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 9 月 14 日 · 星期一 · 第 35 期

一周走完价格与价差的四种组合：南澳 9 月 10 日午间均价 −A$128/MWh、4 小时套利 A$1,115/MW·日为 30 日单日最高；周日大风叠加光伏，三区日均不足 A$11/MWh、昆州与塔州负价区间数创序列纪录；30 日套利中位数四区再升，新州 A$337 续创新高；ESEM 立法与规则咨询包放行、意见征集至 10 月 13 日，Waratah 第二次 SIPS 测试通过并首次近满功率充电，Mint 递交 375 MW 光伏＋3,000 MWh 八小时储能环评

本期覆盖 9 月 9—13 日五个交易日，一周之内价格与价差的四种组合齐现：低价高价差（9 月 7 日“有谷有峰”，上期已述）、高价低价差（9 月 8 日）、低价极端价差（9 月 10 日南澳 09—16 时均价 −A$128/MWh、最低 −A$294.71/MWh，晚峰 A$101.89，4 小时理论套利 A$1,115/MW·日，为 30 日单日最高、7 月 31 日以来最高；9 月 12 日南澳再现 −A$223.28，套利 A$684）、低价低价差（9 月 13 日周日全网大风叠加光伏，维州日均 A$5.16/MWh、66.7% 时段负价，晚峰最高仅 A$62—89/MWh，五区套利 A$227—340；昆州 110 个、塔州 186 个负价区间均为本报告序列纪录）。30 日口径：五区均价 A$55.00/MWh（较前一统计期下降 25%，南澳 −39%）；4 小时套利中位数四区回升，新州 A$337/MW·日续创跟踪以来新高，塔州 A$335 上行 8%；9 月 1—13 日均价 A$44.26/MWh、较 8 月同期低 32%，同期中位数四区高于 8 月全月。出力实证：9 月 11 日公用事业级光伏发电 68.4 GWh 为序列第 4 高、电池放电 20.3 GWh 为第 6 高；本周风电 685 GWh 较前一周减少 18%、光伏 423 GWh 增加 6%。政策端：能源与气候部长理事会（ECMC）放行电力服务准入机制（ESEM）的草案立法、初版规则与咨询文件，意见征集 9 月 14 日开启、10 月 13 日截止，12 月作最终立法决定，昆州不支持；维州 VicGrid 取消 Central North 可再生能源区（REZ），保留五个陆上 REZ 合计 16.9 GW 承载容量；AEMC 委员披露 Pilbara 共用输电已识别四个优先项目、最高 A$30 亿优惠融资。项目端：Waratah 超级电池 9 月 11 日完成第二次系统完整性保护方案（SIPS）测试并首次以接近 850 MW 充电；Mint Renewables 为新州 Magpie Hill（375 MW 光伏＋375 MW/3,000 MWh、8 小时）递交联邦环评；昆州 Swanbank 枢纽三座电池（在运 250 MW、在批 180 MW 与 500 MW）竞逐同一并网容量，Zebre 的 Noblevale 电池获环评免评；UGL 拿下 APA Sybella 光储 EPC（矿山长协至 2046 年）。资本端：行业会议信号“已批未建”资产的中段流动性消失、新州 2030 年前表前储能缺口约 40 GWh；Whyalla 钢厂高炉永久关停、路径锁定电弧炉；Snowy 2.0 成本复核逾期 11 个月未公布。

A$1,115
南澳 9 月 10 日 4 小时理论套利（/MW·日）
30 日单日最高、7 月 31 日以来最高；午间 09—16 时均价 −A$128/MWh，49 个区间低于 −A$100
A$5.16
维州 9 月 13 日（周日）日均电价（/MWh）
66.7% 时段负价；南澳 A$10.71、塔州 A$8.30；昆州与塔州单日负价区间数创序列纪录
A$337
新州 30 日 4 小时套利中位数（/MW·日）
续创跟踪以来新高（前一期 A$330）；南澳 A$436、维州 A$379、塔州 A$335 同步上行
新闻检索范围：2026 年 9 月 9 日 23:30 之后至 2026 年 9 月 14 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 9 月 14 日 23:30（AEST） · 电价统计期：2026 年 8 月 15 日至2026 年 9 月 13 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 9 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】

一周之内，价格与价差的四种组合全部出现——这是春季储能收益模型最好的一组样本。低价高价差：9 月 7 日“有谷有峰”，五区 4 小时套利 A$468—538/MW·日（上期已述）。高价低价差：9 月 8 日五区日均 A$65—79/MWh 却只有 A$351—397 的中位数套利。低价极端价差：9 月 10 日南澳日均仅 A$9.10/MWh，09—16 时均价 −A$128/MWh、100 个负价区间中 49 个低于 −A$100/MWh、最低 −A$294.71/MWh @ 13:20（序列第二低，仅次于 8 月 19 日的 −A$496.77），晚峰 A$101.89/MWh @ 18:40——4 小时理论套利 A$1,115/MW·日，为 30 日单日最高、7 月 31 日以来最高（远低于 6 月价格尖峰日的水平，属午间负价而非晚峰尖峰驱动）；9 月 12 日（周六）南澳再现 −A$223.28/MWh、套利 A$684（30 日第 2）。低价低价差：9 月 13 日（周日）00—07 时风电维持 6,500—7,400 MW、白天光伏叠加，维州日均 A$5.16/MWh、66.7% 时段负价，南澳 A$10.71、塔州 A$8.30/MWh，新州 A$42.16 与昆州 A$37.39 分别为序列第 4 与第 3 低；晚峰最高仅 A$62—89/MWh（新州、昆州的日内最高价出现在 04:55），五区套利 A$227—340/MW·日；昆州 110 个、塔州 186 个负价区间均为本报告序列（4 月以来）纪录，电池群当日放电仅 13.1 GWh、峰值 3,067 MW。周内其余：9 月 9 日塔州 17:55 单区间尖峰 A$320.36/MWh；9 月 11 日南部三区 07:00 清晨尖峰 A$155—174/MWh，公用事业级光伏发电 68.4 GWh、峰值 7,862 MW 分别为序列第 4 与第 8 高，电池放电 20.3 GWh 为第 6 高、充电峰值 4,244 MW 为第 5 高；9 月 12 日放电峰值 4,203 MW 为第 7 高。本周风电 685 GWh 较前一周（840 GWh）减少 18%，光伏 423 GWh 增加 6%，电池充电 144 GWh、放电 118 GWh 均高于前一周。30 日口径（8 月 15 日至 9 月 13 日）：五区域算术平均电价 A$55.00/MWh，较前一统计期下降 25%（南澳 −39%、新州 −21%、维州 −21%、塔州 −20%、昆州 −17%），对比期含 7 月下旬高价段；4 小时套利中位数南澳 A$436 > 维州 A$379 > 昆州 A$354 > 新州 A$337 > 塔州 A$335，四区较前一期上行，新州续创新高、塔州上行 8%，南澳均值 A$451 高于中位数、集中度升至 18.0%——两个极端负价日正在增厚南澳的右侧尾部。9 月 1—13 日五区均价 A$44.26/MWh，较 8 月同期低 32%；同期 4 小时中位数南澳 A$443、维州 A$379、昆州 A$357、新州 A$353、塔州 A$351/MW·日，四区高于 8 月全月、昆州持平——价格低三成、价差不降的脱钩关系已延续半个月。政策与机制：ECMC 于 9 月 11 日（据发布日推算）放行 ESEM 一揽子咨询材料——草案立法、初版规则与咨询文件，意见征集 9 月 14 日至 10 月 13 日（另一份文件至 10 月 2 日），12 月会议作最终立法决定，2027 年 2 月起第二轮《国家电力规则》配套法规咨询，2027 年底给出指示性动员计划；同批含做市义务（MMO）与价格响应资源参与框架，维州海上风电拍卖、南澳 Firm Energy Reliability Mechanism、新州电力基础设施路线图被纳入范围；公报载明昆州不支持。这是 2030 年后接替容量投资计划（CIS）的投资底层制度，10 月 13 日前是影响条款设计的最后窗口。VicGrid 以“既有与在建光伏已占满电网剩余容量”为由取消 Central North REZ，保留 Central Highlands 4 GW、Gippsland 5.2 GW、North West 1.7 GW、South West 3.6 GW、Western 2.4 GW 五个陆上 REZ——维州 REZ 之外拿地的期权价值下降、REZ 内接入权更稀缺。AEMC 委员在珀斯演讲披露 Pilbara 共用输电已识别四个优先项目、Rewiring the Nation 提供最高 A$30 亿优惠融资，Marsden Jacob 测算 25 年可节省逾 A$300 亿。项目端：Waratah 超级电池 9 月 11 日下午完成第二次 SIPS 测试（约 700 MW 持续约两小时），随后首次以接近 850 MW 满功率充电，正式满容量商运与 SIPS 合同生效仍待公告；Mint Renewables 为新州 Tarago 的 Magpie Hill 项目（375 MW 光伏＋375 MW/3,000 MWh、8 小时）递交联邦环评，拟 2028 年中开工、2030 年中投运，是继 Ark Energy Richmond Valley 之后又一个把 8 小时储能与光伏同址捆绑的大型申报；昆州 Swanbank 退役煤矿场址已形成在运 CleanCo 250 MW/500 MWh、在批 Octopus Blackstone 500 MW/2,000 MWh 与新获环评免评的 Zebre Noblevale 180 MW/360 MWh 三项目竞逐同一并网容量的格局；UGL 拿下 APA 昆州 Mount Isa 的 Sybella 光储（电池 104 MWh，光伏功率未披露）EPC，项目总投资约 A$2.59 亿、与 Evolution Mining 的供电协议至 2046 年。资本与行业信号：悉尼电池资产管理峰会上，新州 2030 年前需 52—53 GWh 表前储能、在运与在建仅约 12.5 GWh，“拿到接入要约就自称可开工”的项目不再有溢价，已批未建资产的中段流动性消失、资金向早期地块与已投运两端聚集——对以并购进入的买方是中段窗口，但须自备工程与并网执行能力；Whyalla 钢厂燃煤高炉永久关停，路径锁定电弧炉，南澳北部将出现对电价高度敏感的大工业负荷（时间表未披露）；Snowy 2.0 详细成本复核逾期 11 个月未公布，联邦新任两名董事，媒体推测的成本数字不可作模型输入；英国 RSK 收购规划咨询公司 Cogency（金额未披露），养老金支持的 600 MW Monogorilby 风储园区（电池规模未披露）拟 2030/31 年开工。

南澳 · 9 月 10 日 4 小时理论套利
A$1,115
/MW·日 · 30 日单日最高 · 7 月 31 日以来最高
午间 09—16 时均价 −A$128/MWh，49 个区间低于 −A$100，最低 −A$294.71 @ 13:20（序列第二低）；晚峰 A$101.89 @ 18:40。9 月 12 日再现 −A$223.28、套利 A$684（30 日第 2）。
来源：AEMO；思源投资测算
9 月 13 日（周日）· 维州日均电价（低价低价差）
A$5.16
/MWh · 66.7% 时段负价 · 五区套利仅 A$227—340
凌晨风电 6,500—7,400 MW 叠加白天光伏；南澳 A$10.71、塔州 A$8.30/MWh；昆州 110 个、塔州 186 个负价区间均为序列纪录；晚峰最高仅 A$62—89/MWh。
来源：AEMO NEMWEB；思源投资测算
新州 4 小时套利中位数（30 日）
A$337
/MW·日 · 续创跟踪以来新高（前一期 A$330）
南澳 A$436、维州 A$379、昆州 A$354、新州 A$337、塔州 A$335/MW·日（前一期 424/366/358/330/310）——四区上行，塔州 +8%；集中度 15.6%—18.0%。
来源：AEMO；思源投资测算
30 日五区域算术平均电价
A$55.00
/MWh · 统计期 8 月 15 日至 9 月 13 日
合并需求加权 A$62.25/MWh；较前一统计期（7 月 16 日至 8 月 14 日）下降 25%，南澳 −39%。9 月 1—13 日均价 A$44.26/MWh（较 8 月同期低 32%），负价占比南澳 32.1%、维州 23.1%。
来源：AEMO；思源投资测算
公用事业级光伏日发电量（9 月 11 日，本报告测算）
68.4 GWh
序列第 4 高 · 峰值 7,862 MW @10:10（第 8 高）
同日电池放电 20.3 GWh（序列第 6 高）、充电峰值 4,244 MW（第 5 高）；9 月 12 日放电峰值 4,203 MW（第 7 高）。本周风电 685 GWh 较前一周减少 18%，光伏 423 GWh 增加 6%。
来源：AEMO NEMWEB；思源投资测算
ESEM 立法与规则咨询包放行：2030 年后接替 CIS 的投资机制进入意见征集
10 月 13 日
意见截止 · 9 月 14 日开启 · 12 月 ECMC 定案
草案立法、初版规则与咨询文件同批放行，含做市义务（MMO）与价格响应资源框架；昆州不支持。2027 年 2 月起配套法规咨询、2027 年底指示性动员计划。
来源：RenewEconomy（引 ECMC 公报）
Mint Renewables 递交 Magpie Hill 光储环评：8 小时储能与光伏同址
3,000 MWh
375 MW/8 小时 · 光伏 375 MW · 新州 Tarago
拟 2028 年中开工、2030 年中投运，占地 1,222 公顷；继 Ark Energy Richmond Valley 后又一长时储能同址申报。仅为环评递交，编号与州级审批未见。
来源：PV Tech
Waratah 超级电池第二次 SIPS 测试通过，首次近满功率充电
850 MW
9 月 11 日 · 约 700 MW 放电两小时后反向充电
SIPS 合同义务 700 MW，Transgrid 实时监控 36 条线路；正式满容量商运与合同生效仍待公告；额定电量两源分别记 1,650 与 1,680 MWh。
来源：RenewEconomy；WattClarity

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
一周四种组合：价格与价差是两个变量，储能看价差分布、光伏看午间实现电价（判断维持并升级为已验证）9 月 7—13 日先后出现低价高价差（9 月 7 日五区 A$468—538/MW·日）、高价低价差（9 月 8 日五区日均 A$65—79/MWh、套利 A$351—397）、低价极端价差（9 月 10 日南澳 A$1,115，午间均价 −A$128/MWh）、低价低价差（9 月 13 日维州日均 A$5.16/MWh、套利 A$227，五区 A$227—340）。储能收益模型的自变量是午间充电价格与晚峰放电价格，不是日均价：用均价筛区域会把 9 月 8 日当好日子、把 9 月 10 日当坏日子。无合约光伏相反，9 月 10 日与 13 日的午间负价意味着实际弃电或负收入。两类资产的月度复盘按“套利分布”与“午间实现电价”分别做，不共用一张价格表。催化因素：春季晴天与午后风弱的组合；风险因素：连续大风周末令两端同时塌陷。高每日滚动
南澳极端负价日成为收益右侧尾部的主来源：9 月 10 日 A$1,115、9 月 12 日 A$684南澳 30 日 4 小时套利均值 A$451 高于中位数 A$436，集中度升至 18.0%，前三高日为 9 月 10 日（1,115）、9 月 12 日（684）与 9 月 3 日（635）。9 月 10 日午间 100 个负价区间中 49 个低于 −A$100/MWh，最低 −A$294.71，为序列第二低；9 月 12 日 −A$223.28 为第三低。南澳 9 月 1—13 日负电价时段占比 32.1%，为五区最高。南澳的收益分布正变成“中枢抬升＋右侧极端日增厚”：极端日的收益来自充电端“被付费”，取决于午间负价深度，而负价深度受 AEMO 最低需求干预措施与集中式光伏受令停机影响，可持续性弱于晚峰驱动的收益。南澳标的估值用完整分布、融资基准取低分位（P10 A$302），把极端日收益作为上行情景而非基准。催化因素：春季最低需求纪录再刷新；风险因素：AEMO 干预压缩负价深度、新增电池吸收午间过剩。中高南澳午间负价深度与 AEMO 干预动态
周日样本：大风叠加光伏＝低价低价差，昆州、塔州负价区间数创序列纪录，电池放电只有 13.1 GWh9 月 13 日 00—07 时全网风电 6,500—7,400 MW，白天光伏 50.2 GWh：维州 192 个、南澳 209 个、塔州 186 个负价区间（塔州为序列纪录），昆州 110 个（序列纪录）、新州 84 个；新州、昆州日内最高价出现在 04:55（A$88.88、A$79.63/MWh），晚峰五区最高仅 A$62—89/MWh；电池放电 13.1 GWh、峰值 3,067 MW（序列第 98 高），充电 20.3 GWh。入夜风电决定晚峰有无的判断再次成立，且大风周末会把工作日“有谷”的优势一并抹掉——春季周末与工作日的收益分布应分开建模；周末放电峰值低不是装机问题而是价差问题。跟踪 17—22 时风电出力与周末负价区间数。催化因素：周末晴朗少风；风险因素：春季大风周末频次上升。高每周一复盘周末两日
持续跟踪：套利底部再抬升，新州续创新高、塔州上行 8%；9 月上半月中位数四区高于 8 月全月30 日 4 小时套利中位数南澳 A$436、维州 A$379、昆州 A$354、新州 A$337、塔州 A$335/MW·日，较前一期四区上行（昆州 358→354 微降）；9 月 1—13 日中位数南澳 A$443、维州 A$379、昆州 A$357、新州 A$353、塔州 A$351，四区高于 8 月全月、昆州持平，而同期均价较 8 月同期低 32%。维持“底部抬升＋收益假设逐年衰减”框架；9 月样本 13 个交易日，月末复核。塔州中位数一个月内由 A$300 升至 A$335，来自晚峰与清晨尖峰并存，其分布仍最分散（P10 A$149），估值不能只看中位数。催化因素：春季晴朗少风日；风险因素：新增装机放量压缩晚峰、连续大风日。中高每日滚动；9 月全月于月末复核
ESEM 咨询包放行：2030 年后收入结构的底层制度进入意见征集，10 月 13 日前是最后窗口ECMC 放行 ESEM 草案立法、初版规则与咨询文件，意见征集 9 月 14 日至 10 月 13 日（另一份至 10 月 2 日）；12 月作最终立法决定，2027 年 2 月起配套法规咨询，2027 年底给出指示性动员计划；同批含做市义务（MMO）与价格响应资源框架；昆州不支持，其能源部长缺席。对 2030 年后投产或续约的光储项目，ESEM 直接决定 CIS 到期后的收入结构（准入合同形态、firming 上限、做市义务对流动性的影响）；应在 10 月 13 日前提交意见或至少逐条跟踪草案条款，重点是储能是否单列准入类别、合同期限与价格上限、与 CIS/LTESA 存量合同的衔接。昆州的不支持意味着州际执行差异可能延续。催化因素：12 月 ECMC 定案；风险因素：草案复杂度高（Grattan 称“过于复杂”），条款在咨询后大改。中高10 月 13 日意见截止 / 12 月 ECMC 会议
并网容量取代审批成为真实瓶颈：维州取消 Central North REZ，昆州 Swanbank 枢纽三电池争同一接入，新州“已批未建”资产中段流动性消失VicGrid 因既有与在建光伏已占满剩余电网容量取消 Central North REZ，保留五个陆上 REZ 合计 16.9 GW；Swanbank 场址在运 250 MW/500 MWh、在批 500 MW/2,000 MWh 与 180 MW/360 MWh（Zebre Noblevale 获环评免评，拟 2027 年 9 月开工）竞逐同一变电站；悉尼峰会：新州 2030 年前需 52—53 GWh 表前储能、在运与在建约 12.5 GWh，“拿到接入要约就自称可开工”的项目不再有溢价，投资向早期地块与已投运两端聚集，新州能源安全公司瞄准受阻并网点。对拟进入的资产，接入排队位次与变电站剩余容量的价值高于土地与批文；尽调把“并网协议阶段、断面剩余容量、同一节点竞争者”作为首要项。对以并购进入的买方，已批未建的中段资产折价是窗口，但要自备工程与并网执行能力——不能按“批文到退出”的旧模式估值。维州：REZ 内接入权的分配价格是估值关键变量。催化因素：VicGrid 输电计划公布 REZ 接入分配规则；风险因素：新州储能缺口数字出处未注明，须回路线图文件核。中高VicGrid 接入规则 / Swanbank 各项目接入协议
长时储能与系统服务型电池：Waratah 二测通过、Magpie Hill 8 小时申报、Snowy 2.0 复核逾期Waratah 9 月 11 日完成第二次 SIPS 测试（约 700 MW 两小时）并首次以接近 850 MW 充电，目标 2026 年底恢复满 850 MW；Mint Magpie Hill 375 MW 光伏＋375 MW/3,000 MWh（8 小时）递交联邦环评，2030 年中投运；Snowy 2.0 原定 9 个月的成本复核逾期 11 个月未公布，媒体推测成本或升至 A$200 亿以上（非官方口径）。系统服务合同型电池的商业模式已两次实测验证，Transgrid 后续同类采购的定价参照更充分；8 小时储能的申报增多与 Snowy 2.0 的不确定性共同指向 2030 年前后长时容量的缺口——长时项目的可融资性仍取决于 LTESA/ESEM 合约而非价差外推。核查项：Waratah 正式满容量商运公告、额定电量口径（1,650 或 1,680 MWh，以 AEMO 注册为准）、Magpie Hill 环评编号。催化因素：Snowy 2.0 复核公布、新州 LTESA 长时储能招标结果（预计年底）；风险因素：媒体成本数字不可入模。中Snowy 复核公布 / 年底 LTESA 结果

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 8 月 15 日 至 2026 年 9 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 65.63 70.32 68.03 299.99 @ 08/27 06:30 -18.51 @ 09/01 11:30 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 16 日至2026 年 8 月 14 日）下降 21%（中位数下降 15%）；负电价时段占比 6.0%
QLD1 54.25 59.76 62.73 289.69 @ 08/27 06:30 -35.00 @ 09/03 14:40 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 16 日至2026 年 8 月 14 日）下降 17%（中位数下降 8%）；负电价时段占比 13.4%
VIC1 49.90 55.07 46.59 406.01 @ 08/20 09:10 -60.91 @ 09/04 19:35 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 16 日至2026 年 8 月 14 日）下降 21%（中位数下降 32%）；负电价时段占比 14.7%
SA1 56.55 66.59 61.97 375.79 @ 08/21 18:35 -496.77 @ 08/19 13:30 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 16 日至2026 年 8 月 14 日）下降 39%（中位数下降 30%）；负电价时段占比 19.8%
TAS1 48.69 51.02 47.22 374.26 @ 08/20 09:10 -58.91 @ 09/01 11:20 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 16 日至2026 年 8 月 14 日）下降 20%（中位数下降 25%）；负电价时段占比 12.4%

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$55.00/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$62.25/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$57.31/MWh，五区域—时段合并样本（43,200 个区间）中位数为 A$60.30/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”。本期统计期为 8 月 15 日至 9 月 13 日；五区域算术平均较前一统计期（7 月 16 日至 8 月 14 日，A$72.88/MWh）下降 25%，对比期含 7 月下旬高价段，南澳（−39%）贡献最大，其余四区下降 17%—21%。前一完整交易日（9 月 13 日，星期日）呈“低价低价差”组合：凌晨风电维持高位叠加白天光伏，五区均出现大面积负价——新州 84 个（29.2%）、昆州 110 个（38.2%，序列纪录）、维州 192 个（66.7%）、南澳 209 个（72.6%）、塔州 186 个（64.6%，序列纪录）；新州与昆州的日内最高价出现在 04:55（A$88.88、A$79.63/MWh），维州 20:25 A$65.00、南澳 21:05 A$80.44、塔州 20:25 A$62.58/MWh，晚峰整体偏弱。出力数字取自本报告自建出力库（AEMO NEMWEB 逐机组数据，公开），公用事业级光伏不含屋顶光伏。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 9 月 13 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$42.16/MWh
最高 A$88.88 @ 04:55
最低 A$-10.50 @ 11:00
84 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$37.39/MWh
最高 A$79.63 @ 04:55
最低 A$-12.60 @ 13:50
110 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$5.16/MWh
最高 A$65.00 @ 20:25
最低 A$-16.54 @ 08:10
192 个 5 分钟区间为负
$300 $250 $200 $150 $100 $50 $0 00:00 06:00 12:00 18:00 24:00

SA1 南澳州

日均 A$10.71/MWh
最高 A$80.44 @ 21:05
最低 A$-19.04 @ 13:25
日内波动 NEM 最剧（209 个负价区间）
$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$8.30/MWh
最高 A$62.58 @ 20:25
最低 A$-15.01 @ 07:45
186 个负价时段
$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 8 月及 9 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 9 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
NSW116533754033717.6%
QLD128535448536215.6%
VIC117237951536216.4%
SA130243663545118.0%
TAS114933546832516.2%

投资判断：套利底部再抬升，新州续创新高、塔州跳升：按中位数（典型交易日）为 SA A$436 > VIC A$379 > QLD A$354 > NSW A$337 > TAS A$335；按均值（含极端交易日）为 SA A$451 > QLD A$362 ≈ VIC A$362 > NSW A$337 > TAS A$325（单位均为 /MW·日）。较前一期（9 月 9 日，统计期 8 月 10 日至 9 月 8 日）四区中位数上行（南澳 424→436、维州 366→379、新州 330→337、塔州 310→335），昆州 358→354 微降；新州续创跟踪以来新高。南澳均值高于中位数、集中度升至 18.0%，前三高日为 9 月 10 日（A$1,115）、9 月 12 日（A$684）与 9 月 3 日（A$635）。
本周五个交易日的对照：9 月 9 日五区 A$335—388（南澳 −A$101.02 的午间低价与塔州 17:55 单区间 A$320.36 尖峰并存）；9 月 10 日南澳日均仅 A$9.10/MWh，09—16 时均价 −A$128/MWh，晚峰 A$101.89，4 小时套利 A$1,115/MW·日为 30 日单日最高、7 月 31 日以来最高（远低于 6 月 21—22 日价格尖峰日的水平，属午间负价驱动），其余四区 A$151—379；9 月 11 日南部三区 07:00 清晨尖峰 A$155—174/MWh，维州 A$409、南澳 A$450；9 月 12 日南澳 −A$223.28 再造 A$684，维州、塔州 A$354—379；9 月 13 日大风周日五区 A$227—340，维州 A$227 为 30 日第 24 位。南澳单日套利一周内从 A$313 到 A$1,115——离散度由午间负价深度决定。出力实证：9 月 11 日公用事业级光伏 68.4 GWh（序列第 4 高）、电池放电 20.3 GWh（第 6 高）、充电峰值 4,244 MW（第 5 高）；9 月 12 日放电峰值 4,203 MW（第 7 高）；9 月 13 日放电 13.1 GWh、峰值 3,067 MW——低价差日电池吞吐量同步下降，“峰值由装机决定、吞吐量由价差决定”再次成立。
4 小时相对 2 小时的增量：按各区域中位数计算，第 3—4 小时的日增量为 NSW A$152、QLD A$167、VIC A$167、SA A$191、TAS A$145（A$/MW·日）；折算到新增 2 MWh 储能电量为 A$73—96/MWh·日，年化约 A$26,000—35,000/MWh。按本项目《数据与指标说明》的分级测算，上述为 S1 连续窗口值；计入时序约束与 87% 往返效率（S3）后约为理论上限的 74%—90%。监管与规模约束不变：用当期价差外推全生命周期收益会系统性高估，应设逐年衰减。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。

二、行业动态（新闻及公告已核验至 2026 年 9 月 14 日 23:30（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 9 月 9 日 23:30 之后至 9 月 14 日（含周末）发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项。经核实，本窗口内没有新的 CIS 授标或招标动作（西澳 Tender 11 投标至 10 月 22 日）、新州 LTESA 授标（Tender 8、9 结果预计年底）、输电项目里程碑或 A$5,000 万以上已确认的并购成交；Ark Energy Richmond Valley 财务关闭（9 月目标）仍无公告；AEMO 与 AER 官网对机器访问拦截，相关事项以官方公报的媒体转述与侧证核对。

2.1　政策与电网机制

全国能源与气候部长理事会放行 ESEM 立法与规则咨询包：意见征集 9 月 14 日至 10 月 13 日，12 月定案；昆州不支持
RenewEconomy 9 月 14 日报道，能源与气候部长理事会（ECMC，主席 Chris Bowen）在上周五（据发布日推算为 9 月 11 日）的会议上同意发布电力服务准入机制（ESEM）的一揽子咨询材料——草案立法、初版规则与咨询文件。ESEM 源自 Nelson 主持的 NEM 批发市场设置复核，拟于 2030 年后接替容量投资计划（CIS）成为批发市场的主投资机制；同批放行的还有做市义务（MMO）以及提升价格响应资源可见度与参与方式的框架。主包意见征集至 10 月 13 日（另一份文件至 10 月 2 日；energy.gov.au 页面摘要载明“9 月 14 日开启”），2026 年 12 月 ECMC 会议作最终立法决定，2027 年 2 月起进行第二轮配套法规咨询，2027 年底给出 ESEM 指示性动员计划。维州海上风电拍卖、南澳 Firm Energy Reliability Mechanism 与新州电力基础设施路线图被纳入机制范围。会议公报载明昆士兰不支持发布该包，昆州能源部长缺席。UNSW 的 Dylan McConnell 称其“在多个方面极为雄心勃勃”，Grattan 的 Alison Reeve 认为改革“过于复杂”。
投资简评：ESEM 是 2030 年后澳洲电力投资的定价与合约底层制度，直接决定 CIS 到期后新建光储的收入结构；10 月 13 日前是行业实质影响条款设计的最后窗口，有 2030 年后投产或续约项目的投资方应提交意见或逐条跟踪草案（储能是否单列准入类别、合同期限与价格上限、与 CIS/LTESA 存量合同的衔接）。昆州的不支持意味着州际执行差异可能延续。限制条件：ECMC 公报原文页未能直接打开，会议确切日期与“昆州不支持”的原文措辞待回官方公报核对；两个截止日分别对应哪份文件尚不明确；目前只是草案。
来源：RenewEconomy，9 月 14 日
VICVicGrid 取消 Central North 可再生能源区：既有与在建光伏已占满剩余电网容量，维州保留五个陆上 REZ 合计 16.9 GW
pv magazine Australia 9 月 11 日报道，维州 REZ 协调机构 VicGrid 决定不再推进 Central North 可再生能源区（REZ）：该区域既有与在建光伏已使电网“可供新项目使用的容量有限”，且“剩余容量大多会在 REZ 新接入制度实施前被分配完”；社区在生物多样性、洪水风险与农业用地方面亦有反对。保留的五个陆上 REZ 及承载容量为 Central Highlands 4 GW、Gippsland 5.2 GW、North West 1.7 GW、South West 3.6 GW、Western 2.4 GW（合计 16.9 GW，为本报告相加）。VicGrid 表示不排除未来经维州输电计划流程在该区域重新评估。清洁能源委员会的 Jackie Trad 警告：Yallourn 将于 2028 年关停，该决定制造了供电不确定性。
投资简评：维州把 REZ 从“规划画圈”收回到“以实际可用并网容量为准”，REZ 之外拿地开发的期权价值下降，五个保留 REZ 内接入权的稀缺性上升，其分配规则与价格将是维州资产估值的关键变量；Central North 区域内已有项目的接入不受影响，但后来者的排队位次基本封顶。核查项：原拟承载容量与受影响项目名单未披露，VicGrid 一手公告与输电计划时间表本期未能直接核对。
来源：pv magazine Australia，9 月 11 日
AEMC 委员珀斯演讲：Pilbara 共用输电已识别四个优先项目，Rewiring the Nation 最高 A$30 亿优惠融资
AEMC 委员 Sally McMahon 9 月 10 日在西澳能源会议的演讲（AEMC 官网 9 月 10 日发布）：NEM 层面减排目标已纳入国家电力目标，ISP 通过“可执行项目”把规划与受监管输电交付挂钩，未来网络监管复核进行中；新州 REZ 配套使输电所有权与运营可竞争的并行交付机制；西澳 SWIS 由 Western Power 交付 Clean Energy Link 计划；Pilbara 从私有孤岛式基础设施转向共用输电，已识别四个优先项目，由 Rewiring the Nation 提供最高 A$30 亿优惠融资，Marsden Jacob 测算协调化方案 25 年可较碎片化方案节省逾 A$300 亿。
投资简评：Pilbara 共用输电从概念进入“四个优先项目＋优惠融资”的可执行阶段，是西澳矿业负荷绿电化的前置条件，拟在西北互联系统布局光储的投资方应跟踪项目清单与融资条款。限制条件：四个项目名称与 A$30 亿分配方式未在演讲稿列出，须回 Rewiring the Nation 与西澳州政府文件核；演讲属监管机构观点陈述，非规则决定。
来源：AEMC 演讲稿，9 月 10 日（直接核对）
NSWSnowy Hydro 董事会新增两名董事；Snowy 2.0 成本复核逾期 11 个月未公布（成本数字为媒体推测）
联邦部长 Chris Bowen 与 Katy Gallagher 9 月 14 日任命前自由党领袖 Sussan Ley 与前 Powerlink 首席执行官、AEMO 前高管 Merryn York 进入 Snowy Hydro 董事会。Snowy 2.0 原定九个月完成的详细成本复核已逾期 11 个月未发布；报道中的成本“推测”为由此前的 A$120 亿升至 A$200 亿以上、计入利息与输电支出可能高至 A$400 亿——均非官方口径；承包商 WeBuild 近期在澳增聘公关人员，Snowy Hydro 拒绝就时间置评。
投资简评：若 Snowy 2.0 再次重设成本与工期，ISP 中 2030 年前后的长时储能填充会出现缺口，对 4—8 小时电池与其他抽蓄方案的容量合约定价是支撑；输电背景董事入局可能预示项目边界（含输电）重划。限制条件：成本数字全部为媒体推测，不可用于任何模型，以官方复核报告为准。
来源：RenewEconomy，9 月 14 日

2.2　大型项目

NSWWaratah 超级电池 9 月 11 日完成第二次 SIPS 测试（约 700 MW 两小时），随后首次以接近 850 MW 充电
WattClarity 基于调度数据的分析与 RenewEconomy 9 月 12 日报道：Akaysha Energy 的 Waratah 超级电池于 9 月 11 日（周五）下午约 13:05 起以约 700 MW 持续放电约两小时，完成第二次系统完整性保护方案（SIPS）测试，随后 16:20 前后反向以接近满载 850 MW 充电，为该项目有史以来最大充电功率；此前 9 月 9 日完成首次 SIPS 义务演示（放电 701 MW），9 月 7 日曾短暂达到 850 MW 出力。SIPS 合同（与 Transgrid）义务为 700 MW，Transgrid 可协调电池放电与发电机出力调整、实时监控 36 条输电线路，配对抵消项目为 Metz 光伏、Sapphire 风电与 Tumut 抽蓄；项目自 2024 年底以临时方式运行，2025 年 10 月主变故障后降至 350 MW，2026 年 6 月恢复 700 MW，目标 2026 年底恢复满 850 MW。Akaysha 首席执行官 Nick Carter 称“电站表现良好”。额定电量两源不一致（RenewEconomy 1,650 MWh、Energy-Storage.news 1,680 MWh），本报告此前沿用 1,680 MWh，以 AEMO 注册容量为准。
投资简评：连续两次 SIPS 测试通过加首次满功率充电，Waratah 距 SIPS 合同正式生效只差 AEMO 与 Transgrid 的验证；一旦生效，新州 Central-West Orana 与 New England 方向的输电传输限额可放宽，对该走廊上等待并网容量的光储项目是直接利好，对新州晚峰价差则是边际利空。核查项：正式满容量商运或合同生效公告仍未见；850 MW 满功率持续放电能力尚未验证。
来源：RenewEconomy，9 月 12 日；WattClarity，9 月 11 日
NSWMint Renewables 为 Magpie Hill（375 MW 光伏＋375 MW/3,000 MWh 八小时储能）递交联邦环评：2028 年中开工、2030 年中投运
PV Tech 9 月 11 日报道，Mint Renewables 将新州 Tarago 西南约 6 公里、Bungendore 东北约 17 公里的 Magpie Hill 光储项目（光伏 375 MW，电池 375 MW/3,000 MWh、8 小时）提交联邦《环境保护与生物多样性保护法》（EPBC）评估申报：占地约 1,222 公顷的自由持有农地，Mulwaree River 将场址分为南北两块并横跨两个地方政府辖区；拟 2028 年中开工、建设约 24 个月、2030 年中投运，设计寿命 30—35 年，施工高峰约 328 个全职当量岗位；场内识别 1 种受威胁植物，设计调整后保留全部 8 棵树并设 30 米缓冲区，河道周边设 100 米禁建区。
投资简评：继 Ark Energy Richmond Valley（275 MW/2,200 MWh）之后又一个把 8 小时储能与光伏同址捆绑的大型申报，反映开发商对 LTESA 与 ESEM 下长时储能溢价的预期；Tarago 靠近新州东南负荷中心，并网与土地条件优于远端 REZ。限制条件：仅为环评递交而非批准，受理编号与提交日期未披露，州级审批进度未提及，单一媒体来源。
来源：PV Tech，9 月 11 日
QLDSwanbank 枢纽三座电池竞逐同一并网容量：Zebre 的 Noblevale（180 MW/360 MWh）获联邦环评免评，拟 2027 年 9 月开工
RenewEconomy 与 Energy-Storage.news 9 月 14 日报道，Zebre 位于昆州 Ipswich 附近 Swanbank 工业区（原煤矿用地）的 Noblevale 电池（180 MW/360 MWh、2 小时）被联邦裁定为“非受控行为”（免作 EPBC 评估），理由为避开考拉栖息地，另移除 17 棵原生乔木，计划 2027 年 9 月开工。同一场址已有 CleanCo 的 Swanbank 电池（250 MW/500 MWh，2026 年内投运）与 Octopus 的 Blackstone 电池（500 MW/2,000 MWh，上期已报，拟年底开工、2029 年全面投运）——一地合计 930 MW/2,860 MWh 在运或在批，紧邻既有变电站、位于输电线下方。Zebre 的股东背景两源不一致（一称墨尔本本地公司，一称台湾 HD Renewable Energy 与澳洲 ZEN Energy 的合资公司），本期未能核实。
投资简评：退役煤电与煤矿场址正在形成“多项目共用存量并网容量”的格局，并网容量而非审批成为真实瓶颈——对拟进入昆州东南的储能资产，接入排队位次的价值高于拿地。限制条件：EPBC 裁定日期未披露；Zebre 资本实力因股东信息冲突无法判断。
来源：RenewEconomy，9 月 14 日；Energy-Storage.news，9 月 14 日
QLDUGL 拿下 APA 昆州 Mount Isa 的 Sybella 光储 EPC：电池 104 MWh，总投资约 A$2.59 亿，与 Evolution Mining 供电协议至 2046 年
pv magazine Australia、ESS News 与 PV Tech 9 月 14 日同日报道：APA Group 位于昆州 Mount Isa 的 Sybella 光伏＋电池项目由 UGL 承担设计、采购、施工与调试的 EPC，电池 104 MWh（光伏功率未披露），APA 最终投资决定时的总投资约 A$2.59 亿；2026 年底开工、2028 年中完工；承购为与 Evolution Mining 的长期供电协议，期限至 2046 年中。这是 UGL 的第 16 个光伏电站与第 12 个电池项目，此前为 APA 交付了 Dugald River 光伏（88 MW）与 Port Hedland 电池。
投资简评：“矿山长协＋弱网光储”路线的又一单，20 年期供电协议说明矿业用户愿意承担长周期电价风险，对远端光储的可融资性是正面样本，也再次确认 UGL 在光储 EPC 的集中度。限制条件：光伏功率未披露，电池以电量口径（104 MWh）计，不作为规模条目，按 EPC 与矿业长协记录；A$2.59 亿与美元等值口径以 APA 公告为准。
来源：pv magazine Australia，9 月 14 日；ESS News，9 月 14 日

2.3　资本与产业方

NSW行业会议信号：新州 2030 年前表前储能缺口约 40 GWh，“拿到接入要约就自称可开工”的项目不再有溢价，已批未建资产的中段流动性消失
Energy-Storage.news 9 月 10 日对悉尼电池资产管理峰会的报道：与会者称新州到 2030 年需要 52—53 GWh 表前储能投运，目前在运或在建仅约 12.5 GWh；Pottinger 首席执行官 John Sheehy 称“可开工”阶段曾有的风投式回报已经消失，把拿到接入要约就称作可开工的开发商“成了笑柄”；Aquila Clean Energy 的 Thomas Schmitz 称现在启动 4 小时电池的开发商正面临 2 小时电池此前遇到的同类问题；Baker & McKenzie 的 Raymond Lou 称融资与承购可得性仍是最终投资决定的核心障碍；新州能源安全公司首席执行官 Paul Peters 称该机构承担私人资本不愿承担的特定项目风险，瞄准悉尼、纽卡斯尔等受阻并网点的储能。独立与混合电池项目的中段流动性“蒸发”，投资向早期地块与已投运资产两端聚集。
投资简评：对澳洲储能开发商退出路径的直接警示——已批未建资产折价、两端受追捧；对以并购进入的买方，中段折价是窗口，但须自备工程与并网执行能力，不能按“批文到退出”的旧模式估值。限制条件：观点为与会者个人判断；52—53 GWh 与 12.5 GWh 的出处未注明，须回新州电力基础设施路线图文件核对。
来源：Energy-Storage.news，9 月 10 日
SAWhyalla 钢厂燃煤高炉永久关停、逾 500 个岗位裁撤：路径锁定电弧炉，南澳北部将出现对电价敏感的大工业负荷
RenewEconomy 9 月 14 日报道，管理人 KordaMentha 与南澳政府宣布永久关闭 Whyalla 钢厂自 2026 年 4 月已停机的燃煤高炉，逾 500 个岗位裁撤；该厂为澳洲仅有的两家钢厂之一，承担全国 75% 的结构钢产量。联邦 2025 年 2 月承诺 A$24 亿支持钢厂存续（其中最高 A$5 亿用于即时援助），南澳州另有 A$5,000 万运营效率基金与氢能就业计划资源。Climate Energy Finance 的 Tim Buckley 主张优先建设可再生能源驱动的电弧炉。
投资简评：高炉退役把 Whyalla 的路径锁定到电弧炉，意味着南澳北部会出现一块对电价与供电稳定性高度敏感的大工业负荷与绿电需求，对南澳 Firm Energy Reliability Mechanism 容量合同与该区域光储、输电资产是中期支撑。限制条件：电弧炉的时间表、容量与电力需求量均未披露，“确定性负荷”为本报告推断；氢能计划资金去向未说明。
来源：RenewEconomy，9 月 14 日
资本动向两则：英国 RSK 收购澳洲规划咨询公司 Cogency（金额未披露）；养老金支持的 600 MW Monogorilby 风储园区拟 2030/31 年开工（电池规模未披露）
RSK Group 收购成立于 2022 年的规划咨询公司 Cogency（为风、光、储开发商提供规划审批、环评与社区沟通服务，参与过 Akaysha Glenrowan 电池 400 MW/1,600 MWh、Gamuda Hazelwood North 光伏 450 MW 等项目），交易金额未披露；RSK 2021 年进入澳洲、已在澳新运营 19 家公司，今年 7 月另收购 Biota。另据 RenewEconomy，LP Renewables 与 Intera Renewables 在昆州东南 Mundubbera 以南提出 Monogorilby 风储园区（最多 100 台风机、约 600 MW，配套电池规模未披露），背后为 Aware Super 与 Hesta（经 Palisade），处于早期开发、预计 2030/31 年开工。
投资简评：开发瓶颈由“找地”转向“过审批”，国际服务商把规划、环评与社区沟通能力打包并购，独立开发商的外部顾问成本上升；昆州审批正在收紧，仍有养老金资本为 2030 年后开工的项目做前期投入，真实价值节点在审批而非建设。限制条件：两条均未达本报告并购金额或储能规模门槛，按供应链整合与机构资本动向记录。
来源：RenewEconomy，9 月 14 日；RenewEconomy，9 月 14 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-2026-09-14
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 2026-09-14）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data
  2. S02 · AEMO — NEMWEB Dispatch_SCADA（逐机组 5 分钟出力）（公开数据，本报告聚合为区域 × 燃料类型出力库；查阅 2026-09-14）
    https://nemweb.com.au/Reports/Current/Dispatch_SCADA/
  3. S03 · RenewEconomy — "Incredibly ambitious" electricity market reforms given express track by energy ministers（2026-09-14；行业媒体转述 ECMC 公报；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/incredibly-ambitious-electricity-market-reforms-given-express-track-by-energy-ministers/
  4. S04 · pv magazine Australia — Future renewable energy zones still on the table after Victoria scraps proposed REZ（2026-09-11；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/09/11/future-renewable-energy-zones-still-on-the-table-after-victoria-scraps-proposed-rez/
  5. S05 · AEMC — Transmission transition: what's going on over east and what can we learn（Sally McMahon 演讲）（2026-09-10；政府或企业一手资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.aemc.gov.au/news-centre/speeches/transmission-transition-what-going-over-east-and-what-can-we-learn
  6. S06 · RenewEconomy — Former Liberal leader appointed to Snowy Hydro board as market awaits another Snowy 2.0 reset（2026-09-14；行业媒体资料，成本数字为推测；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/breaking-former-liberal-leader-appointed-to-snowy-hydro-board-as-market-awaits-another-snowy-2-0-reset/
  7. S07 · RenewEconomy — Australia's most powerful battery flexes muscles with second "shock absorber" test and biggest ever charge（2026-09-12；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/australias-most-powerful-battery-flexes-muscles-with-second-shock-absorber-test-and-biggest-every-charge/
  8. S08 · WattClarity — Second SIPS testing completed at Waratah Super Battery on Friday afternoon 11th September 2026（2026-09-11；基于 NEM 调度数据的分析；查阅 2026-09-14）
    https://wattclarity.com.au/articles/2026/09/second-sips-testing-completed-at-waratah-super-battery-on-friday-afternoon-11th-september-2026/
  9. S09 · PV Tech — Mint Renewables submits 375MW solar-plus-storage site to Australia's EPBC Act（2026-09-11；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.pv-tech.org/mint-renewables-submits-375mw-solar-plus-storage-site-to-australias-epbc-act/
  10. S10 · RenewEconomy — Another two big batteries compete for grid access at new energy hub located next to shuttered coal generators（2026-09-14；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/another-two-big-batteries-compete-for-grid-access-at-new-energy-hub-located-next-to-shuttered-coal-generators/
  11. S11 · Energy-Storage.news — Lava Blue commissions Australia's first grid NAS battery as Zebre sees 360MWh BESS waved through EPBC Act（2026-09-14；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.energy-storage.news/lava-blue-commissions-australias-first-grid-nas-battery-as-zebre-sees-360mwh-bess-waved-through-epbc-act/
  12. S12 · pv magazine Australia — UGL bags EPC job on APA's Sybella solar and battery project for Mount Isa（2026-09-14；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/09/14/ugl-bags-epc-job-on-apas-sybella-solar-and-battery-project-for-mount-isa/
  13. S13 · ESS News — UGL bags EPC job on APA's Sybella solar and 104 MWh battery project in Australia（2026-09-14；行业媒体资料，交叉印证；查阅 2026-09-14）
    https://www.ess-news.com/2026/09/14/ugl-bags-epc-job-on-apas-sybella-solar-and-104-mwh-battery-project-in-australia/
  14. S14 · Energy-Storage.news — "Ready-to-build" projects become "laughing stock" as venture capital-style returns disappear in Australia（2026-09-10；行业媒体会议报道，观点为与会者个人判断；查阅 2026-09-14）
    https://www.energy-storage.news/ready-to-build-projects-become-laughing-stock-as-venture-capital-style-returns-disappear-in-australia/
  15. S15 · RenewEconomy — Administrators call time on Whyalla steelworks coal furnace "delusion", hundreds of jobs to go（2026-09-14；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/administrators-call-time-on-whyalla-steelworks-coal-furnace-delusion-hundreds-of-jobs-to-go/
  16. S16 · RenewEconomy — UK group snaps up leading wind, solar and battery consultancy as part of Australian buying spree（2026-09-14；行业媒体资料，金额未披露；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/uk-group-snaps-up-leading-wind-solar-and-battery-consultancy-as-part-of-australian-buying-spree/
  17. S17 · RenewEconomy — New wind and battery energy park backed by super funds proposed for south-east Queensland（2026-09-14；行业媒体资料；查阅 2026-09-14）
    https://reneweconomy.com.au/new-wind-and-battery-energy-park-backed-by-super-funds-proposed-for-south-east-queensland/
  18. S18 · AEMO — 2026 Integrated System Plan（2026 年度基准源；政府或企业一手资料；查阅 2026-09-14）
    https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/integrated-system-plan-isp
  19. S19 · Clean Energy Council — Clean Energy Australia Report 2026（数据截止 2025-12-31；行业协会一手资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.cleanenergycouncil.org.au/resources/resource-hub/clean-energy-australia-report
  20. S20 · AEMO — Marginal Loss Factors FY2026-27 — final report（终稿；政府或企业一手资料；查阅 2026-09-14）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/market-operations/loss-factors-and-regional-boundaries
  21. S21 · 说明文件 — BESS 日内峰谷套利理论毛收益测算方法与 MLF 概念（分阶段测算框架见《数据与指标说明》第五节）

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 9 月 14 日 23:30（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 9 月 15 日 AEST