⚡ 思源 · 澳洲新能源投资日报
2026 年 8 月 5 日 · 星期三 · 第 17 期

近 30 日 NEM 五区域算术平均电价 A$77.10/MWh，较前一 30 日统计期下降 10%，区域中位数均值反升 1%——回落仍是南澳极端交易日移出样本的统计效应；前一交易日负电价区域分布单日翻转：新州、昆州午间转负（昆州 16.0% 时段为负），南部三区全天无负价，南澳日均 A$106.03 反居五区最高

过去 30 个完整交易日（7 月 6 日至 8 月 4 日），澳大利亚国家电力市场（NEM）五区域算术平均电价为 A$77.10/MWh，较前一 30 日统计期（6 月 6 日至 7 月 6 日）下降 10%；五个区域电价中位数的算术平均为 A$72.87/MWh，反而上升 1%。背离仍来自南澳：南澳算术均价从 A$131.29 降至 A$96.64（下降 26%），是 6 月中旬极端交易日移出 30 日样本所致，其中位数同期由 A$72.98 升至 A$89.44（上升 23%）。均价的回落是统计效应，日常价格中枢并未下移。维州算术均价 A$72.04、逆势上升 7%，昆州 A$64.49 仍为五区最低。

前一完整交易日（8 月 4 日，星期二）的负电价区域分布与前两个交易日完全翻转：8 月 2 日至 3 日连续压出深负的维州、南澳、塔州全天无一个负价时段，南澳最低价高达 A$50.94/MWh、日均 A$106.03 为五区最高；而此前全天为正的新州、昆州午间转负——新州 9.0%、昆州 16.0% 的时段为负，最低价分别为 -A$8.12（14:50）与 -A$7.16（14:20）。当日新州、昆州的 4 小时理论套利毛收益分别达 A$491 与 A$517（A$/MW·日），双双进入各自 30 日统计期贡献度前三。午间压价的位置一天之内就能在区域间轮动——储能收益的区域判断不能只依据最近两日的形态外推，需要看 30 日分布。

A$77.10
五区域算术平均电价 /MWh
较前一 30 日统计期下降 10%（中位数均值上升 1%）
A$365
南澳 4 小时峰谷套利理论毛收益中位数 /MW·日
维州 309 / 昆州 308 / 塔州 256 / 新州 251
16.0%
前一交易日昆州负电价时段占比
南部三区全天无负价，分布较前两日完全翻转
新闻检索范围：2026 年 8 月 4 日至2026 年 8 月 5 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 8 月 5 日 23:00（AEST） · 电价统计期：2026 年 7 月 6 日至2026 年 8 月 4 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 8 月 4 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（2026 年 7 月 6 日至 8 月 4 日），NEM 五区域算术平均电价为 A$77.10/MWh，较前一 30 日统计期（6 月 6 日至 7 月 6 日）下降 10%；五个区域电价中位数的算术平均 A$72.87/MWh 反而上升 1%。背离仍在南澳：南澳算术均价下降 26% 至 A$96.64/MWh，中位数却上升 23% 至 A$89.44/MWh——6 月中旬的极端尖峰交易日移出样本拉低了均值，日常价格并没有变便宜。维州逆势上升 7% 至 A$72.04/MWh，昆州 A$64.49/MWh 仍为五区最低。前一完整交易日（8 月 4 日，星期二）负电价区域分布单日翻转：8 月 2 日至 3 日连续压出深负的维州、南澳、塔州全天无一个负价时段，南澳最低价高达 A$50.94/MWh、日均 A$106.03/MWh 为五区最高；而此前全天为正的新州、昆州午间转负，负电价时段占比分别为 9.0% 与 16.0%。当日新州、昆州的 4 小时理论套利毛收益达 A$491 与 A$517（A$/MW·日），双双进入各自 30 日统计期贡献度前三——午间压价的位置一天之内就能在区域间轮动，储能选址与收益测算应以 30 日分布为准，不能只依据最近两日的形态外推。行业方面，数据中心用电规则在同一天完成了从建议到立法威胁的加码：澳大利亚能源市场委员会（AEMC）正式建议数据中心须以新建绿电证书对冲全部用电、由新增可靠容量支撑需求、注册为市场参与者并自担接入成本；联邦能源与气候部长 Bowen 同日宣称煤电“不再是基荷”，并点名昆州与北领地——若各州无法就修改《国家电力法》达成一致，联邦将单独立法使纯燃气供电的数据中心无法注册。对大型储能而言，这是容量投资计划（CIS）之外一条由负荷侧驱动的合同化需求线。项目端两个关键节点：南澳 Port Augusta 的 270 MW／1,080 MWh 八小时构网型电池（持首轮可靠电力机制 15 年容量合同）获 AEMO 并网技术批复、目标四季度完成融资交割；新州 New England 的 350 MW 光伏配 150 MW／600 MWh 储能通过州规划批准，但联邦环评与并网协议仍在途。

过去 30 个完整交易日 · 五区域算术平均电价
A$77.10
/MWh · 较前一 30 日统计期下降 10%
五个区域电价中位数的算术平均为 A$72.87/MWh，反而上升 1%；五区域合并需求加权平均电价 A$80.09/MWh。均价回落主要来自南澳极端尖峰交易日移出样本，属统计效应；中位数不降反升，说明日常价格中枢未走低。
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$365
/MW·日 · 本期五区域最高
维州 A$309、昆州 A$308、塔州 A$256、新州 A$251。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。南澳均值 A$564 高出中位数 55%，差额来自少数极端交易日，基准情形应取中位数。
资料来源：AEMO；思源投资测算
前一完整交易日（8 月 4 日）· 昆州负电价时段占比
16.0%
新州 9.0% · 南部三区全天无负价，分布较前两日翻转
前两日连续深负的维州、南澳、塔州当日无一个负价时段，南澳日均 A$106.03/MWh 为五区最高；新州、昆州午间转负，当日 4 小时理论套利毛收益 A$491 与 A$517（A$/MW·日），双双进入各自 30 日贡献度前三。
资料来源：AEMO；思源投资测算
30 日滚动期 · 南澳算术平均电价
A$96.64
/MWh · 五区域最高
中位数 A$89.44/MWh 较前一统计期上升 23%，算术均价却下降 26%——方向相反是极端交易日出样本所致，不代表价格中枢下移。新州 A$81.22 居次，维州 A$72.04 逆势上升 7%，昆州 A$64.49 最低。
资料来源：AEMO；思源投资测算
AEMC · 数据中心并网规则建议（8 月 5 日提交部长理事会）
4 项
新建绿电对冲 · 新增可靠容量 · 注册参与 · 接入激励
数据中心须注销来自新建机组的可再生电力来源保证（REGO）证书对冲全部用电，并证明需求由新增可靠容量支撑；须注册为市场参与者；接入协议鼓励需求转移及与发电资产同址布置。按设施规模分阶段实施。
AEMC，8 月 5 日
南澳 · Northern Battery 获 AEMO 并网技术批复
1,080
MWh · 270 MW × 8 小时 · 构网型
AMPYR 开发，位于 Port Augusta 原 Northern 燃煤电站旧址，持南澳首轮可靠电力机制（FERM）15 年容量合同，阳光电源为项目合作方；目标 2026 年四季度完成融资交割并开工。
Energy-Storage.News，8 月 5 日
新州 · Sundown 光储项目获州规划批准
350 MW
光伏 ＋ 150 MW／600 MWh 储能 · New England 可再生能源区
阿特斯子公司 Recurrent Energy 开发，独立规划委员会在收到 133 份反对意见后有条件批准（含道路铺装降尘）；仍需联邦环评与并网协议，距最终投资决定尚有距离。
RenewEconomy，8 月 5 日
联邦 · 拟立法拦截纯燃气供电的数据中心
2 个辖区
昆州与北领地被点名 · 修法不成则联邦单独立法
Bowen 称煤电“不再是基荷，而是不可靠资产”，东部煤电机组每天都有故障停机并推高电价；若各州无法就修改《国家电力法》达成一致，联邦将单独立法使纯燃气供电的数据中心无法注册。
RenewEconomy，8 月 5 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
负电价区域分布单日在区域间轮动，选址判断须回到 30 日分布8 月 2 日至 3 日维州、南澳、塔州连续午间深负；8 月 4 日完全翻转——南部三区全天无一个负价时段、南澳日均 A$106.03/MWh 为五区最高，新州、昆州午间转负（9.0%／16.0%），当日 4 小时理论套利毛收益 A$491 与 A$517（A$/MW·日）进入各自 30 日贡献度前三。单日或两三日的负价形态不能作为区域配置依据；储能标的初筛应使用 30 日滚动分布（本期中位数排序：南澳 A$365 > 维州 A$309 > 昆州 A$308 > 塔州 A$256 > 新州 A$251），并同时核查集中度指标。催化因素：风电缺位使午间过剩与晚高峰缺口并存；风险因素：储能集中投运后谷价被抬升、峰价被压低。高每日滚动
数据中心用电规则：从部长理事会建议升级为联邦立法威胁AEMC 8 月 5 日正式建议：数据中心须注销新建机组的可再生电力来源保证（REGO）证书对冲全部用电、证明需求由新增可靠容量支撑、注册为市场参与者、接入协议鼓励与发电资产同址布置。Bowen 同日表态：若各州无法就修改《国家电力法》达成一致，联邦将单独立法使纯燃气供电的数据中心无法注册。把数据中心配套储能作为独立需求线纳入项目收入情景：新增可靠容量的最直接合规工具是电池，同址布置的接入激励有利于光储加数据中心一体化场址；对在手项目，评估与数据中心签订长期承购的可行性。催化因素：技术接入标准修订预计 10 月下旬出终裁，正式规则随后进入立法或规则修改程序；风险因素：目前仅为建议，证书与容量认定口径未定，昆州、北领地的反对可能拖慢进度。中高10 月技术接入标准终裁
八小时长时储能沿容量合同路径推进（AMPYR Northern Battery）270 MW／1,080 MWh 构网型电池获 AEMO 5.3.4 并网技术批复，为融资交割前关键监管里程碑；项目持南澳首轮可靠电力机制（FERM）15 年容量合同，复用 Port Augusta 退役燃煤场址与既有并网点，目标 2026 年四季度完成融资交割并开工。长时储能的可融资性验证路径清晰：容量合同在先、并网批复在后、融资交割收尾。评估同类标的时把“是否持有容量类合同”作为首要筛选条件——本期 §1.2 测算显示第 3–4 小时（乃至更长时长）的增量投资难以由套利收益单独覆盖。催化因素：四季度融资交割落定，形成南澳长时储能的完整先例；风险因素：构网型性能要求推高设备与调试成本，融资金额未披露，交割时点可能后移。中高2026 年四季度融资交割公告
州规划批准不是投资决定（Sundown 光储项目）阿特斯子公司 Recurrent Energy 的 350 MW 光伏＋150 MW／600 MWh 储能项目获新州独立规划委员会有条件批准（收到 133 份反对意见，附道路铺装降尘等条件）；仍需取得并网协议并完成联邦环评（2022 年被列为需管控行动）。场址横跨一条既有 330 kV 输电线。对处于规划阶段的标的，把州批准、联邦环评、并网协议三个节点分开计价，不要把规划批准直接读作可开工；该项目横跨既有 330 kV 线路、送出工程量小，是相对同区项目的实际优势。催化因素：联邦环评与并网协议先后落定；风险因素：附加条件增加前期资本开支，社区反对已在审批中留痕，后续变更申请可能再遇阻力。中联邦环评决定与并网协议
联邦中型分布式政策组合成形（持续跟踪）8 月 3 日清洁能源金融公司以 A$1 亿设立配网侧加速计划（最多 16 个约 5 MW 项目）；8 月 5 日 Bowen 正式宣布把小型可再生能源计划补贴上限由 100 kW 提高到 1 MW，并请 AEMC 研究加快商业与工业光伏接入审批的规则修改。把 100 kW–1 MW 与 5 MW 级配网项目单列为独立赛道评估：债务与补贴两端已同时打开，重点测算存量商业屋顶与光伏场址加装储能的改造经济性，并跟踪证书价格随装机放量的下行幅度。催化因素：补贴新上限的生效时点与接入审批规则修改落定；风险因素：补贴上限调整尚未立法，约 20% 的成本降幅按当前证书价静态测算，放量后会被稀释。中高立法与生效公告
售电交易对手信用（Zen Energy 清算，持续跟踪）管理人认定无可行替代方案，税前亏损 A$3.22 亿、无担保债权最高 A$3.47 亿，有担保债权人最多收回 10 分／澳元；失败被归因于光伏长头寸与储能短头寸的错配。其持有的南澳第三大电池 Templers（111 MW）自 7 月上旬起停运。以非投资级售电商为承购方的购电协议一律要求母公司担保或信用增级；同时把 Templers 作为潜在折价收购标的跟踪。催化因素：管理人处置资产形成折价收购机会；风险因素：处置周期拉长使停运损失扩大，设备保修与并网协议可能一并失效。高管理人资产处置公告

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 6 日至2026 年 8 月 4 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 81.22 84.74 76.77 531.85 @ 07/31 07:30 -8.77 @ 07/24 14:40 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 6 日至2026 年 7 月 6 日）下降 6%（中位数下降 4%）；负电价时段占比 2.2%
QLD1 64.49 69.35 67.84 294.39 @ 07/31 07:05 -8.71 @ 07/16 11:35 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 6 日至2026 年 7 月 6 日）下降 9%（中位数下降 6%）；负电价时段占比 7.5%
VIC1 72.04 79.19 67.89 19,069.69 @ 07/08 19:40 -757.07 @ 07/13 10:15 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 6 日至2026 年 7 月 6 日）上升 7%（中位数上升 4%）；负电价时段占比 14.9%
SA1 96.64 102.40 89.44 16,970.86 @ 07/08 19:40 -204.05 @ 07/13 15:35 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 6 日至2026 年 7 月 6 日）下降 26%（中位数上升 23%）；负电价时段占比 17.8%
TAS1 71.11 76.65 62.41 23,200.00 @ 07/13 16:20 -15.74 @ 07/13 07:05 较前一 30 日统计期（2026 年 6 月 6 日至2026 年 7 月 6 日）基本持平（中位数下降 11%）；负电价时段占比 9.2%

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$77.10/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$80.09/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$72.87/MWh，五区域—时段合并样本（43,200 个区间）中位数为 A$72.27/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”。极值主要由 7 月 8 日与 7 月 13 日的少数供需紧张时段驱动：维州与南澳本期最高价均出现在 7 月 8 日 19:40，塔州最高价 A$23,200/MWh 出现在 7 月 13 日 16:20。前一完整交易日（8 月 4 日，星期二）负电价区域分布翻转：新州、昆州午间转负，维州、南澳、塔州全天无负电价，南澳日均 A$106.03/MWh 为五区最高。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 4 日，星期二）

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$79.26/MWh
最高 A$146.00 @ 20:40
最低 A$-8.12 @ 14:50
26 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$66.29/MWh
最高 A$141.90 @ 22:15
最低 A$-7.16 @ 14:20
46 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$78.29/MWh
最高 A$160.17 @ 17:00
最低 A$8.94 @ 00:05
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$106.03/MWh
最高 A$172.95 @ 17:00
最低 A$50.94 @ 09:50
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$78.14/MWh
最高 A$145.07 @ 17:00
最低 A$29.57 @ 09:25
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 4 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《方法论说明》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
NSW119325148929421.0%
QLD122330850633316.8%
VIC116430949347543.6%
SA120236582256446.2%
TAS116925651748851.1%

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 SA A$365 > VIC A$309 > QLD A$308 > TAS A$256 > NSW A$251；按均值（含极端日期望值）则为 SA A$564 > TAS A$488 > VIC A$475 > QLD A$333 > NSW A$294。塔州在两个口径下分列第 4 与第 2，昆州则由第 3 降至第 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。
塔州与维州本期数字不可外推：塔州均值 A$488 已接近其 P90 的 A$517（比值 0.94），维州为 0.96，且贡献度最高的三个交易日分别占 30 日总额的 51.1% 与 43.6%——两地一半左右的理论收益由三天贡献，均值反映的是尾部事件而非常态。南澳集中度 46.2% 亦偏高，但其 P50 本身即为五区最高，按中位数看，南澳的领先并不依赖极端日。相比之下昆州（16.8%）与新州（21.0%）的收益分布最均匀——8 月 4 日新州、昆州分别录得 A$491 与 A$517 的单日理论毛收益并进入各自 30 日贡献度前三，正说明两地的高收益日更多来自午间负价与晚高峰的常规组合，而非极端尖峰。
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$103、QLD A$144、VIC A$116、SA A$167、TAS A$114（A$/MW·日）；折算到新增的 2 MWh 储能电量，为 A$52–84/MWh·日，年化 A$18,800–30,500/MWh。按本项目《方法论说明》第 5 节给出的 50%–65% 理论收益实现率折算，年化降至 A$9,400–19,800/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／西澳储备容量机制）、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。

二、行业动态（新闻及公告已核验至 2026 年 8 月 5 日 23:00（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 8 月 4 日 23:00 之后至 8 月 5 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　政策与市场机制

AUAEMC 向部长理事会提交数据中心并网规则建议：以新建绿电与新增可靠容量全额支撑用电、注册为市场参与者、自担接入成本
澳大利亚能源市场委员会（AEMC）8 月 5 日正式向能源与气候变化部长理事会提交数据中心入网建议，包含四项相互衔接的改革：①清洁能源要求——数据中心须注销来自新建发电机组的可再生电力来源保证（REGO）证书，对冲其全部用电量；②可靠性要求——须证明其需求由新增可靠容量支撑，防止推高批发电价；③市场纪律——数据中心须注册为市场参与者、受市场规则约束；④接入激励——接入协议须鼓励需求转移及与发电资产同址布置。实施按设施规模分阶段。后续路径：联邦与州政府经立法或电力规则修改落实；AEMO 正推进大负荷实时可见性的规则修改；技术接入标准修订预计 10 月下旬出终裁；正式生效前还有公开咨询。（本次公告未给出具体容量或金额。）
投资简评：对大型储能，这套框架若成为规则，等于在容量投资计划（CIS）之外开出一条由负荷侧驱动的合同化需求线——“新增可靠容量”的最直接合规工具就是电池，“与发电资产同址布置”的接入激励也有利于光储加数据中心一体化场址的并网排序；叠加此前 Fluence 提出的并网提速用途，数据中心配套储能的收入逻辑正在从设备商叙事转为监管框架。限制条件：目前仅为建议，证书注销与容量认定的具体口径未定，落实节奏取决于部长理事会与各辖区立法，10 月下旬的技术接入标准终裁是下一个可核查节点。
来源：AEMC，8 月 5 日
AUBowen：煤电“不再是基荷”；若州际修法不成，联邦将单独立法拦截纯燃气供电的数据中心
联邦能源与气候部长 Chris Bowen 8 月 5 日在全国新闻俱乐部演讲中称，煤电“不再是基荷，而是不可靠资产”，东部各州煤电机组每天都有故障停机并直接推高电价；他点名昆州与北领地政府倾向以压裂气为数据中心供电是“逐底竞争”，并明确表态：修改《国家电力法》需各州一致同意，若无法达成，联邦将自行立法，使纯燃气供电的数据中心“无法注册、无法推进”。他同场确认了 AEMC 的数据中心规则框架（见上条），并正式宣布把小型可再生能源计划（SRES）的补贴上限由 100 kW 提高到 1 MW（本报昨日已按提议报道，生效时点仍未公布）。
投资简评：这番表态把 AEMC 框架的约束力从“部长理事会协商”升级为“联邦准备单独立法”，实质上关闭了数据中心绕开可再生要求、直接配燃气机组的路径，提升了数据中心配套新建光伏与储能购电协议需求的确定性——受益最直接的是昆州等数据中心选址集中、且原本存在燃气替代方案的区域。限制条件：立法路径与时间表均未公布；昆州与北领地在 7 月底部长理事会上已拒绝同意推进（本报 7 月 29 日期曾载），9 月再审议时的立场是关键变量。
来源：RenewEconomy，8 月 5 日

2.2　大型光储与储能项目

SAPort Augusta：AMPYR 270 MW／1,080 MWh 八小时构网型电池获 AEMO 并网技术批复，目标四季度完成融资交割并开工
AMPYR Australia（AGP Sustainable Real Assets 支持）的 Northern Battery（270 MW／1,080 MWh，8 小时，构网型逆变器）获得 AEMO 依据《国家电力规则》第 5.3.4A 条出具的并网技术批复函，确认满足接入 NEM 的技术性能标准，是融资交割前的关键监管里程碑。项目位于南澳 Port Augusta 原 560 MW Northern 燃煤电站（2016 年退役）旧址，经 Port Augusta 既有变电站接入 ElectraNet 输电网；2025 年 11 月从阿德莱德开发商 Green Gold Energy 手中收购（后者仍为联合开发方），2026 年 5 月在南澳首轮可靠电力机制（FERM）招标中获 15 年容量合同；阳光电源（Sungrow）与 APD Global 为项目合作方。目标 2026 年四季度完成融资交割并开工。融资金额未披露。
投资简评：项目位于南澳输电主干北端，复用退役燃煤场址与既有并网点，是首轮 FERM 中标项目里最先走到并网技术批复的长时储能之一，其推进路径——容量合同在先、并网批复在后、融资交割收尾——正是长时储能可融资性的标准打法：8 小时时长的经济性由 15 年容量合同承载，而非现货套利（本报 §1.2 测算显示超出 2 小时的增量时长难以由套利收益单独覆盖）。核查项：四季度融资交割是否如期，以及构网型性能要求对设备与调试成本的推高幅度。
来源：Energy-Storage.News，8 月 5 日
NSWNew England：阿特斯旗下 Sundown 350 MW 光伏＋150 MW／600 MWh 储能获州规划批准，联邦环评与并网协议仍在途
新州独立规划委员会（IPC）经两个月审议，在收到 133 份反对意见后有条件批准阿特斯（Canadian Solar）子公司 Recurrent Energy 的 Sundown 光储项目：350 MW 光伏＋150 MW／600 MWh（4 小时）储能，位于 New England 可再生能源区北端的 Spring Mountain。附加条件包括铺装 Spring Mountain Road 部分路段以降尘、保障 Swan Brook 桥通行、设置防牛围栏。项目场址横跨一条既有 330 kV 输电线，是 Recurrent 在澳三个光伏项目中最大的一个（另有五个独立储能项目在推进）。仍需取得并网协议并完成联邦《环境保护与生物多样性保护法》（EPBC）审批——2022 年已被列为需管控行动。投资额未披露。
投资简评：州规划批准是必要条件而非投资决定——EPBC 与并网协议仍在途，距最终投资决定尚有距离；但场址横跨既有 330 kV 线路意味着送出工程量小，这是该项目相对同区标的的实际优势。对设备与 EPC 侧，母公司阿特斯的垂直整合（组件自供）意味着第三方组件采购需求有限，跟踪重点是储能系统与 EPC 采购包。核查项：联邦环评决定时间与并网协议进度；133 份反对意见显示的社区阻力可能在施工许可阶段再次出现。
来源：RenewEconomy，8 月 5 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-2026-08-03
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 2026-08-05）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data
  2. S02 · AEMC — Data centres: bring clean, firm energy, be flexible and pay their way, AEMC advises ministers（2026-08-05；政府或企业一手资料；查阅 2026-08-05）
    https://www.aemc.gov.au/news-centre/media-releases/data-centres-bring-clean-firm-energy-be-flexible-and-pay-their-way-aemc-advises-ministers
  3. S03 · RenewEconomy — Bowen says coal isn't baseload any more, it's unreliable, threatens states pushing gas for data centres（2026-08-05；行业媒体资料；查阅 2026-08-05）
    https://reneweconomy.com.au/bowen-says-coal-isnt-baseload-any-more-its-unreliable-threatens-states-pushing-gas-for-data-centres/
  4. S04 · Energy-Storage.News — AMPYR Australia bags 5.3.4 letter for 270MW grid-forming battery storage system（2026-08-05；行业媒体资料；查阅 2026-08-05）
    https://www.energy-storage.news/ampyr-australia-bags-5-3-4-letter-for-270mw-grid-forming-battery-storage-system/
  5. S05 · RenewEconomy — Big solar and battery project gets planning approval, on condition it paves road to minimise dust（2026-08-05；行业媒体资料；查阅 2026-08-05）
    https://reneweconomy.com.au/big-solar-and-battery-project-gets-planning-approval-on-condition-it-paves-road-to-minimise-dust/
  6. S06 · RenewEconomy — Solar rebates extended to megawatt scale systems as Bowen turns again to consumers to change energy game（2026-08-04；行业媒体资料，持续跟踪项；查阅 2026-08-05）
    https://reneweconomy.com.au/solar-rebates-extended-to-megawatt-systems-as-bowen-seeks-to-supercharge-missing-middle/
  7. S07 · pv magazine Australia — Expansion of rooftop solar rebate scheme to unlock Australia's missing middle（2026-08-05；行业媒体资料；查阅 2026-08-05）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/08/05/expansion-of-rooftop-solar-rebate-scheme-to-unlock-australias-missing-middle/
  8. S08 · 清洁能源金融公司（CEFC） — New CEFC-Infradebt program to unlock 'missing middle' of clean energy transition（2026-08-03；政府或企业一手资料，持续跟踪项；查阅 2026-08-05）
    https://www.cefc.com.au/media/media-release/new-cefc-infradebt-program-to-unlock-missing-middle-of-clean-energy-transition/
  9. S09 · RenewEconomy — “Long in solar, short on storage”: Zen Energy faces liquidation as administrators blame high-risk strategy（2026-08-03；行业媒体资料，持续跟踪项；查阅 2026-08-05）
    https://reneweconomy.com.au/long-in-solar-short-on-storage-zen-energy-faces-liquidation-as-administrators-blame-high-risk-strategy/
  10. S10 · 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 2026-08-05）
    https://aemo.com.au/energy-systems/major-publications/integrated-system-plan-isp
  11. S11 · 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 2026-08-05）
    https://www.cleanenergycouncil.org.au/resources/resource-hub/clean-energy-australia-report
  12. S12 · AEMO — Marginal Loss Factors FY2026-27 — final report（终稿；政府或企业一手资料；查阅 2026-08-05）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/market-operations/loss-factors-and-regional-boundaries
  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 8 月 5 日 23:00（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 8 月 6 日 AEST