最新一期往期日报本周周报数据与指标说明思源 · 澳洲新能源投资日报 · 内部参考
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2026 年 8 月 14 日 · 星期五 · 第 19 期

午间深谷这次落在昆州：连续 6.5 小时负价、时段均价 -A$10.03；同日维州、南澳、塔州零负价，南澳峰值还出现在午间——而 8 月 11 日全网电池放电创下 4,325 MW 新纪录，日内充放摆幅达 8.3 GW

前一完整交易日（8 月 13 日，星期四）谷段又换了区域。昆州全天 27.4% 的结算时段为负、连续负价 6.50 小时，午间 10:00—15:00 时段均价 -A$10.03，晚间 17:00—20:00 回到 A$102.77，当日 4 小时理论套利毛收益 A$462/MW·日、五区最高。而两周前连续深负的维州、南澳、塔州，这一天一个负价时段都没有——南澳最高价甚至出现在午间 11:15（A$155.90），维州与塔州午间均价 A$84.60 与 A$78.02。把 8 月 2 日至 13 日连起来看：谷段先在南部午间（连续 8.5 小时），再移到清晨 04—08 点（8 月 9 日），现在落到昆州午间——两周之内换了三个位置、三个区域。与此同时，8 月 11 日 18:25 全网电池放电创下 4,325 MW 纪录（前值 7 月 31 日的 4,131 MW），午间约 4 GW 充电、晚间 4.3 GW 放电，日内充放摆幅达 8.3 GW；放电峰值时电池供应了 NEM 用电量的 14.42%，同为纪录。装机已过 9,000 MW 的电池群集中在午间充、晚间放，本身就在抬高谷价、压低峰价——谷段之所以不断迁移，部分原因正是电池已经把最容易套利的那些谷填掉了。近 30 日五区域算术平均电价 A$72.58/MWh，较前一统计期下降 21%。

6.50 小时
前一交易日昆州连续负电价时长
午间时段均价 -A$10.03，4 小时套利 A$462 五区最高
4,325 MW
8 月 11 日全网电池放电纪录
日内充放摆幅 8.3 GW，占 NEM 用电 14.42%
零负价
同日维州、南澳、塔州负电价时段数
南澳峰值出现在午间 11:15（A$155.90）
新闻检索范围：2026 年 8 月 10 日 22:00 之后至 2026 年 8 月 13 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 8 月 13 日 23:00（AEST） · 电价统计期：2026 年 7 月 15 日至 2026 年 8 月 13 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 8 月 13 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】

本期把两件看似无关的事放在一起：谷段的位置，和电池自己的规模。前一完整交易日（8 月 13 日，星期四）午间深谷落在昆州——27.4% 时段为负、连续 6.50 小时，午间 10:00—15:00 时段均价 -A$10.03，当日 4 小时套利 A$462/MW·日、五区最高；而两周前连续 8.5 小时深负的维州、南澳、塔州，这天一个负价时段都没有，南澳最高价出现在午间 11:15。两周之内，谷段从南部午间 → 清晨 04—08 点 → 昆州午间，换了三个位置、三个区域。8 月 11 日的另一组数字提供了解释的线索：全网电池放电在 18:25 创下 4,325 MW 纪录，午间约 4 GW 充电、晚间 4.3 GW 放电，日内充放摆幅 8.3 GW；放电峰值时电池供应了 NEM 用电量的 14.42%，新州单州放电 1,776 MW 占该州用电 16.93%。同比看，全网放电增长 111%、新州增长 212%、维州午间充电增长 86%。装机已过 9,000 MW 的电池群在午间集中充、晚间集中放，本身就在抬谷压峰。这意味着谷段的迁移不只是天气和负荷的结果，也是套利行为自身的结果——哪个区域的谷最深、最容易赚，电池就往哪里充，谷也就先在那里被填平，价差随之转移到下一个区域。对测算方式的含义：用历史价差外推未来收益，会系统性高估——历史价差正是在电池装机更少的条件下形成的。评估新项目时应当假设：本区域当前最好的价差，会随着同区域储能投运而收窄，而收益的持续性更多取决于容量合同与辅助服务，而非现货价差本身。30 日口径上另有一处值得注意的变化：五区域算术平均电价 A$72.58/MWh，而五个区域中位数的算术平均 A$73.12/MWh 反而更高——这是本报告跟踪以来首次出现。昆州、维州、塔州三个区域的中位数都高于各自均价，说明拉低均值的已不再是少数极端高价日，而是频繁出现的负价与低价时段。价格分布的偏态方向变了。

前一交易日（8 月 13 日）· 昆州连续负电价
6.50 小时
午间 10:00—15:00 时段均价 -A$10.03
全天 27.4% 的结算时段为负，最低 -A$24.99（12:55）；晚间 17:00—20:00 回到 A$102.77，当日 4 小时理论套利毛收益 A$462/MW·日、五区最高。两周前深谷还在南部三区，现已迁至昆州。
资料来源：AEMO；思源投资测算
8 月 11 日 · 全网电池放电纪录
4,325 MW
18:25 · 前值 7 月 31 日 4,131 MW
午间约 4 GW 充电、晚间 4.3 GW 放电，日内充放摆幅 8.3 GW；放电峰值时电池供应 NEM 用电量的 14.42%，同为纪录。新州单州放电 1,776 MW，占该州用电 16.93%；维州午间充电 1,383.6 MW。
Energy-Storage.News，8 月 12 日
同日 · 维州、南澳、塔州负电价时段数
零
南澳最高价出现在午间 11:15
三区当日无一个负价时段。南澳午间 10:00—15:00 均价 A$90.78、最高 A$155.90（11:15）；维州 A$84.60、塔州 A$78.02。同日新州仅 3.8% 时段为负、最长连续 0.42 小时。谷段在区域之间迁移，而非同步出现。
资料来源：AEMO；思源投资测算
过去 30 个完整交易日 · 五区域算术平均电价
A$72.58
/MWh · 较前一 30 日统计期下降 21%
五个区域电价中位数的算术平均 A$73.12/MWh 反而高于均价，为本报告跟踪以来首次；五区域合并需求加权平均电价 A$77.23/MWh。昆州、维州、塔州三区中位数均高于各自均价——拉低均值的已不是少数极端高价日，而是频繁的负价与低价时段。
资料来源：AEMO；思源投资测算
30 日滚动期 · 南澳 4 小时套利理论毛收益中位数
A$377
/MW·日 · 本期五区域最高
维州 A$361、昆州 A$343、塔州 A$268、新州 A$259。昆州 2 小时中位数由上期 A$170 升至 A$217，升幅为五区最大，与其午间深谷出现的时点一致。
资料来源：AEMO；思源投资测算
新州 · Tomago 铝厂获 A$25 亿转型资金
950 MW
恒定负荷 · 2033 年 100% 可再生
联邦与州政府各出 A$12.5 亿，使其可再生电力成本下降约 A$35/MWh。该厂是澳洲最大用电户，转型需新增约 3,000 MW 风光，并由储能提供稳定出力保障。Tomago 自身至少投入 A$11 亿，另有 A$1 亿用于脱碳与需求响应；铝价高企时设有收益分享安排。直接就业逾 1,000 人。
RenewEconomy，8 月 12 日
新州 · 全州仅一座风电场在建
414 MW
煤电退役时间表不排除推迟
州能源部长表示会继续就延长煤电作出艰难决定，随后澄清延长并非其预期。新州现存四台煤机：Eraring（2.8 GW，已两度延期）、Bayswater（2033 年）、Mt Piper、Vales Point（时间表已滑期）。在建风电仅 Squadron 的 414 MW Uungula 一座，首批叶片刚到货。
RenewEconomy，8 月 12 日
昆州 · Edify 360 MW 光伏＋300 MW／4 小时储能融资交割
A$32 亿
14 家贷款方 · 2028 年投运
Ganymirra 与 Majors Creek 两个相邻场址按单一项目建设，是 Edify 第三、四个在容量投资计划支持下完成交割的项目。此前 Smoky Creek 与 Guthrie's Gap（600 MW 光伏＋600 MW／4 小时）以约 A$12 亿交割。工程总承包均授予 DT Infrastructure；预计约 A$4.5 亿流入区域供应链与本地就业。
RenewEconomy，8 月 13 日

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
谷段在区域之间迁移，且部分由储能自身造成两周内谷段从南部午间（8 月 2—3 日连续 8.5 小时）→ 清晨 04—08 点（8 月 9 日）→ 昆州午间（8 月 13 日连续 6.50 小时、时段均价 -A$10.03）。同期 8 月 11 日全网电池放电创 4,325 MW 纪录，日内充放摆幅 8.3 GW，装机已过 9,000 MW。把「同区域在建储能容量」列为价差预测的显式输入：电池往谷最深处充电，谷就先在那里被填平，价差随之转移。评估新项目时不要用本区域当前最好的价差做基准，而应假设其随同区域储能投运而收窄。催化因素：区域间价差轮动为多区域组合创造持续机会；风险因素：迁移节奏不可预测，单区域单资产的收益波动会放大。高每日滚动
用历史价差外推未来收益会系统性高估历史价差是在储能装机更少的条件下形成的。全网电池放电同比增长 111%（新州 212%），午间充电同比增长 86%（维州），装机超过 9,000 MW 且仍在快速增加。收益模型中对现货价差设置逐年衰减，而非按历史中位数持平外推；把容量合同（容量投资计划、长期能源服务协议、南澳电力可靠性保障机制）与辅助服务收入的占比作为项目质量的核心判据，而不是把它们当作套利之外的补充。催化因素：容量机制持续扩容，为长期收入提供锚；风险因素：衰减速率无公开基准可依，需自行设定并做敏感性分析。高每季度复核
价格分布的偏态方向发生了改变本期五区域算术平均电价 A$72.58/MWh，而五个区域中位数的算术平均 A$73.12/MWh 反而更高，为本报告跟踪以来首次。昆州、维州、塔州三区的中位数均高于各自均价。此前几期均价低于中位数是因为少数极端高价日被移出样本；现在方向反转，说明拉低均值的是频繁的负价与低价时段。对无合同资产而言，这意味着收入的下行风险来源从「错过尖峰」转为「低价时段过多」，两者对应的对冲工具不同——前者靠价格上限合约，后者靠容量或电量保底。催化因素：偏态稳定后可据此重设对冲结构；风险因素：单期观测，需连续几期确认是否为结构性变化。中高每日滚动
Tomago 铝厂：950 MW 恒定负荷，需新增约 3,000 MW 风光联邦与州政府各出 A$12.5 亿共 A$25 亿，使其可再生电力成本下降约 A$35/MWh，目标 2033 年 100% 可再生。该厂是澳洲最大用电户，恒定负荷约 950 MW。Tomago 自身至少投入 A$11 亿，另有 A$1 亿用于脱碳与需求响应；铝价高企时设有收益分享安排。潜在供电方包括 Squadron 的 Spicers Creek、Tilt 的 Liverpool Range、Acen 的 Valley of the Winds。这是新州未来数年最大的单一承购需求，且要求储能提供稳定出力保障——对具备新州并网位置的风光储项目是明确的承购窗口。关键在于时点：新增合同到 2028 年底仍不会全部投运，意味着签约会集中在此前完成。催化因素：具体供电合同陆续公布，形成可比价格；风险因素：收益分享条款细节未公布，实际承购价格与期限均未知。高供电合同公布
新州在建风电仅一座，煤电退役时间表不排除推迟州能源部长表示会继续就延长煤电作出艰难决定，随后澄清延长并非其预期。现存四台煤机：Eraring（2.8 GW，已两度延期）、Bayswater（2033 年）、Mt Piper、Vales Point（时间表已滑期）。在建风电仅 Squadron 的 414 MW Uungula。与上一条合看：新州同时出现 3,000 MW 的新增需求与近乎停滞的风电供给。这对已持有新州并网容量的项目是明确利好；同时也意味着煤电延寿的概率上升，对 2028—2030 年新州现货价格的预测应保留煤电延期情景。催化因素：Tomago 承购需求倒逼风电加速；风险因素：煤电延寿会压低新州价格中枢，与承购需求形成方向相反的作用。高煤电退役公告与风电开工
昆州午间深谷抬高其短时套利价值昆州 2 小时套利中位数由上期 A$170 升至 A$217，升幅为五区最大，与其午间深谷出现的时点一致；4 小时中位数 A$343，均值 A$370，前三日集中度 16.1% 为五区最低。昆州当前是分布最均匀、且短时套利改善最明显的区域，2 小时系统的相对经济性在此优于其他区域。但按上述第一条，这一优势会随昆州储能投运而收敛，不宜按当前价差锁定长期假设。催化因素：午间光伏渗透继续提高，谷段加深；风险因素：昆州在建储能规模大，价差收窄可能较快。中高每日滚动
大型项目的资本可得性明显改善本期三笔：Squadron Energy 完成 A$27 亿再融资（15 家银行），运营风电 1.5 GW、储备近 15 GW；Edify 昆州 Ganymirra 与 Majors Creek（360 MW 光伏＋300 MW／4 小时）以 A$32 亿交割，14 家贷款方；清洁能源金融公司 2026 财年承诺创纪录 A$91 亿，为上年 A$47 亿的两倍，其中 80% 投向输电现代化。银团规模（14—15 家）说明大型光储一体化项目的融资渠道已相当成熟，债务可得性不再是主要瓶颈；瓶颈转向并网与承购。项目筛选的权重应相应从「能否融到资」转向「有无并网位置与承购方」。催化因素：可比融资条款增多，压低融资成本；风险因素：Squadron 的再融资用途经更正后未明确指向新建电池，不宜据此推断其储能投资规模。中高后续项目交割条款

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 7 月 15 日 至 2026 年 8 月 13 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 82.94 86.85 80.00 531.85 @ 07/31 07:30 -18.51 @ 08/05 16:25 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 15 日至2026 年 7 月 15 日）下降 6%（中位数下降 1%）；负电价时段占比 1.7%
QLD1 65.22 70.90 67.84 294.40 @ 08/06 07:20 -25.01 @ 08/05 16:25 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 15 日至2026 年 7 月 15 日）下降 8%（中位数下降 6%）；负电价时段占比 10.2%
VIC1 63.17 67.88 67.21 529.63 @ 07/31 07:30 -504.65 @ 07/28 21:20 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 15 日至2026 年 7 月 15 日）下降 24%（中位数下降 9%）；负电价时段占比 11.5%
SA1 91.15 97.21 87.95 4,981.00 @ 07/31 02:35 -164.31 @ 07/27 17:30 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 15 日至2026 年 7 月 15 日）下降 36%（中位数上升 4%）；负电价时段占比 14.3%
TAS1 60.42 62.82 62.58 478.08 @ 07/31 07:30 -15.01 @ 08/02 12:40 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 15 日至2026 年 7 月 15 日）下降 22%（中位数下降 11%）；负电价时段占比 6.8%

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$72.58/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$77.23/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$73.12/MWh，五区域—时段合并样本（43,200 个区间）中位数为 A$72.59/MWh。四个数字的算法不同，不能互相替代，也不宜统称为“全网中位数”。本期中位数的算术平均首次高于算术均价（A$73.12 对 A$72.58），昆州、维州、塔州三区的中位数亦高于各自均价——拉低均值的已不是少数极端高价日，而是频繁出现的负价与低价时段，价格分布的偏态方向与此前几期相反。前一完整交易日（8 月 13 日，星期四）午间深谷落在昆州，维州、南澳、塔州无一个负价时段。投资判断应同时看收益分布与极端交易日的贡献度。

▌前一完整交易日（T-1）5 分钟价格曲线（2026 年 8 月 13 日，星期四）

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$78.00/MWh
最高 A$121.00 @ 17:45
最低 A$-10.50 @ 15:00
11 个负价时段
$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$53.67/MWh
最高 A$112.71 @ 17:45
最低 A$-24.99 @ 12:55
79 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$77.78/MWh
最高 A$148.75 @ 15:35
最低 A$0.00 @ 04:50
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$88.29/MWh
最高 A$155.90 @ 11:15
最低 A$0.00 @ 04:50
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$73.63/MWh
最高 A$134.57 @ 15:35
最低 A$4.83 @ 05:00
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 7 月及 8 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 8 月 13 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 50%/60%/65% 的情景（依据本项目《数据与指标说明》第 5 节；此前引用的 32% 出自含调频辅助服务收入的第三方口径，分子分母与本指标不一致，不可直接相乘），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
NSW118625949931220.7%
QLD122734351837016.1%
VIC117636148834817.5%
SA121837757946131.8%
TAS117626843130218.1%

投资判断：两个口径下排名仍不一致，须同时列示：按中位数（典型交易日）为 SA A$377 > VIC A$361 > QLD A$343 > TAS A$268 > NSW A$259；按均值（含极端交易日）则为 SA A$461 > QLD A$370 > VIC A$348 > NSW A$312 > TAS A$302。塔州按中位数排第 4、按均值排第 5，昆州则由第 3 升至第 2。
本期最值得注意的是昆州：其 2 小时套利中位数由上期 A$170 升至 A$217，升幅五区最大，与前一交易日昆州出现连续 6.50 小时午间深谷的时点一致；同时其前三日集中度 16.1% 为五区最低，收益按天分布最均匀，测算可信度最高。南澳集中度 31.8%、均值高出中位数 22%，基准仍应取中位数。
4 小时相对 2 小时的增量：按各区域中位数计算，第 3—4 小时带来的日增量为 NSW A$104、QLD A$126、VIC A$163、SA A$164、TAS A$105（A$/MW·日）；折算到新增的 2 MWh 储能电量为 A$52—82/MWh·日，年化 A$19,000—29,900/MWh。按本项目《数据与指标说明》的下限情景（理论收益实现率 50%）折算，年化降至 A$9,500—15,000/MWh。但本期需要对这组数字附加一条重要限制：8 月 11 日全网电池放电创 4,325 MW 纪录、日内充放摆幅达 8.3 GW，装机已过 9,000 MW 且同比放电增长 111%。上述价差是在这一装机水平下形成的，随同区域储能继续投运，价差本身会收窄——用当期价差外推项目全生命周期收益会系统性高估，应设置逐年衰减。第 3—4 小时的投资仍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、频率控制辅助服务与价格上限合约收入。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理论收益实现率约 32%，是市场层面的历史观测值，反映实际调度与完全预知价格之间的差距，不应直接套用为单个项目的假设。

二、行业动态（新闻及公告已核验至 2026 年 8 月 13 日 23:00（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 8 月 10 日 22:00 之后至 8 月 13 日发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项；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。

2.1　市场与储能运行

AU全网电池放电创 4,325 MW 新纪录，日内充放摆幅达 8.3 GW，放电峰值供应 NEM 用电量的 14.42%
8 月 11 日 18:25，NEM 电网侧电池放电达到 4,325 MW，超过 7 月 31 日的 4,131 MW 前值。当日午间约 4 GW 充电、晚间 4.3 GW 放电，日内充放摆幅 8.3 GW。放电峰值时电池供应了 NEM 用电量的 14.42%，同为纪录；新州单州放电 1,776 MW（18:00），占该州用电 16.93%；维州午间充电 1,383.6 MW（12:05）。同比看，全网放电增长 111%、新州增长 212%、维州午间充电增长 86%。电网侧电池装机已超过 9,000 MW；2026 财年新增并网 9.1 GW，电池占 75.4 GW 并网排队的 52%。数据来自 Global Power Energy 的 Geoff Eldridge。
投资简评：这组数字为本期的价格形态观察提供了机制解释：装机过 9,000 MW 的电池群在午间集中充、晚间集中放，本身就在抬高谷价、压低峰价。谷段之所以在区域之间不断迁移，部分原因正是电池优先去填最深的谷，填平之后价差便转移到下一个区域。对收益测算的直接含义：历史价差是在更低装机水平下形成的，用它外推会系统性高估，应对现货价差设置逐年衰减，并把容量合同与辅助服务收入的占比作为项目质量的核心判据。限制条件：数据源为第三方咨询机构基于公开调度数据的分析，非 AEMO 官方统计；单日纪录不等于常态，季节性与负荷水平影响很大。
来源：Energy-Storage.News，8 月 12 日

2.2　政策与需求侧

NSWTomago 铝厂获 A$25 亿转型资金：950 MW 恒定负荷，2033 年前需新增约 3,000 MW 风光，并由储能提供稳定出力保障
联邦与新州政府各出 A$12.5 亿、合计 A$25 亿，支持澳洲最大用电户 Tomago 铝厂由煤电转向风光。该厂位于纽卡斯尔，恒定负荷约 950 MW，接近基荷特性；资金使其可再生电力成本下降约 A$35/MWh。目标 2033 年 100% 可再生，转型需新增约 3,000 MW 风光，并由储能提供稳定出力保障；新签的可再生合同到 2028 年底仍不会全部投运。Tomago 自身至少投入 A$11 亿，另设 A$1 亿用于脱碳与需求响应；铝价高企时设有收益分享安排（细节未公布）。该厂直接就业逾 1,000 人、间接支撑约 5,000 人。潜在供电方在公告中未指定，报道提及 Squadron 的 Spicers Creek、Tilt Renewables 的 Liverpool Range、Acen 的 Valley of the Winds。
投资简评：这是新州未来数年最大的单一承购需求，而且明确要求储能提供稳定出力保障——对已持有新州并网位置的风光储项目是一个确定的承购窗口。关键在时点：新增合同到 2028 年底仍不会全部投运，意味着签约会集中在此之前完成，现在正是接触的时间点。与下一条合看更能说明问题：新州同时出现 3,000 MW 的新增需求与近乎停滞的风电供给。限制条件：收益分享条款细节未公布，实际承购价格与期限均未知；3,000 MW 是达成 100% 可再生所需的估算容量，不是已签约量。
来源：RenewEconomy，8 月 12 日
NSW新州不排除煤电退役时间表推迟：全州在建风电仅 414 MW 一座
新州能源部长 Penny Sharpe 就煤电退役表示“我们会继续就必须延长的机组作出艰难决定”，随后澄清延长并非其预期，而是需要审慎管理并尽快把可再生项目建起来。新州现存四台煤机：Eraring（2.8 GW，Origin 运营，已两度延期）、Bayswater（AGL，计划 2033 年关停）、Mt Piper（EnergyAustralia）、Vales Point（Sev.en Global Investments，时间表已滑期）；Liddell 已于 2023 年关停。当前全州在建风电仅 Squadron 的 414 MW Uungula 一座，首批叶片刚到货——报道以此说明庞大的项目储备推进乏力。同期 AGL 表示将按计划关停煤电，但要求政策确定性以支持新增风电投资。
投资简评：与上一条构成一组：新州一边出现 3,000 MW 的新增承购需求，一边风电供给近乎停滞。对已持有新州并网容量的项目，这是明确的议价窗口。但同时要把煤电延寿列入情景：Eraring 已两度延期、Vales Point 已滑期，若延寿成为常态，2028—2030 年新州现货价格中枢会被压低，与承购需求形成方向相反的作用。两种力量并存，意味着新州项目的收入结构应更多依赖长期合同而非现货敞口。限制条件：部长表态含糊且随后澄清，不构成政策变更；原文未给出替代容量的量化需求。
来源：RenewEconomy，8 月 12 日

2.3　资本与项目

QLDEdify 昆州 360 MW 光伏＋300 MW／4 小时储能以 A$32 亿完成融资交割，14 家贷款方
Edify Energy 就昆州 Ganymirra 与 Majors Creek 两个相邻场址完成融资交割，两者按单一项目建设，合计 360 MW 光伏＋300 MW／4 小时储能，总投资 A$32 亿，由 14 家本地与国际贷款方提供资金，计划 2028 年投运。这是 Edify 第三、四个在联邦容量投资计划支持下完成交割的项目；此前 Smoky Creek 与 Guthrie's Gap（600 MW 光伏＋600 MW／4 小时储能）以约 A$12 亿交割。工程总承包均授予 DT Infrastructure；预计约 A$4.5 亿通过区域供应链、本地就业与原住民企业流入当地。
投资简评：本报告 8 月 3 日曾报道 Smoky Creek 与 Guthrie's Gap 锁定 TCL 背接触组件供货，如今同一开发商的第三、四个项目完成交割，且总承包方一致——说明该开发商已形成可复制的交付模式，其组件与总承包选择对昆州同类项目具有参照价值。14 家贷款方的银团规模说明这类光储一体化项目的债务可得性已相当成熟。限制条件：承购安排未披露，无法据此判断收入结构中合同与现货的比例；2028 年投运，届时昆州储能装机水平与当前价差不可同日而语。
来源：RenewEconomy，8 月 13 日
AUSquadron Energy 完成 A$27 亿再融资，15 家银行参与；运营风电 1.5 GW、储备近 15 GW
Squadron Energy 完成 A$27 亿再融资，由 15 家银行提供。公司目前运营风电 1.5 GW，开发储备近 15 GW，本次融资覆盖在建的 414 MW Uungula 风电项目（含同址电池），不含 Clark Creek 一期。法律顾问 Herbert Smith Freehills Kramer 的 Gerard Pike 称，该安排提供了“灵活的无追索权融资，以便尽可能高效地把这些新项目推入建设”，为公司向电池与光储一体化项目扩张保留了空间。Squadron 由 Andrew Forrest 持有，另持有两座燃气电站与一个氢能项目。（报道其后更正：该资金未必专门用于新建电池。）
投资简评：这笔再融资的意义在融资结构而非用途：无追索权、15 家银行、覆盖在建项目，说明大型风电与同址储能的债务市场已相当深。Uungula 又是新州目前唯一在建的风电场，且 Squadron 的 Spicers Creek 被列为 Tomago 的潜在供电方之一——三条线索指向同一家开发商在新州供给侧的关键位置。限制条件：原报道关于资金用于新建电池的表述已被更正，不宜据此推断其储能投资规模；再融资本身不新增装机。
来源：RenewEconomy，8 月 13 日
AU清洁能源金融公司 2026 财年承诺创纪录 A$91 亿，为上年两倍；八成投向输电
清洁能源金融公司（CEFC）2026 财年承诺 A$91 亿，是上年 A$47 亿的两倍，完成 45 笔新交易；成立以来累计撬动的清洁能源项目价值突破 A$1,050 亿，每投入 1 澳元带动 3.40 澳元社会资本（历史比值 3.54）。本财年最大两笔均为输电：Marinus Link 一期 A$38 亿（塔州—维州 750 MW 海底互联线）、西北输电开发一期 A$12 亿；「重塑国家电网」基金合计 A$72 亿，占本财年承诺的 80%。另有 A$3.4 亿投向合计 1.2 GW 的大型可再生项目。即将卸任的首席执行官 Ian Learmonth 称，澳洲的清洁能源转型“已从目标走向执行”。
投资简评：八成资金投向输电而非发电，是本条最值得注意的信号：绿色银行判断当前的瓶颈在送出而非装机，这与本报告持续观察到的并网合规、送出受限等现象一致。对项目方的含义是，输电投产节奏将成为未来数年区域价差与弃电水平的主导变量；Marinus Link 一期落地后，塔州与维州之间的价差结构会显著改变，塔州项目的收益假设需要重算。限制条件：A$91 亿为承诺额而非放款额；输电项目工期长，短期内不改变现有送出条件。
来源：Energy-Storage.News，8 月 11 日

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-2026-08-10
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 2026-08-14）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data
  2. S02 · Energy-Storage.News — Australia: Battery storage systems hit record 4,325MW discharge as NEM cycling swing reaches 8.3GW（2026-08-12；行业媒体资料，数据源为 Global Power Energy 的 Geoff Eldridge；查阅 2026-08-14）
    https://www.energy-storage.news/australia-battery-storage-systems-hit-record-4325mw-discharge-as-nem-cycling-swing-reaches-8-3gw/
  3. S03 · RenewEconomy — Australia's biggest aluminium smelter gets $2.5 billion to help transition from coal to wind and solar（2026-08-12；行业媒体资料；查阅 2026-08-14）
    https://reneweconomy.com.au/australias-biggest-aluminium-smelter-gets-2-5-billion-to-help-transition-from-coal-to-wind-and-solar/
  4. S04 · RenewEconomy — NSW won't rule out slippages to coal closure timetable as first turbine deliveries highlight lack of new projects（2026-08-12；行业媒体资料；查阅 2026-08-14）
    https://reneweconomy.com.au/nsw-wont-rule-out-slippages-to-coal-closure-timetable-as-first-turbine-deliveries-highlight-lack-of-new-projects/
  5. S05 · RenewEconomy — Edify Energy reaches financial close on another Queensland solar hybrid（2026-08-13；行业媒体资料；查阅 2026-08-14）
    https://reneweconomy.com.au/edify-energy-reaches-financial-close-on-another-queensland-solar-hybrid/
  6. S06 · RenewEconomy — Squadron Energy lands $2.7 billion refinance deal to go big on batteries（2026-08-13；行业媒体资料，原文其后就资金用途作出更正；查阅 2026-08-14）
    https://reneweconomy.com.au/squadron-energy-lands-2-7-billion-refinance-deal-to-go-big-on-batteries/
  7. S07 · Energy-Storage.News — Australia's CEFC commits record AU$9.1 billion in FY26 as lifetime clean energy project value passes AU$105 billion（2026-08-11；行业媒体资料；查阅 2026-08-14）
    https://www.energy-storage.news/australias-cefc-commits-record-au9-1-billion-in-fy26-as-lifetime-clean-energy-project-value-passes-au105-billion/
  8. S08 · RenewEconomy — Coal will close to schedule, says AGL, but to build more wind we need policy certainty in return（2026-08-12；行业媒体资料；查阅 2026-08-14）
    https://reneweconomy.com.au/coal-will-close-to-schedule-says-agl-but-to-build-more-wind-we-need-policy-certainty-in-return/
  9. S09 · AEMO — 2026 Integrated System Plan（2026 年度基准源，数据截止见原文；政府或企业一手资料；查阅 2026-08-14）
    https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/integrated-system-plan-isp
  10. S10 · Clean Energy Council — Clean Energy Australia Report 2026（数据截止 2025-12-31；行业协会一手资料，原文已存入本项目源文件库并记录 SHA-256；查阅 2026-08-14）
    https://www.cleanenergycouncil.org.au/resources/resource-hub/clean-energy-australia-report
  11. S11 · AEMO — Marginal Loss Factors FY2026-27 — final report（终稿；政府或企业一手资料；查阅 2026-08-14）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/market-operations/loss-factors-and-regional-boundaries
  12. S12 · 说明文件 — 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 8 月 13 日 23:00（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 8 月 17 日 AEST