用率、MLF/DLF、弃电、网络约束、交易费用、合同及对冲安排；极端价格时段还会受到调度、可用率及网络约束影响，理论收益可能无法实现。项目亦面临并网、审批、工期、资本开支、融资、供应链、政策合同及流动性风险。项目估值应以具体并网节点、合同条款及经审计数据为准。

资料截至：2026 年 7 月 27 日 23:00（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 7 月 28 日 AEST