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 21 日 · 星期一 · 第 37 期

南北分裂的周日：南部三区日均电价为负（南澳 −A$25.67/MWh、全天最高仅 A$27.89），新州与昆州 21:45 尖峰 A$384—446，昆州 4 小时套利 A$569；30 日套利中位数五区全线上行、四区创序列新高；上周光伏日发电 75.0 GWh 与电池充电峰值 4,671 MW 均创纪录；NEM 最低市场需求 9,072 MW 与可再生占比 80.5% 同创纪录，Liddell 电池全面商运、新州第二轮 firming 四项目（1 GW/3 GWh）全部投运，Anthropic 签下峰值 2.16 GW 的数据中心租约

本期覆盖 9 月 15—20 日六个交易日。前一完整交易日（9 月 20 日，星期日）是南北分裂日：南部全天大风（维州风电 58 GWh、南澳 29 GWh）叠加光伏，南澳日均 −A$25.67、维州 −A$20.54、塔州 −A$10.26/MWh，均为本报告序列（4 月以来）最低；南澳 93.8% 的时段负价、全天最高仅 A$27.89/MWh，17—22 时均价 −A$19.8/MWh——连晚峰都是负价，4 小时套利只有 A$260/MW·日（30 日第 28 位）。同日新州、昆州保有晚峰（17—22 时 A$109—116/MWh），并在 21:45 出现 A$384.09、A$446.01/MWh 的单区间尖峰，昆州套利 A$569（30 日第 2 高）、新州 A$527。周内：9 月 16 日南澳午间最低 −A$282.76/MWh、套利 A$949（30 日第 2 高）；9 月 18 日公用事业级光伏 75.0 GWh、9 月 19 日电池充电峰值 4,671 MW 均创序列纪录，放电峰值 4,664 MW 为第 2 高。30 日口径：五区均价 A$51.81/MWh（较前一统计期下降 23%，南澳 −43%）；4 小时套利中位数五区全线上行——南澳 A$446、维州 A$386、昆州 A$379、新州 A$374、塔州 A$353/MW·日，新州、昆州、维州、塔州为序列最高；9 月 1—20 日均价 A$42.04/MWh、较 8 月同期低 33%，同期中位数五区全部高于 8 月。系统层面与本报告的价格观察互为印证：9 月 20 日 12:55 NEM 市场需求降至 9,072 MW 的历史最低，9 月 19 日可再生能源占需求比重首次超过 80%（80.5%），弃电峰值 11,109 MW、屋顶光伏 16,993 MW 同创纪录（第三方数据读数）。供给端：AGL Liddell 电池（500 MW/1,000 MWh）全面商运，新州第二轮 firming 招标四个项目合计 1 GW/3 GWh 全部投运；Wooreen（350 MW/1,400 MWh）与 Tailem Bend 3（204 MW/408 MWh）进入 AEMO 市场管理系统开始调试；Alinta Reeves Plains（250 MW/1,000 MWh）首批 CATL 电池到货；Flow Power 的 Bennetts Creek（100 MW/223 MWh）以无承购、银行债加股东支持的结构动工；西澳 Synergy 的 Tathra 风光储（含最高 500 MW 电池）获联邦环评批准。需求与政策端：Anthropic 承租 Zerra DC 昆州 Western Downs 数据园区首栋大厅，园区峰值 2.16 GW（供电来源两种说法并存、须经外国投资审查），联邦数据中心咨询文件被批留有“巨大漏洞”。资本与成本端：Palisade 收购 3.2 GWh 电池开发项目；光伏业界就 48% 钢管反倾销税联名致函，称跟踪支架成本上升 20%—35% 且追溯至 2025 年 9 月。

−A$25.67
南澳 9 月 20 日（周日）日均电价（/MWh）
序列最低；93.8% 时段负价、全天最高仅 A$27.89、晚峰均价 −A$19.8；维州 −A$20.54、塔州 −A$10.26 同为序列最低
A$569
昆州 9 月 20 日 4 小时理论套利（/MW·日）
30 日第 2 高；21:45 单区间尖峰 A$446.01/MWh；同日南澳仅 A$260（第 28）——南北分裂
A$374
新州 30 日 4 小时套利中位数（/MW·日）
序列最高（上期 A$337）；五区全线上行，南澳 A$446、维州 A$386、昆州 A$379、塔州 A$353
新闻检索范围：2026 年 9 月 15 日 23:00 之后至 2026 年 9 月 21 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 9 月 21 日 23:50（AEST） · 电价统计期：2026 年 8 月 22 日至2026 年 9 月 20 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 9 月 20 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】

9 月 20 日（周日）是春季以来区域分化最极端的一天：南部三区日均电价全部为负、且均为本报告序列（4 月以来）最低，北部两区却保有晚峰并拉出 A$384—446/MWh 的尖峰——同一天，昆州 4 小时理论套利 A$569/MW·日（30 日第 2 高），南澳只有 A$260（第 28 位）。南部：全网风电 131.5 GWh 中维州占 58 GWh、南澳 29 GWh，白天再叠加光伏，南澳 270 个负价区间（93.8%）、维州 247 个（85.8%）、塔州 238 个（82.6%，序列纪录）；南澳日均 −A$25.67/MWh、全天最高仅 A$27.89（00:10）、最低 −A$100.00（17:45），17—22 时均价 −A$19.8/MWh——晚峰时段仍是负价，电池在南澳既无高价可放，套利只剩午间更负与傍晚略负之间的差；维州日均 −A$20.54、塔州 −A$10.26/MWh（塔州 14:00 有一个 A$270.06 的单区间尖峰）。北部：新州、昆州各 106 个负价区间（36.8%），午间 10—15 时均价约 −A$9/MWh，晚峰 17—22 时 A$108.8、A$116.1/MWh，21:45 单区间尖峰新州 A$384.09、昆州 A$446.01/MWh（30 日最高价）；4 小时套利昆州 A$569、新州 A$527。同一晚峰时段南澳与昆州的均价相差约 A$136/MWh。全网电池当日放电仅 12.1 GWh（序列第 113）、充电 21.8 GWh（第 10 高）——南部电池无处可放。周内其余五日：9 月 15 日大风日五区 A$279—346；9 月 16 日南澳午间 10—15 时均价 −A$83.6/MWh、最低 −A$282.76/MWh，套利 A$949 为 30 日第 2 高（第 1 为 9 月 10 日的 A$1,115）；9 月 17 日风电仅 70 GWh、五区 A$408—523；9 月 18 日公用事业级光伏 75.0 GWh 创序列纪录（峰值 8,022 MW），南部入夜风起、维州 17—22 时均价仅 A$12.5/MWh；9 月 19 日电池充电峰值 4,671 MW 创序列纪录、放电峰值 4,664 MW 为序列第 2 高（仅次于 8 月 23 日的 4,723 MW），南澳 A$578、维州 A$509。本周风电 771 GWh 较前一周增加 13%、光伏 445 GWh 增加 5%、黑煤 1,370 GWh 减少 7%。30 日口径（8 月 22 日至 9 月 20 日）：五区域算术平均电价 A$51.81/MWh，较前一统计期下降 23%（南澳 −43%、维州 −19%、新州 −18%、塔州 −17%、昆州 −9%）；中位数上，新州（−2%）与昆州（＋0.5%）基本持平，降幅集中在南部三区（−22% 至 −38%）。4 小时套利中位数五区全线上行：南澳 A$446、维州 A$386、昆州 A$379、新州 A$374、塔州 A$353/MW·日（上期 436/379/340/337/335），新州、昆州、维州、塔州为序列最高，南澳与 4 月 30 日的高点持平；新州 P10 由 A$178 升至 A$258，低分位同步抬升；南澳均值 A$475 高于中位数、集中度 19.3%。9 月 1—20 日五区均价 A$42.04/MWh，较 8 月同期低 33%；同期 4 小时中位数新州 A$364、昆州 A$374、维州 A$377、南澳 A$446、塔州 A$347/MW·日，五区全部高于 8 月全月——价格低三成、价差上行的脱钩已延续三周。系统运行纪录印证了本报告的价格读数：9 月 20 日 12:55 NEM 市场需求降至 9,072 MW，为历史最低（WattClarity 与 RenewEconomy 互证）；9 月 19 日 12:25 可再生能源占需求比重 80.5%，首次超过 80%；弃电峰值 11,109 MW、屋顶光伏 16,993 MW 同创纪录，当时电池以约 4.5 GW 充电——春季午间的过剩已是系统级现象，无合约光伏的弃电假设应上调，储能的充电成本优势则继续扩大。供给端六条：AGL Liddell 电池（500 MW/1,000 MWh）9 月 18 日宣布全面商运，新州第二轮 firming 招标四个项目（Liddell、Akaysha Orana 415 MW/1,660 MWh、Iberdrola Smithfield 65 MW/130 MWh、Enel X 95 MW 虚拟电厂）合计 1 GW/3 GWh、A$18 亿全部投运，长期能源服务协议（LTESA）要求全年可用率不低于 90% 并响应备用不足事件；EnergyAustralia 与 Banpu 的 Wooreen 电池（350 MW/1,400 MWh，造价 A$7 亿）和 Vena Energy 的 Tailem Bend 3（204 MW/408 MWh）9 月 15 日进入 AEMO 市场管理系统，开始测试调试；Alinta Reeves Plains（250 MW/1,000 MWh，CATL 电池、Power Electronics 逆变器、GenusPlus 总承包）首批设备到货，二期同规模预计年内最终投资决定；Flow Power 的 Bennetts Creek（100 MW/223 MWh，Wärtsilä 设备、Zenviron 施工）以“无承购＋Westpac 与 SMBC 银行债＋股东支持”的结构在维州动工，二期规划 300 MW/1,200 MWh；西澳 Synergy 的 Tathra 项目（风电最高 1,000 MW＋光伏 500 MW＋电池 500 MW）获联邦环评批准。需求与政策：昆州州长 9 月 16 日宣布 Anthropic 承租 Zerra DC 的 Western Downs 数据园区首栋大厅，园区峰值 2.16 GW、投资 A$300—320 亿，满载日用电 43—47 GWh、约合昆州日均用电的四分之一，租约须经外国投资审查委员会批准，供电来源在两篇 ABC 报道中分别写作“可用煤电与燃气”和“与可再生能源供应商签长期购电协议”，尚无正式电力采购公告；联邦总理与内阁部 9 月 18 日发布数据中心咨询文件（10 月 9 日截止），允许初期使用存量可再生证书并可向 AER 申请例外，被气候委员会批为“巨大漏洞”；ABC 报道维州已核准数据中心容量 840 MW、WRL 造价 A$15 亿、VNI West A$76—114 亿；VicGrid 划定 Gippsland 海上风电 60 公里输电走廊。资本与成本：Palisade（经 Intera Renewables）收购昆州 Monogorilby 与维州 Winton 两个开发阶段项目，合计 800 MW/3,200 MWh 电池，对价未披露；光伏业界就 6 月生效的 48% 空心钢管反倾销税联名致函联邦政府，称跟踪支架成本上升 20%—35% 且追溯至 2025 年 9 月（业界单方口径）；IEEFA 记分卡称上季度仅 6% 的已批项目完成签约，购电协议是最大瓶颈。确认为空：CIS 与 LTESA 新结果、Snowy 2.0 成本复核、Waratah 满容量公告、Ark Energy Richmond Valley 财务关闭。

南澳 · 9 月 20 日（周日）日均电价
−A$25.67
/MWh · 序列最低 · 93.8% 时段负价
全天最高仅 A$27.89（00:10）、最低 −A$100.00（17:45），晚峰 17—22 时均价 −A$19.8/MWh；维州 −A$20.54、塔州 −A$10.26 同为序列最低。南澳 4 小时套利仅 A$260（30 日第 28）。
来源：AEMO；思源投资测算
昆州 · 9 月 20 日 4 小时理论套利
A$569
/MW·日 · 30 日第 2 高 · 新州 A$527（第 5）
午间均价约 −A$9/MWh、晚峰 A$116/MWh，21:45 单区间尖峰昆州 A$446.01、新州 A$384.09/MWh（30 日最高价）；同一晚峰时段南澳与昆州均价相差约 A$136/MWh。
来源：AEMO；思源投资测算
新州 4 小时套利中位数（30 日）
A$374
/MW·日 · 序列最高（上期 A$337）· 五区全线上行
南澳 A$446、维州 A$386、昆州 A$379、新州 A$374、塔州 A$353/MW·日；新州、昆州、维州、塔州为序列最高；新州 P10 由 A$178 升至 A$258；集中度 14.9%—19.3%。
来源：AEMO；思源投资测算
30 日五区域算术平均电价
A$51.81
/MWh · 统计期 8 月 22 日至 9 月 20 日
合并需求加权 A$61.73/MWh；较前一统计期（7 月 23 日至 8 月 21 日）下降 23%，南澳 −43%；新州、昆州中位数基本持平，降幅集中在南部三区。9 月 1—20 日均价 A$42.04/MWh（较 8 月同期低 33%）。
来源：AEMO；思源投资测算
全网电池充电峰值（9 月 19 日 12:45，本报告测算）
4,671 MW
序列纪录 · 同日放电峰值 4,664 MW 为序列第 2 高
9 月 18 日公用事业级光伏 75.0 GWh 亦创序列纪录（峰值 8,022 MW）——电池午间充电能力已到 4.7 GW 量级，正在吸收光伏过剩。9 月 20 日放电仅 12.1 GWh：南部无峰可放。
来源：AEMO NEMWEB；思源投资测算
NEM 市场需求历史最低（9 月 20 日 12:55）
9,072 MW
前一日可再生占需求 80.5%，首次超过 80%
弃电峰值 11,109 MW、屋顶光伏 16,993 MW 同创纪录，电池约以 4.5 GW 充电；第三方数据读数，与本报告同日南部三区负价读数互为印证。
来源：WattClarity；RenewEconomy
新州第二轮 firming 招标四项目全部投运
1 GW/3 GWh
Liddell 500 MW/1,000 MWh 全面商运 · 合计 A$18 亿
Liddell、Orana（415 MW/1,660 MWh）、Smithfield（65 MW/130 MWh）与 95 MW 虚拟电厂；协议要求全年可用率不低于 90% 并响应备用不足事件。
来源：RenewEconomy；Energy-Storage.news
Anthropic 承租昆州 Western Downs 数据园区首栋大厅
2.16 GW
园区峰值 · 投资 A$300—320 亿 · 须经外资审查
满载日用电 43—47 GWh，约合昆州日均用电的四分之一；供电来源两种说法并存（煤气或可再生长期购电协议），尚无正式电力采购公告。
来源：ABC；RenewEconomy

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
南北分裂日：区域选择比时长选择更影响收益（判断新增）9 月 20 日南部三区日均电价为负且均为序列最低（南澳 −A$25.67、维州 −A$20.54、塔州 −A$10.26/MWh），南澳全天最高仅 A$27.89、晚峰 17—22 时均价 −A$19.8/MWh，4 小时套利 A$260（30 日第 28）；新州、昆州晚峰 A$109—116/MWh 并在 21:45 拉出 A$384—446/MWh 尖峰，昆州套利 A$569（第 2 高）、新州 A$527。维州风电当日 58 GWh、南澳 29 GWh。南部大风日，南澳、维州的电池连晚峰都没有——收益下限不是“价差小”而是“无峰可放”；北部因本地风电少、晚峰由煤与水电定价而保有价差。对思源的区域配置：南澳、维州标的的日度分布必须含这类“全天负价日”，新州、昆州标的则要把南部大风日当作收益上行情景（区域间送电受限时北部晚峰更高）。本报告未核对当日互联线约束数据，区域间价差的成因以 AEMO 约束报告为准。催化因素：春季南部大风周末增多；风险因素：南向北互联线扩容（EnergyConnect 二期、HumeLink）会收窄区域间价差。中高每周一复盘周末两日；互联线约束数据
南澳极端负价日一个月内出现三次：9 月 10 日 A$1,115、9 月 16 日 A$949、9 月 12 日 A$684南澳 30 日 4 小时套利均值 A$475 高于中位数 A$446，集中度 19.3%；9 月 16 日午间 10—15 时均价 −A$83.6/MWh、最低 −A$282.76/MWh；但 9 月 20 日同为深负价，套利却只有 A$260——因为晚峰也是负价。南澳 9 月 1—20 日负电价时段占比 34.9%。南澳的高收益日需要两个条件同时成立：午间深负价与晚峰为正。只看负价深度会把 9 月 20 日这种日子误判为好日子。估值用完整分布、融资基准取低分位（P10 A$277）；极端日收益作上行情景。电池午间充电能力已到 4.7 GW 量级，午间负价深度今后会被充电需求抬升，极端日的可持续性要打折。催化因素：春季最低需求纪录再刷新；风险因素：新增电池吸收午间过剩、AEMO 最低需求干预。中高南澳午间负价深度 × 晚峰均价
纪录周：公用事业级光伏 75.0 GWh、电池充电峰值 4,671 MW 均创序列纪录，放电峰值 4,664 MW 为第 2 高9 月 18 日公用事业级光伏发电 75.0 GWh（峰值 8,022 MW，第 6 高），9 月 16—17 日为 69.1 与 71.7 GWh（第 6、第 4 高）；9 月 19 日 12:45 电池充电峰值 4,671 MW（纪录）、18:40 放电峰值 4,664 MW（仅次于 8 月 23 日的 4,723 MW）；本周电池放电 121.5 GWh、充电 144.1 GWh，黑煤发电较前一周减少 7%。“峰值由装机决定”继续成立：充放电峰值在 9 月中旬同步逼近或刷新纪录，新增装机仍在并入。对收益模型：午间充电侧的竞争已经可见（充电峰值纪录），晚峰放电侧的竞争会跟上，收益假设继续设逐年衰减；9 月 20 日放电仅 12.1 GWh 说明区域性无峰日会让大量电池闲置，机队平均收益低于理论值的缺口会在春季扩大。催化因素：Waratah 满容量与新电池并网；风险因素：纪录口径为本报告序列（SCADA 发电侧、注册清单全量电池机组），与第三方序列不可混用。高每日：充放电峰值与吞吐量
持续跟踪：30 日套利中位数五区全线上行、四区序列新高；9 月前 20 日五区全部高于 8 月全月30 日 4 小时中位数南澳 A$446、维州 A$386、昆州 A$379、新州 A$374、塔州 A$353/MW·日（上期 436/379/340/337/335）；新州 P10 由 A$178 升至 A$258。9 月 1—20 日中位数新州 A$364、昆州 A$374、维州 A$377、南澳 A$446、塔州 A$347，全部高于 8 月全月；同期五区均价 A$42.04/MWh，较 8 月同期低 33%。上期“昆州价差随价格下行”的观察被本周修正：昆州 340→379。维持“底部抬升＋收益假设逐年衰减”框架；低分位同步抬升对融资基准是实质改善。9 月样本 20 个交易日，月末按全月复核；昆州单周反弹来自 9 月 16—20 日五个 A$383—569 的交易日，仍须观察是否持续。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、南部连续大风。中高每日滚动；9 月全月于月末复核
系统级纪录：最低市场需求 9,072 MW、可再生占比 80.5%、弃电 11,109 MW——光伏弃电假设上调，储能充电端继续受益9 月 20 日 12:55 NEM 市场需求 9,072 MW 为历史最低（前一纪录为 2025 年 10 月 4 日）；9 月 19 日 12:25 可再生占需求 80.5%，首次超过 80%；弃电峰值 11,109 MW（超过一半可用风电、近一半大型光伏被弃）、屋顶光伏 16,993 MW 同创纪录；电池约以 4.5 GW 充电、吸收约 17.3 GWh。均为第三方数据读数，未见 AEMO 正式公告或干预指令。与本报告同日读数一致（南部三区日均负价、电池充电峰值纪录）。对无合约光伏：2027 年后现金流模型的弃电率与负价时段假设应上调；对储能：充电成本优势扩大，但南部无峰日说明放电端才是约束。春季最低需求继续下探时，AEMO 的最低系统负荷干预会更频繁，应纳入光伏资产的运营假设。催化因素：10—11 月最低需求再刷新；风险因素：纪录数值来自第三方读数，百分比在两篇报道间有 0.1 个百分点差异。中高AEMO 最低系统负荷公告；周末负价占比
数据中心负荷进入吉瓦级：Anthropic—Zerra 2.16 GW 租约与联邦咨询文件的例外条款，决定“数据中心带动新增可再生”能否成立Zerra DC 的 Western Downs 数据园区（Dalby 附近、毗邻 Braemar 电站）峰值 2.16 GW、四栋大厅分期约四年，Anthropic 承租首栋、计划 2027 年启用并承担接入与电网升级费用，租约须经外国投资审查，开发申请仍在地方议会审查；供电来源两种说法并存。联邦咨询文件（10 月 9 日截止）允许初期使用存量可再生证书、允许州属运营方向 AER 申请例外，未给时间表。维州已核准数据中心容量 840 MW、实际用电约 210 MW。两种走向对昆州项目估值方向相反：若走长期购电协议，将成为昆州新建风光储最大的单一承购来源；若以煤气供电落地，则削弱数据中心对新增可再生的拉动。当前只能按“未定”处理，昆州光储项目的承购假设不应预支这笔需求；跟踪 Zerra 的电力采购公告与联邦最终规则。催化因素：电力采购公告、外资审查结论、联邦规则定稿；风险因素：容量与投资额在报道间不一致（另有 1.44 GW 说法），均须回开发申请文件核。中10 月 9 日咨询截止；Zerra 电力采购公告
供给侧继续放量，融资形态分化：LTESA 项目全部投运，554 MW 进入调试，无承购项目以银行债动工Liddell 全面商运使新州第二轮 firming 1 GW/3 GWh 全部到位；Wooreen 350 MW/1,400 MWh 与 Tailem Bend 3 204 MW/408 MWh 进入 AEMO 市场管理系统（仅代表进入测试调试）；Reeves Plains 250 MW/1,000 MWh 首批 CATL 电池到货、2028 年投运；Bennetts Creek 100 MW/223 MWh 以无承购结构动工、2028 年投运；Palisade 收购两个 400 MW/1,600 MWh 开发阶段项目，卖方留任开发服务至财务关闭。三种可融资路径并存：政府长期协议（LTESA，可用率条款已被证明可融资）、零售商自持加银行债的无承购结构、基建基金收购开发权。维州 2028 年前有 Wooreen、Bennetts Creek 等 4 小时与 2 小时项目集中进入，Yallourn 退役前后的晚峰价差会被提前摊薄；收益假设继续设逐年衰减。中国电芯（CATL）在南澳最大项目上再次中标。催化因素：Reeves Plains 二期最终投资决定（年内）、Wooreen 商运；风险因素：“运行最大出力”与“注册容量”差异较大（Wooreen 350 与 491 MW），以 AEMO 注册清单为准。中高各项目商运与最终投资决定节点
成本侧：48% 钢管反倾销税追溯至 2025 年 9 月，跟踪支架成本或升 20%—35%（业界单方口径）工业部长 6 月宣布对自中国、台湾、马来西亚、韩国进口的空心钢管（用于跟踪支架扭矩管）征收 48% 反倾销税并追溯至 2025 年 9 月；OX2、Lightsource、European Energy、Nextpower、PCL 等开发商与承包商联名致函，称风险“不是推测”，将直接冲击在建项目；争议在带钻孔的空心管是否属规避关税。对已完成最终投资决定或已签支架合同的光伏项目，应立即核查支架合同的原产地、价格调整与关税分担条款；新项目预算按支架成本上浮情景做敏感性。20%—35% 为单一供应商代表的说法，须用自有报价复核；是否有复审或豁免通道尚不明。催化因素：反倾销委员会复审或豁免安排；风险因素：成本幅度为利益相关方陈述，裁定原文与案号本期未打开。中反倾销委员会公告；支架供应商报价

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 22 日 至 2026 年 9 月 20 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 63.91 70.35 71.38 384.09 @ 09/20 21:45 -18.51 @ 09/01 11:30 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 23 日至2026 年 8 月 21 日）下降 18%（中位数下降 2%）；负电价时段占比 11.2%
QLD1 54.91 61.48 64.95 446.01 @ 09/20 21:45 -35.00 @ 09/03 14:40 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 23 日至2026 年 8 月 21 日）下降 9%（中位数上升 1%）；负电价时段占比 17.9%
VIC1 45.98 52.88 34.42 299.44 @ 08/27 06:40 -68.98 @ 09/20 13:10 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 23 日至2026 年 8 月 21 日）下降 19%（中位数下降 38%）；负电价时段占比 19.4%
SA1 48.45 61.98 51.62 264.23 @ 08/22 21:25 -294.71 @ 09/10 13:20 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 23 日至2026 年 8 月 21 日）下降 43%（中位数下降 35%）；负电价时段占比 25.6%
TAS1 45.81 48.68 42.03 320.36 @ 09/09 17:55 -71.65 @ 09/20 11:00 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 23 日至2026 年 8 月 21 日）下降 17%（中位数下降 22%）；负电价时段占比 17.1%

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$51.81/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$61.73/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$52.88/MWh，五区域—时段合并样本（43,200 个区间）中位数为 A$59.41/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 22 日至 9 月 20 日；五区域算术平均较前一统计期（7 月 23 日至 8 月 21 日，A$66.90/MWh）下降 23%，南澳（−43%）贡献最大；中位数上新州（−2%）与昆州（＋0.5%）基本持平，降幅集中在南部三区。前一完整交易日（9 月 20 日，星期日）南北分裂：负价区间南澳 270 个（93.8%）、维州 247 个（85.8%）、塔州 238 个（82.6%，序列纪录）、新州与昆州各 106 个（36.8%）；日内最高价昆州 A$446.01 与新州 A$384.09（均 21:45，单个区间，亦为两区 30 日最高价）、塔州 A$270.06（14:00，单个区间）、维州 A$146.36（17:35）、南澳仅 A$27.89（00:10）；最低价南澳 −A$100.00（17:45）、塔州 −A$71.65（11:00）、维州 −A$68.98（13:10）。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 20 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$56.89/MWh
最高 A$384.09 @ 21:45
最低 A$-12.42 @ 11:25
106 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$58.39/MWh
最高 A$446.01 @ 21:45
最低 A$-12.00 @ 11:25
晚峰单点 A$446 尖峰
$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$-20.54/MWh
最高 A$146.36 @ 17:35
最低 A$-68.98 @ 13:10
247 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$-25.67/MWh
最高 A$27.89 @ 00:10
最低 A$-100.00 @ 17:45
日内波动 NEM 最剧（270 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$-10.26/MWh
最高 A$270.06 @ 14:00
最低 A$-71.65 @ 11:00
238 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 20 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《数据与指标说明》第五节；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
NSW125837454038615.4%
QLD129237952938714.9%
VIC119938651538415.5%
SA127744664047519.3%
TAS123735346834515.2%

投资判断：五区全线上行，四区序列新高：按中位数（典型交易日）为 SA A$446 > VIC A$386 > QLD A$379 > NSW A$374 > TAS A$353；按均值（含极端交易日）为 SA A$475 > QLD A$387 > NSW A$386 > VIC A$384 > TAS A$345（单位均为 /MW·日）。较前一期（9 月 15 日，统计期 8 月 16 日至 9 月 14 日）五区中位数全部上行（南澳 436→446、维州 379→386、昆州 340→379、新州 337→374、塔州 335→353）；新州、昆州、维州、塔州为本报告序列（4 月以来）最高，南澳与 4 月 30 日的高点持平。新州 P10 由 A$178 升至 A$258、塔州由 A$149 升至 A$237——8 月下旬的弱日移出统计期，低分位同步抬升。南澳集中度 19.3%，前三高日为 9 月 10 日（A$1,115）、9 月 16 日（A$949）、9 月 12 日（A$684）。
本期六个交易日的对照：9 月 15 日大风（全网风电 132 GWh），五区 A$279—346；9 月 16 日南澳午间 10—15 时均价 −A$83.6/MWh、最低 −A$282.76/MWh，晚峰 A$111.67，套利 A$949 为 30 日第 2 高，新州 A$466、昆州 A$434；9 月 17 日风电仅 70 GWh、晚峰 A$96—116/MWh，五区 A$408—523；9 月 18 日光伏纪录日，南部入夜风起（维州 17—22 时均价 A$12.5/MWh），新州 A$395、维州 A$452、南澳 A$520；9 月 19 日南澳 A$578、维州 A$509，五区 A$403—578；9 月 20 日南北分裂：昆州 A$569（第 2 高）、新州 A$527（第 5），维州 A$329、南澳 A$260（第 28）、塔州 A$248——南澳全天最高仅 A$27.89/MWh、晚峰均价 −A$19.8/MWh，深负价也救不了没有正价晚峰的一天。南澳高收益日要午间深负价与晚峰为正同时成立。出力实证：9 月 18 日公用事业级光伏 75.0 GWh 创序列纪录；9 月 19 日电池充电峰值 4,671 MW 创纪录、放电峰值 4,664 MW 为第 2 高；9 月 20 日放电仅 12.1 GWh（第 113）、充电 21.8 GWh（第 10 高）——南部电池充满后无峰可放。
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$161、QLD A$172、VIC A$167、SA A$196、TAS A$158（A$/MW·日）；折算到新增 2 MWh 储能电量为 A$79—98/MWh·日，年化约 A$29,000—36,000/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 21 日 23:50（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 9 月 15 日 23:00 之后至 9 月 21 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 CIS 或新州 LTESA 新结果（西澳 Tender 11 投标至 10 月 22 日）、Snowy 2.0 成本复核、Waratah 满容量公告、Ark Energy Richmond Valley 财务关闭，也没有已披露对价且不低于 A$5,000 万的并购成交；AEMO 新闻页与 energy.gov.au 对机器访问拦截或超时，相关事项以行业媒体对官方数据的转述核对并在正文注明。

2.1　政策与电网机制

NEM系统纪录：市场需求降至 9,072 MW 的历史最低，可再生能源占需求比重首次超过 80%，弃电与屋顶光伏同创纪录
WattClarity 9 月 21 日确认，9 月 20 日（周日）12:55 调度区间 NEM 全网市场需求目标值为 9,072 MW，为历史最低，前一纪录约在 2025 年 10 月 4 日。RenewEconomy 报道，9 月 19 日（周六）12:25 可再生能源占总需求 80.5%，首次超过 80%（前一日刚创下约 79.5% 的纪录）；弃电峰值 11,109 MW（11:55），较一年前的纪录高出 250 MW 以上，超过一半可用风电、近一半大型光伏被弃；屋顶光伏 16,993 MW 创纪录；燃煤降至需求的 18.8%；电池约以 4.5 GW 充电、吸收约 17.3 GWh，抽水蓄能吸收约 5.2 GWh。上述为第三方数据平台读数，未见 AEMO 正式公告或干预指令。
投资简评：与本报告同日的价格与出力读数互为印证（9 月 20 日南部三区日均电价为负、9 月 19 日电池充电峰值 4,671 MW 创本报告序列纪录）。春季午间的过剩已是系统级现象：无合约光伏在 2027 年后现金流模型中的弃电率与负价时段假设应上调；储能充电成本优势扩大，但放电端是否有正价晚峰才是收益约束。限制条件：两篇报道对前一纪录的百分比有 0.1 个百分点差异；数据为第三方读数。
来源：WattClarity，9 月 21 日；RenewEconomy，9 月 19 日（含 9 月 20 日更新）
QLDAnthropic 承租 Zerra DC 昆州 Western Downs 数据园区首栋大厅：园区峰值 2.16 GW、投资 A$300—320 亿，供电来源两种说法并存
昆州州长 David Crisafulli 9 月 16 日宣布，新加坡开发商 Zerra DC 的 Western Downs Digital Park（Dalby 西北约 37 公里的 Kogan，毗邻 Braemar 电站，场地约 726 公顷）由 Anthropic 承租第一栋数据大厅，计划 2027 年启用，可在园区内扩张，并承担全部接入与电网升级费用；租约须经外国投资审查委员会批准，开发申请 8 月递交、仍在地方议会审查。园区规划四栋大厅、分期约四年，峰值电力容量 2.16 GW，投资 A$320 亿（ABC）或 A$300 亿以上（RenewEconomy），满载日用电 43—47 GWh，约合昆州日均用电的四分之一以上。供电来源上，ABC 9 月 16 日称昆州就联邦“仅可再生”要求争取成功后可使用煤电与燃气，ABC 9 月 18 日的解释稿则称 Anthropic 计划与可再生能源供应商签长期购电协议；尚无 Anthropic 或 Zerra 的正式电力采购公告。
投资简评：单一园区占昆州日用电四分之一，是澳洲数据中心负荷的量级跃迁。若最终走长期购电协议，将成为昆州新建风光储最大的单一承购来源；若以煤气供电落地，则实质削弱“数据中心带动新增可再生”的政策逻辑——两种走向对昆州项目估值的方向相反，当前承购假设不应预支这笔需求。限制条件：容量另有 1.44 GW 的说法，投资额两个数字并存，须回开发申请文件核；外资审查与规划审批均未落定。
来源：ABC，9 月 16 日；ABC，9 月 18 日；RenewEconomy，9 月 17 日
全国联邦数据中心咨询文件发布（10 月 9 日截止）：允许初期使用存量可再生证书、可向 AER 申请例外，被批留有“巨大漏洞”
总理与内阁部 9 月 18 日发布 28 页咨询文件，涵盖数据中心的可再生能源要求、用水、劳动力与分类门槛，意见 10 月 9 日截止。文件提出设施初期可使用“来自现有可再生发电与储能容量”的证书，逐步提高至“在一定期限后全部用电来自新增可再生容量”，但未给时间表；允许州属运营方向澳大利亚能源监管机构（AER）申请修改可再生要求，条件是证明其替代能源组合对电网稳定和降低电价有明显好处。气候委员会称之为“巨大漏洞”，并称已有 225 个数据中心在等待审批。另据核验，部长理事会 9 月中旬的会议只就“数据中心应投资新增可再生与 firming 以抵消其用电”达成方向共识，未见正式通过《国家电力规则》变更的记载；相关规则变更申请已提交 AEMC。
投资简评：联邦对数据中心“自带新增可再生加 firming”的强制力度出现松动迹象，直接影响数据中心购电协议对新建项目的拉动强度，是绿地光储项目承购预期的关键变量。限制条件：咨询稿而非最终政策；“225 个”“电价或涨 20%”等数字来自批评方，须回原文核对；官方公报原文页未能打开。
来源：RenewEconomy，9 月 18 日
VIC维州输电两则：VicGrid 划定 Gippsland 海上风电 60 公里输电走廊；ABC 披露 WRL 造价 A$15 亿、VNI West A$76—114 亿与数据中心负荷
VicGrid 公布 Gippsland 海上风电输电线走廊：自 Loy Yang 开关站至拟建的 Giffard 终端变电站，长 60 公里、宽 200 米，设计支撑 2040 年前最高 9 GW 海上风电；环境影响报告公众咨询定于 2027 年初，先期工程 2027 年稍晚开工，造价未披露。ABC 9 月 17 日报道：维州现有 50 座数据中心、已核准容量 840 MW、实际用电约 210 MW，预计 2030 年用电翻两番；Western Renewables Link（190 公里，可送出约 3 GW）造价 A$15 亿、约半数受影响土地所有者已签补偿协议（地役权 A$56,000/公顷）；VNI West 造价 A$76—114 亿，联盟党与一国党承诺当选即取消。
投资简评：数据中心负荷增长正在反向放大维州输电的政治风险：若 WRL 延期而负荷照增，维州西部 REZ 项目的送出与并网排队会进一步恶化。海上风电走廊首次落到具体路径，但环评咨询要到 2027 年初，2032 年 2 GW 目标高度依赖后续审批不延误。限制条件：WRL 成本复核结论未定，VNI West 造价区间的基准年未说明。
来源：RenewEconomy，9 月 21 日；ABC，9 月 17 日

2.2　大型项目

NSWAGL Liddell 电池（500 MW/1,000 MWh）全面商运，新州第二轮 firming 招标四项目合计 1 GW/3 GWh 全部投运
AGL 位于猎人谷原 Liddell 燃煤电站厂址的 Liddell 电池（500 MW/1,000 MWh、2 小时）9 月 16 日完成最终可靠性测试、9 月 18 日宣布全面商运（3 月首期 250 MW 完成调试、6 月起部分商运）。至此新州第二轮 firming 招标的四个项目全部投运：Liddell；Akaysha 的 Orana 电池 415 MW/1,660 MWh（6 月）；Iberdrola 的 Smithfield 电池 65 MW/130 MWh（2 月，提前）；Enel X 三个虚拟电厂合计 95 MW 柔性需求——合计 1 GW/3 GWh、投资 A$18 亿，约相当于新州夏季峰值需求的 8%。长期能源服务协议（LTESA）要求全年至少 90% 时间可用，并必须响应关键的备用不足事件。后续：当前一轮为 2.5 GW 发电加 12 GWh 长时储能，2026 年四季度再开发电招标，2027 年一季度再开 firming 招标。
投资简评：新州用 LTESA 在三年内把 1 GW/3 GWh 全部推到投运，“90% 可用率加强制响应”的可用性条款已被证明可融资，是 ESEM 的 firming 服务设计的现成参照；对市场端，3 GWh 新增放电能力在厄尔尼诺夏季前到位，新州晚峰价差与高价时段会被摊薄。限制条件：A$18 亿为四项目合计，执行价与期限未公开；95 MW 为需求侧柔性，不宜与电池直接相加。
来源：RenewEconomy，9 月 18 日；Energy-Storage.news，9 月 18 日
VIC · SA554 MW 电池进入 AEMO 市场管理系统：Wooreen（350 MW/1,400 MWh）与 Tailem Bend 3（204 MW/408 MWh）开始测试调试
Energy-Storage.news 9 月 21 日据 AEMO 注册记录报道，两台机组 9 月 15 日进入市场管理系统（MMS）：EnergyAustralia 与 Banpu 各持 50% 的 Wooreen 电池（维州 Hazelwood North、Jeeralang 燃气电站旁，运行最大出力 350 MW、注册容量 491 MW，1,400 MWh、4 小时，造价 A$7 亿，2025 年 2 月动工，用于替代 2028 年关停的 Yallourn）；Vena Energy 的 Tailem Bend 3（南澳，运行最大出力 204 MW、注册容量 263 MW，408 MWh、2 小时）。进入 MMS 只代表可以进入测试与调试，不等于全面商运。
投资简评：维州 4 小时电池在 Yallourn 关停前密集进入调试队列，南澳继续增加 2 小时机组，是判断 2027—28 年价差收敛节奏的直接依据。限制条件：“运行最大出力”与“注册容量”差异较大，以 AEMO 注册清单为准；Tailem Bend 3 的造价与设备商未披露。
来源：Energy-Storage.news，9 月 21 日
SAAlinta Reeves Plains 电池（250 MW/1,000 MWh）首批 CATL 电池到货，将成南澳最大电池；二期同规模预计年内最终投资决定
阿德莱德以北约 60 公里的 Reeves Plains 电池一期（250 MW/1,000 MWh、4 小时）首批 48 台电池单元（共 194 台）与 89 台逆变器到货：电池来自 CATL，逆变器来自 Power Electronics，总承包为西澳 GenusPlus；2025 年 7 月最终投资决定、2026 年 4 月主体开工，预计 2028 年投运。二期另加 250 MW/1,000 MWh，处于可行性阶段，最终投资决定预计 2026 年稍晚。建成后将超过 Neoen 的 Blyth 电池（238.5 MW/477 MWh）成为南澳最大在运电池；造价与承购未披露。
投资简评：中国电芯在南澳最大项目上再次中标，“CATL＋Power Electronics＋本地总承包”的组合继续巩固；南澳 4 小时容量在 2028 年集中到位，其午间深负价的套利空间会被新增充电需求抬升。限制条件：是否持有 CIS 或其他合约未披露。
来源：RenewEconomy，9 月 16 日；Energy-Storage.news，9 月 17 日
VICFlow Power 的 Bennetts Creek 电池（100 MW/223 MWh）动工：无承购、银行债加股东支持，二期规划 300 MW/1,200 MWh
Flow Power 位于维州拉特罗布谷 Morwell 终端变电站对面的 Bennetts Creek 电池一期（100 MW/223 MWh；RenewEconomy 正文记 233 MWh）动工：Wärtsilä 提供储能硬件与控制软件，Zenviron 负责施工；融资为 Westpac 与 SMBC 的银行债加大股东 OPTrust 支持，无承购合同，财务关闭于 2025 年底完成，2028 年投运。二期最高 300 MW/1,200 MWh，处于早期规划。Flow Power 本身正在出售流程中（上期已报）。
投资简评：少见的“零售商自持、无承购、银行债”表前电池，说明维州 2 小时电池在当前价差下已能支撑无合约融资；其自有零售负荷相当于内部对冲。限制条件：总投资、债务规模与期限未披露，电量数字三家来源不一致。
来源：Energy-Storage.news，9 月 21 日；RenewEconomy，9 月 21 日
Synergy 的 Tathra 风光储一体化项目获联邦环评批准：风电最高 1,000 MW＋光伏 500 MW＋电池 500 MW
西澳州有企业 Synergy 旗下 SynergyRED 的 Tathra 项目（Eneabba 以东约 15 公里）获联邦《环境保护与生物多样性保护法》批准，距 4 月递交约五个月；条件包括风机距黑凤头鹦鹉潜在筑巢树至少 200 米、清除潜在筑巢树不超过 97 棵、叶片离地不低于 64 米。电池时长与造价未披露，批准的确切日期报道未写明。
投资简评：西澳州有开发商把 500 MW 电池打包进风光储一体化项目一次通过联邦环评，对 10 月 22 日截标的 CIS 西澳轮次是直接的竞争压力。
来源：RenewEconomy，9 月 21 日

2.3　资本与产业方

并购Palisade 经 Intera Renewables 收购 3.2 GWh 电池开发项目：昆州 Monogorilby 与维州 Winton，卖方留任开发服务至财务关闭
Palisade Investment Partners 通过 Intera Renewables 收购两个开发阶段项目，合计 800 MW/3,200 MWh 电池加最高 600 MW 风电：昆州 Monogorilby 能源园（400 MW/1,600 MWh 电池＋最高 600 MW 风电，卖方 LP Renewable Projects，上期已报其提案）；维州 Benalla 附近、毗邻 Glenrowan 终端变电站的 Winton 储能与稳定性终端（400 MW/1,600 MWh，卖方 Celero Infrastructure，6 月递交开发申请）。对价未披露；两家卖方继续提供开发服务至财务关闭，其后由 Palisade 接管资产管理。
投资简评：开发阶段项目（未到最终投资决定）仍可整体出售给基建基金，电池开发权的二级市场保持活跃；“卖方留任开发至财务关闭”是可借鉴的交易结构。限制条件：对价未披露，无法推算开发权估值；两项目均未取得并网协议。
来源：Energy-Storage.news，9 月 16 日
供应链光伏业界就 48% 空心钢管反倾销税联名致函联邦政府：跟踪支架成本或升 20%—35%，且追溯至 2025 年 9 月
工业部长 6 月宣布对自中国、台湾、马来西亚、韩国进口、用于光伏跟踪支架扭矩管的空心钢管征收 48% 反倾销税，并追溯适用至 2025 年 9 月。OX2、Lightsource、European Energy、Yes Group、Pacific Energy 等开发商与 Nextpower、Equans、DT Infrastructure、PCL Constructors 等承包商联名致函，称“这些不是推测的风险，而是在建项目直接、近期的后果”；European Solar 澳洲区负责人称跟踪支架可能增加 20%—35% 的成本。争议焦点是带钻孔的空心管是否属规避关税。
投资简评：对已完成最终投资决定或已签支架合同的光伏项目冲击最直接：应核查支架合同的原产地、价格调整与关税分担条款，新项目预算按支架成本上浮情景做敏感性。限制条件：成本幅度为利益相关方单方陈述，须用自有报价复核；裁定原文与是否有复审或豁免通道本期未核到。
来源：RenewEconomy，9 月 17 日
行业数据IEEFA 可再生能源记分卡：上季度仅 6% 的已批项目完成签约，购电协议取代审批成为最大瓶颈；另，AEMO 复核注册豁免指南
IEEFA 9 月发布的记分卡称，全澳主要项目储备中上一季度仅 6% 的已批项目完成签约，只有 25% 的光伏项目仍在等待审批；已批容量足以支撑 2030 年目标的为昆州、南澳、维州与西澳，新州与塔州明显不足。另据 WattClarity，AEMO 启动《注册豁免与生产单元分类指南》复核，涉及允许正式注册前进行预调试测试的“可申报豁免”，意见 10 月 13 日截止、2027 年 5 月 1 日生效。
投资简评：“项目卡在购电协议而非审批”有了季度量化证据，也从侧面说明数据中心购电需求的战略价值；预调试测试豁免若放宽，会缩短大电池从并网到商运的时间。限制条件：6% 的分母定义须回 IEEFA 原报告核；AEMO 咨询草案原文本期未直接打开。
来源：pv magazine Australia，9 月 16 日；WattClarity，9 月 21 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-2026-09-21
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 2026-09-21）
    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 2026-09-21）
    https://nemweb.com.au/Reports/Current/Dispatch_SCADA/
  3. S03 · WattClarity — Lowest demand NEM-wide, Sunday 20 September 2026（2026-09-21；基于调度数据的分析；查阅 2026-09-21）
    https://wattclarity.com.au/articles/2026/09/21sept-lowestdemand-nemwide/
  4. S04 · RenewEconomy — Renewables hit more than 80 pct of grid demand for first time（2026-09-19（含 9 月 20 日更新）；第三方数据读数；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/renewables-hit-more-than-80-pct-of-grid-demand-for-first-time-despite-heavy-throttling-of-wind-and-solar/
  5. S05 · ABC News — Queensland data centre — Anthropic, Dalby（2026-09-16；媒体报道；查阅 2026-09-21）
    https://www.abc.net.au/news/2026-09-16/queensland-data-centre-anthropic-dalby/107160640
  6. S06 · ABC News — Queensland data centre AI Anthropic explainer（2026-09-18；媒体报道；查阅 2026-09-21）
    https://www.abc.net.au/news/2026-09-18/queensland-data-centre-ai-anthropic-explainer/107163376
  7. S07 · RenewEconomy — “Bowen test”: Giant data centre plan will test federal resolve on renewables rule（2026-09-17；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/bowen-test-giant-data-centre-plan-will-test-federal-resolve-on-renewables-rule/
  8. S08 · RenewEconomy — “Massive loophole”: Consultation paper stokes doubt on data centre emissions, wind and solar mandates（2026-09-18；行业媒体转述咨询文件；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/massive-loophole-consultation-paper-stokes-doubt-on-data-centre-emissions-wind-and-solar-mandates/
  9. S09 · RenewEconomy — State maps route for offshore wind transmission link（2026-09-21；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/state-maps-route-for-offshore-wind-transmission-link-as-scramble-to-meet-2032-target-continues/
  10. S10 · ABC News — Data centre boom revives Victorian transmission fight（2026-09-17；媒体报道；查阅 2026-09-21）
    https://www.abc.net.au/news/2026-09-17/datacentre-boom-revives-vic-transmission-fight/107155564
  11. S11 · RenewEconomy — Huge Liddell battery hits full commercial operations（2026-09-18；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/huge-liddell-battery-hits-full-commercial-operations-completing-states-firming-line-up-ahead-of-el-nino-summer/
  12. S12 · Energy-Storage.news — Australia's NSW firming tender delivers 3GWh of battery storage（2026-09-18；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://www.energy-storage.news/australias-nsw-firming-tender-delivers-3gwh-of-battery-storage-as-all-round-2-projects-go-operational/
  13. S13 · Energy-Storage.news — 554MW of battery storage enters AEMO's Market Management System（2026-09-21；行业媒体转述 AEMO 注册记录；查阅 2026-09-21）
    https://www.energy-storage.news/554mw-of-battery-storage-enters-aemos-market-management-system-in-australia/
  14. S14 · RenewEconomy — First battery modules arrive at biggest storage project to date in Australia's most renewable grid（2026-09-16；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/first-battery-modules-arrive-at-biggest-storage-project-to-date-in-australias-most-renewable-grid/
  15. S15 · Energy-Storage.news — Alinta Energy receives first battery units for 250MW Reeves Plains project（2026-09-17；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://www.energy-storage.news/alinta-energy-receives-first-battery-units-for-250mw-reeves-plains-project-in-south-australia/
  16. S16 · Energy-Storage.news — Flow Power breaks ground on 223MWh Bennetts Creek BESS（2026-09-21；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://www.energy-storage.news/flow-power-breaks-ground-on-223mwh-bennetts-creek-bess-in-victoria-australia/
  17. S17 · RenewEconomy — Renewables retailer doubles down on coal country battery plans（2026-09-21；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/renewables-retailer-doubles-down-on-coal-country-battery-plans-as-huge-new-bess-prepares-to-power-up/
  18. S18 · RenewEconomy — Huge hybrid wind project gets final green tick（2026-09-21；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/huge-hybrid-wind-project-gets-final-green-tick-but-must-use-tall-turbines-to-avoid-black-cockatoos/
  19. S19 · Energy-Storage.news — Palisade acquires 3.2GWh of battery storage through two development-stage projects（2026-09-16；行业媒体资料；查阅 2026-09-21）
    https://www.energy-storage.news/palisade-acquires-3-2gwh-of-battery-storage-in-australia-through-two-development-stage-projects/
  20. S20 · RenewEconomy — “These are not speculative risks”: Solar industry warns of cost increases from anti-dumping ruling（2026-09-17；行业媒体资料，成本幅度为业界单方陈述；查阅 2026-09-21）
    https://reneweconomy.com.au/these-are-not-speculative-risks-solar-industry-warns-of-cost-increases-and-project-delays-from-anti-dumping-ruling/
  21. S21 · pv magazine Australia — Securing power purchase agreements a barrier for large-scale renewables（2026-09-16；转述 IEEFA 记分卡；查阅 2026-09-21）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/09/16/securing-power-purchase-agreements-a-barrier-for-large-scale-renewables/
  22. S22 · WattClarity — Registration exemption and classification guide gets a review（2026-09-21；第三方对 AEMO 咨询的说明；查阅 2026-09-21）
    https://wattclarity.com.au/articles/2026/09/registration-exemption-and-classification-guide-gets-a-review/
  23. S23 · AEMO — 2026 Integrated System Plan（2026 年度基准源；政府或企业一手资料；查阅 2026-09-21）
    https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/integrated-system-plan-isp
  24. S24 · 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 2026-09-21）
    https://www.cleanenergycouncil.org.au/resources/resource-hub/clean-energy-australia-report
  25. S25 · AEMO — Marginal Loss Factors FY2026-27 — final report（终稿；政府或企业一手资料；查阅 2026-09-21）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/market-operations/loss-factors-and-regional-boundaries
  26. S26 · 说明文件 — 数据与指标说明：来源、统计口径与储能理论收益测算（分阶段测算框架见其中第五节）

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 21 日 23:50（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 9 月 22 日 AEST