⚡ 思源 · 澳洲新能源投资日报
2026 年 7 月 24 日 · 星期五 · 第 11 期

近 30 日 NEM 五区域算术平均电价 A$83.76/MWh，较前一 30 日统计期上升 4%（中位数口径上升 19%），隆冬电价中枢抬升但储能价差持平；昆州 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数 A$302/MW·日居首；Ark Energy 为新州 Richmond Valley 光储一体化项目（200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh 储能）作出最终投资决策，总投资约 A$13 亿

过去 30 个完整交易日（6 月 24 日至 7 月 23 日），澳大利亚国家电力市场（NEM）五区域算术平均电价为 A$83.76/MWh，较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）上升 4%；同期五个区域电价中位数的算术平均由 A$67.93/MWh 升至 A$80.53/MWh（上升 19%），中位数口径升幅明显大于算术均价，说明南半球隆冬电价中枢广泛抬升，而前一统计期的算术均价被南澳少数极端交易日推高。升幅集中于维州（算术均价上升 47%）；南澳算术均价回落 15%、但中位数上升 60%，反映其价格由极端尖峰驱动转为普遍偏高。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居首，维州与南澳次之；项目评估仍应纳入收益分布、极端交易日贡献度及可实现收益情景。

A$83.76
五区域算术平均电价 /MWh
较前一 30 日统计期上升 4%（中位数口径上升 19%）
A$302
昆州 4 小时峰谷套利理论毛收益中位数 /MW·日
维州 287 / 南澳 286
A$13 亿
Ark Energy Richmond Valley 光储项目 FID（新州）
200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh 储能
新闻检索范围：2026 年 7 月 23 日至 24 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 7 月 24 日 21:00（AEST） · 电价统计期：2026 年 6 月 24 日至 7 月 23 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 7 月 23 日 · AEMO 区间结束时点口径 · 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 24 日至 7 月 23 日），NEM 五区域算术平均电价为 A$83.76/MWh（较前一 30 日统计期上升 4%，中位数口径上升 19%），南半球隆冬电价中枢整体抬升，但极端交易日较前一统计期回落。维州算术均价上升 47%；南澳算术均价回落 15% 但中位数上升 60%（价格由极端尖峰驱动转为普遍偏高），昆州基本持平、塔州小幅回落。须注意：电价上行并未转化为储能价差改善——本期四小时峰谷价差南澳下降 3%、维州下降 1%，新州与昆州分别上升 6% 与 4%，整体持平。原因在充电侧：入冬后光伏出力下降填平了午间低谷，最低四小时均价维州由 A$5.3 升至 A$43.3、南澳由 A$4.1 升至 A$50.4，涨价部分基本被充电成本抵消。对储能而言，决定收益的是谷价而非均价。昆州 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数为 A$302/MW·日，居五区域首位；该指标是在完全预知价格、未计效率损失及交易费用等条件下的理论上限，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。项目端，Ark Energy 为新州 Richmond Valley 光储一体化项目（200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh 储能，总投资约 A$13 亿）作出最终投资决策（FID），成为澳洲迄今规模最大的光储一体化项目中首个完成全部建设资金安排的项目；Yanara 获法国 Mirova 注资 A$2.44 亿，加速以维州 Mortlake 光储一体化项目为核心的 2 GW 以上项目储备；电网侧，西澳 Clean Energy Link–North 输电增容工程正式开工。容量投资计划（CIS）第 9 轮 5 GW 招标已于 7 月 20 日截止，官方尚未披露投标规模。

过去 30 个完整交易日 · 五区域算术平均电价
A$83.76
/MWh · 较前一 30 日统计期上升 4%
五区域合并需求加权平均电价为 A$87.53/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$80.53/MWh（较前一 30 日统计期上升 19%），五区域—时段合并样本中位数为 A$79.24/MWh。中位数口径升幅大于算术均价，反映南半球隆冬电价中枢广泛抬升，不宜混称为“全网中位数”。
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$302
/MW·日 · 本期五区域最高
维州为 A$287/MW·日，南澳为 A$286/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
14.4%
占全部 5 分钟结算时段 · 本期五区域最高
维州为 10.6%，塔州 5.4%，昆州 4.2%，新州 0.8%。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；南澳、维州负价时段占比最高；本期负价并非以午间光伏为主——维州 59% 的负价区间落在夜间（最长一段 10.75 小时，7 月 1 日 21:20 至次日 08:00），南澳最长一段连续 19 小时跨夜。负价平均深度维州 −A$6.94、南澳 −A$7.83/MWh。
资料来源：AEMO；思源投资测算
南澳 · 平均电价最高区域
A$97.85
/MWh · 30 日滚动统计期
南澳算术均价居五区域首位（中位数 A$94.25/MWh），需求加权平均电价为 A$101.23/MWh。南澳新能源渗透率高、日内波动最剧，价格由日间低价与晚间尖峰共同构成，利于储能峰谷套利但收益尾部集中。
资料来源：AEMO；思源投资测算
新州 · Ark Energy Richmond Valley 光储项目 FID
A$13 亿
200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh 储能
Ark Energy（母公司韩国锌业 Korea Zinc）就位于新州北河地区、卡西诺以南约 25 公里的 Richmond Valley 光储一体化项目作出最终投资决策，成为澳洲迄今规模最大的光储一体化项目中首个完成全部建设资金安排的项目（股权 A$5.86 亿 + 债务 A$7.16 亿），获新州长期能源服务协议（LTESA）支持，计划 2026 年 9 月完成融资交割、10 月开工、2029 年 1 月投运。
RenewEconomy，7 月 24 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
维州 · Yanara 获 Mirova 注资（Mortlake 光储一体化项目）
A$2.44 亿
2 GW 以上项目储备 · 法国 Mirova 入股
开发商 Yanara（前身 BrightNight 亚太）获法国资管机构 Mirova 注资 A$2.44 亿（约 1.71 亿美元），加速覆盖维州、新州、西澳的 2 GW 以上项目储备；旗舰项目为维州 Mortlake 光储一体化项目，规划 450 MW 光伏 + 600 MW/2,400 MWh 配建储能。
pv magazine Australia，7 月 23 日
AEMO 2025/26 财年 · 实现全容量并网的项目
9.1 GW
12.9 GWh · 34 个项目
实现全容量并网的项目规模较上财年增加逾一倍；并网排队项目总规模增至 75.4 GW，其中电池占 53%。项目储备规模不能直接视为具备交付条件的容量，应按并网申请获批、完成注册及实现全容量并网三个阶段跟踪。
AEMO 2026 年 6 月并网进展报告

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
Ark Energy Richmond Valley 光储（韩国锌业）200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh（约 8 小时）储能作出最终投资决策，是澳洲迄今规模最大的光储一体化项目，已完成全部建设资金安排；LTESA 收益支持与长时储能配置体现对长时套利与容量价值的定价。跟踪 2026 年 9 月融资交割与债务条款、Hanwha 储能供货与 Elecnor 站内配套工程进度，参考本项目校准长时光储资产估值与承包结构。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
Yanara / Mirova（Mortlake 光储一体化项目）Mirova 注资 A$2.44 亿支持 2 GW 以上项目储备，旗舰 Mortlake 项目为 450 MW 光伏 + 600 MW/2,400 MWh 配建储能；国际资管机构入股澳洲开发商。跟踪 Mortlake 项目审批与并网节点、后续最终投资决策及资金用途，评估组件、储能变流器（PCS）与 EPC 潜在采购需求。催化因素：项目进入采购或最终投资决策；风险因素：审批或并网排队延迟。中后续开发节点
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
Clean Energy Link–North（西澳电网）珀斯地区 132 kV 输电增容工程正式开工，可释放 1 GW 以上光伏与陆上风电接入空间；西澳孤立电网的输电瓶颈逐步缓解。跟踪线路 2027 年中完工节点与后续变电站工程，结合西澳储备容量机制（RCM）评估中西部可再生能源区并网空间与收益。催化因素：线路按期完工释放接入容量；风险因素：工程延误或后续增容不足。中2027 年中完工
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 24 日至 7 月 23 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 89.44 92.38 84.79 299.99 @ 06/24 17:15 -8.50 @ 07/12 14:05 较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）上升 15%（中位数口径上升 16%）；负电价时段占比 0.8%
QLD1 71.04 74.98 72.51 233.01 @ 06/24 17:20 -8.71 @ 07/16 11:35 较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）下降 1%（中位数口径基本持平）；负电价时段占比 4.2%
VIC1 84.79 90.97 80.50 19,069.69 @ 07/08 19:40 -757.07 @ 07/13 10:15 较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）上升 47%（中位数口径上升 46%）；负电价时段占比 10.6%；7 月 8 日出现价格尖峰
SA1 97.85 101.23 94.25 16,970.86 @ 07/08 19:40 -204.05 @ 07/13 15:35 较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）下降 15%（中位数口径上升 60%）；负电价时段占比 14.4%
TAS1 75.67 80.36 70.59 23,200.00 @ 07/13 16:20 -15.74 @ 07/13 07:05 较前一 30 日统计期（5 月 25 日至 6 月 23 日）下降 8%（中位数口径下降 12%）；负电价时段占比 5.4%；7 月 13 日触及 A$23,200/MWh

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$83.76/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$87.53/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$80.53/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$79.24/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 23 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$60.35/MWh
最高 A$97.63 @ 00:10
最低 A$-1.21 @ 15:15
1 个 5 分钟区间小幅为负
$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$59.98/MWh
最高 A$93.42 @ 00:10
最低 A$-1.31 @ 15:15
1 个 5 分钟区间小幅为负
$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$41.34/MWh
最高 A$88.80 @ 00:10
最低 A$-1.15 @ 15:10
16 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$60.13/MWh
最高 A$107.78 @ 22:55
最低 A$-3.91 @ 14:15
日内波动 NEM 最剧（20 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$39.02/MWh
最高 A$80.93 @ 00:10
最低 A$-1.19 @ 15:10
4 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 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 23 日，按 00:00<结算时点≤次日 00:00 选取 288 个区间。

1.2 五区域月均 RRP 走势（2026 年 4 月至本期 30 日滚动期）

最右列为 2026 年 6 月 24 日至 7 月 23 日的 30 日滚动期；7 月数据覆盖 7 月 1 日至 23 日的完整交易日。本月截至 7 月 23 日，五区域算术平均电价为 A$75.47/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$78.93/MWh。30 日滚动期仍包含 6 月下旬及 7 月上旬供需紧张时段的价格尖峰，因此高于 7 月截至 23 日的数据。

区域2026 年 4 月2026 年 5 月2026 年 6 月2026 年 7 月 1–23 日
算术均价 / 需求加权平均电价		30 日滚动期较 4 月变动
NSW1 A$59.73A$82.01A$83.30 A$80.14
需求加权 A$82.84		 A$89.44+50%
QLD1 A$53.31A$76.34A$71.43 A$65.56
需求加权 A$69.48		 A$71.04+33%
VIC1 A$35.68A$64.77A$66.81 A$73.86
需求加权 A$80.68		 A$84.79+138%
SA1 A$56.18A$77.49A$125.73 A$82.32
需求加权 A$85.28		 A$97.85+74%
TAS1 A$85.24A$96.14A$76.83 A$75.45
需求加权 A$81.20		 A$75.67-11%

资料来源：同 §1.1。月度与滚动期均按区间结束时点归日；需求加权平均电价采用 AEMO 的 TOTALDEMAND 字段计算。区域月均价格不等同于项目加权实现电价；光伏和储能项目仍需结合实际出力或调度曲线另行测算。

1.3 五区域电池储能系统（BESS）日内峰谷套利理论毛收益（2 小时与 4 小时系统，2026 年 4 月至本期 30 日滚动期）

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。

▌2 小时 BESS

手机提示：图表可左右滑动查看完整坐标与数值。

$0 $100 $200 $300 $400 $500 A$ / MW / 日 2 小时 BESS 日度峰谷套利理论毛收益中位数（P50） 176 147 137 144 177 169 162 170 211 157 161 172 268 178 168 175 77 44 90 142 NSW1 QLD1 VIC1 SA1 TAS1 2026-04 2026-05 2026-06 过去 30 天

▌4 小时 BESS

$0 $200 $400 $600 $800 A$ / MW / 日 4 小时 BESS 日度峰谷套利理论毛收益中位数（P50） 323 261 226 235 329 297 294 302 360 283 282 287 447 300 295 286 124 65 113 242 NSW1 QLD1 VIC1 SA1 TAS1 2026-04 2026-05 2026-06 过去 30 天

本期日度峰谷套利理论毛收益中位数（P50）：NSW 2 小时/4 小时为 A$144/A$235；QLD 为 A$170/A$302；VIC 为 A$172/A$287；SA 为 A$175/A$286；TAS 为 A$142/A$242。单位为 A$/MW·日，未计入效率损失、电池衰减、辅助负荷、交易费用、网络损耗及其他项目成本。

▌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
NSW116823533725118.1%
QLD117630244830016.3%
VIC116728758046144.0%
SA114628668650046.8%
TAS115724236643654.7%

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$302 > VIC A$287 > SA A$286 > TAS A$242 > NSW A$235；按均值（含极端日期望值）则为 SA A$500 > VIC A$461 > TAS A$436 > QLD A$300 > NSW A$251。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$436 高于自身 P90 A$366（比值 1.19），且贡献度最高的三个交易日占 30 日总额 54.7%，为五区域最高——说明该值主要由 7 月 13 日区域参考价格触及 A$23,200/MWh 的单一事件定义，不代表常态收益水平。南澳（46.8%）与维州（44.0%）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$91、QLD A$133、VIC A$115、SA A$111、TAS A$100（A$/MW·日）；折算到新增的 2 MWh 储能电量，为 A$45–66/MWh·日，年化 A$16,500–24,200/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$5,300–7,800/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。本期 Ark Energy 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口径核算，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 24 日 21:00（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 7 月 23 日至 24 日发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项；结构性并网数据引用 AEMO 最新官方报告，供应链进展及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　政策与市场基础设施

西澳 Clean Energy Link–North 132 kV 输电增容工程正式开工，规划释放 1 GW 以上可再生能源接入空间
西澳国有输电企业 Western Power 与承包商 Acciona 于 7 月 23 日为 Clean Energy Link–North 项目举行动工仪式。工程包括 Padbury 至 Wangara 约 6 公里 132 kV 地下电缆及 Northern Terminal 至 Henley Brook 约 5 公里 132 kV 架空线路，位于珀斯都会区，规划为西澳西南互联系统（SWIS）释放 1 GW 以上太阳能与陆上风电接入空间，线路计划于 2027 年年中建成。该项目为 Clean Energy Link 一揽子输电强化计划的组成部分（本报告上期曾报道其项目与合同管理服务意向征集）。
投资简评：西澳电网为全国最大的孤立电网、不与 NEM 联网，珀斯及周边输电瓶颈长期制约大型光储项目并网。对投资方而言，本次由意向征集进入实体施工，标志着中西部至珀斯走廊增容转入实体施工，将逐步释放并网空间；但本段工程集中于珀斯都会区、规模有限，中西部可再生能源区的并网释放仍取决于后续更大规模的线路与变电站工程，收益还需结合西澳储备容量机制（RCM）评估。
来源：pv magazine Australia，7 月 24 日 · 英文原文
AU联邦绿色融资机构 CEFC 任命 Paul McCartney 为新任首席执行官，9 月 18 日生效
清洁能源金融公司（CEFC）宣布任命内部人选 Paul McCartney（现任“国家电网重塑计划”（Rewiring the Nation）首席投资官）为新任首席执行官，自 2026 年 9 月 18 日生效。CEFC 是联邦政府主导的绿色投融资机构，对大型可再生能源、电网及储能项目提供股权与债务支持。本次为领导层更替，未附带新增资金安排。
来源：RenewEconomy，7 月 23 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
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。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
AUAEMO 2025/26 财年项目并网规模创历史新高：34 个项目实现全容量并网，规模为 9.1 GW/12.9 GWh
AEMO《2026 年 6 月并网进展报告》显示，2025/26 财年共有 34 个项目实现全容量并网，规模为 9.1 GW/12.9 GWh，较上财年增加逾一倍；同期并网申请获批规模为 14.2 GW/31.1 GWh，完成注册规模为 7.4 GW/14.0 GWh。并网排队项目总规模增至 75.4 GW，其中电池占 53%。该数据表明电池已成为并网工作量最大的技术类别，但项目储备规模不能直接视为具备交付条件的容量，项目筛选仍应按并网阶段分层。
来源：AEMO《2026 年 6 月并网进展报告》 · 官方 PDF
NSWTransgrid 授出 10 台同步调相机早期工程合同，总投资约 A$11.9 亿，支撑燃煤退出期系统强度
Transgrid 为在 NEM 燃煤机组退役过程中维持电网系统强度，采购 10 台同步调相机（总采购与安装投资约 A$11.9 亿）。土建基础等早期工程已分别授予 UGL（Wellington、Darlington Point 变电站）与 CPP（Newcastle、Kemps Creek、Armidale 变电站），主机安装自 2027 年年中启动、2029 年 2 月全部完工，并以电池构网型（grid-forming）逆变器补充系统强度。
来源：RenewEconomy，7 月 22 日 · 英文报道

2.2　大型光储项目

NSWAUArk Energy 为 Richmond Valley 光储一体化项目作出最终投资决策：200 MW 光伏 + 275 MW/2,200 MWh 储能，总投资约 A$13 亿
韩国锌业（Korea Zinc）旗下 Ark Energy 就位于新州北河地区、卡西诺（Casino）以南约 25 公里的 Richmond Valley 光储一体化项目作出最终投资决策（FID），该决议已于 7 月 21 日经母公司董事会批准。项目规划 200 MW（交流侧）光伏 + 275 MW/2,200 MWh（约 8 小时）磷酸铁锂（LFP）电池储能系统，采用单一并网接入点与构网型（grid-forming）逆变器，总投资约 A$13 亿（股权 A$5.86 亿 + 债务 A$7.16 亿）。储能设备由 Hanwha Energy 供货，站内配套工程（BOP）由 Elecnor Australia 承担（2025 年 9 月签署早期承包协议）；项目获新州长期能源服务协议（LTESA）收益支持，计划 2026 年 9 月完成融资交割、10 月开工、2029 年 1 月投运，为 Ark Energy 首个进入 FID 的自建自持项目。
投资简评：本项目为澳洲迄今规模最大的光储一体化项目，已落实全部建设资金，位于新州北部 Northern Rivers 地区。对投资方而言，约 8 小时时长的储能配置在当前以 2–4 小时为主的市场中较为罕见，叠加 LTESA 长期收益保障，体现开发方对长时套利与容量价值的定价；A$13 亿投资中债务占比约 55%，可作为大型光储项目融资结构的可比参照。限制条件在于，FID 完成不等于融资交割，实际交割计划于 9 月、条款尚未公开，储能供货与站内配套工程的进度、成本及并网节点仍需跟踪。
来源：RenewEconomy，7 月 24 日 · 英文原文
VICEUYanara 获法国 Mirova 注资 A$2.44 亿，加速以 Mortlake 光储一体化项目为核心的 2 GW 以上项目储备
开发商 Yanara（前身为 BrightNight 亚太业务）获法国资产管理机构 Mirova 注资 A$2.44 亿（约 1.71 亿美元），用于加速覆盖维州、新州及西澳的 2 GW 以上项目储备。旗舰项目为维州西部的 Mortlake 光储一体化项目，规划 450 MW 光伏 + 600 MW/2,400 MWh 配建储能。
投资简评：本次为国际资管机构对澳洲开发商的公司层面股权注资，反映海外资本继续加码澳洲光储项目储备。对投资方而言，Mirova 入股为 Yanara 提供项目开发资本，Mortlake 项目的 600 MW/2,400 MWh 配建储能构成后续组件、储能变流器（PCS）与 EPC 的潜在采购需求；但注资用于公司平台与项目前期开发，Mortlake 及其他储备项目距最终投资决策与并网仍有较长周期，现阶段不构成明确采购机会。
来源：pv magazine Australia，7 月 23 日 · 英文原文 ｜ RenewEconomy，7 月 24 日
VICAUWooreen 350 MW/1,400 MWh 储能完成全部电池单元交付，进入并网调试（持续跟踪）
EnergyAustralia 位于维州拉筹伯河谷（Latrobe Valley）的 Wooreen 电池储能系统（350 MW/1,400 MWh，4 小时）已完成全部 1,038 台 Wärtsilä Quantum 电池单元交付与安装，进入并网与调试阶段，计划 2027 年投入商业运营；50% 权益由泰国 Banpu 于 2025 年 7 月以约 A$1.1 亿认购（对应项目估值约 A$7 亿），采用构网型（grid-forming）模式提供虚拟惯量。
来源：Energy-Storage.News，7 月 22 日 · 英文原文
NSWSamsung C&T 在新州就 Boro 光储项目提交环境影响申报：150 MW 光伏 + 250 MW/1,000 MWh 储能（持续跟踪）
Samsung C&T 可再生能源澳大利亚公司就 Boro 光储一体化项目（戈尔本以南约 40 公里，约 410 公顷）向联邦《环境保护与生物多样性保护法》（EPBC）提交项目环境影响申报（referral），规划 150 MW 光伏及 250 MW/1,000 MWh（4 小时）电池储能系统，按新州重大项目审批；申报文件披露的初始资本性支出超过 A$3,000 万。项目尚处审批早期，可作为组件、储能变流器（PCS）、主变压器及 EPC 潜在采购需求的观察对象。
来源：Energy-Storage.News，7 月 22 日 · 英文原文

2.3　供应链补充跟踪

NSW纽卡斯尔港获批暂存大型储能用锂离子电池货物，港口方称为新州首例
新州独立规划委员会于 2025 年 9 月 23 日批准 Mayfield Cargo Storage Facility 接收、储存和转运锂离子电池货物（按第 9 类危险品管理）。港口方面称，该设施已接收并暂存拟运往 AGL Tomago、Origin Eraring 及 Bellambi Heights 三个大型储能项目的电池设备，项目合计规模约 1.7 GW/6.8 GWh。
供应链研判：Mayfield 多用途码头位于纽卡斯尔港，EnergyCo 正在升级纽卡斯尔港至 Central-West Orana 可再生能源区的超限设备运输线路。从项目交付角度看，该项许可打通了海运卸货、危险品暂存与分批陆运之间的合规衔接环节，有助于缓解船期与现场安装进度错配；实际效果仍取决于仓储和陆运条件。该项许可主要改善物流组织条件，并不直接改变项目收益率；项目尽调仍需核实仓储容量上限、最长停留时间、消防安全条件、保险责任及港口至项目现场的运输责任。
来源：Port of Newcastle，7 月 15 日 · 港口公告 ｜ NSW Planning Portal · 批准文件

三、输电网 · 潮流 · MLF · 充裕度 · 供需基准（结构性背景 · 周内基本不变）

本节列示输电网络拓扑、互联线主导潮流方向、边际损耗系数及供电充裕度等中长期指标，相关资料通常按财年或季度更新，适用于项目选址、并网条件、结算损耗及中长期可靠性分析。

3.1 NEM 输电网架构、互联线潮流与边际损耗格局（2026-27 财年）

本节依次分析：① 输电网络拓扑示意图 — NEM 五区域主干 220–500 kV 输电网、关键区域参考节点（RRN）及 6 条互联线；② 互联线能力与主导潮流方向 — 公开额定传输能力（非实时调度限额）、2026/27 财年官方资料所示的中长期主导潮流方向及已发布拥塞结论；③ 边际损耗系数（MLF）与配电损耗系数（DLF）变化 — 按子区域展示损耗调整的同比变化（详见 §3.2）。西澳的西南互联系统及批发电力市场（SWIS/WEM）为独立同步电力系统，不与 NEM 同步互联，图中仅作示意。

手机提示：网络地图可左右滑动查看站点与线路标签。

澳洲 NEM 输电网与潮流方向（2026-27 财年） 数据 = AEMO MLF FY 2026-27 + Transmission Network Plans NT 不在 NEM SA QLD NSW VIC TAS WA SWIS / WEM 不在 NEM（参考） ↓ WA 缩小图示 275 kV 500 kV 500 kV 275 kV 220 kV South Pine 275 kV QLD RRN(Brisbane) Bulli Creek 330 kV(QNI) Sydney West 330 kV NSW RRN(Sydney) Liddell / Bayswater 500 kV(Hunter Valley) Buronga 330 kV PEC 起点(NSW-SA) Loy Yang 500 kV Basslink 维州端(RRN 为 Thomastown 66 kV) Heywood TS 500 kV VIC-SA 互联线 VIC 端 Robertstown 275 kV PEC 南澳侧(RRN 为 Torrens Island 66 kV) Heywood (SA) 275 kV VIC-SA 互联线 SA 端 George Town 220 kV TAS RRN + Basslink 终点 互联线一览（电压等级 + 流向） QNI QLD ↔ NSW · 330 kV（双向） VNI NSW ↔ VIC · 330 kV（双向） PEC NSW ↔ SA · 330 kV（新建） Heywood SA → VIC · 500/275 kV（净流向反转） Murraylink VIC → SA · ±150 kV DC（净流向反转） Basslink VIC → TAS · ±400 kV DC（向 TAS 送电） Marinus VIC ↔ TAS · ±320 kV DC（在建）
口径说明：信息卡内的百分比为各子区域 2025/26 财年至 2026/27 财年的 MLF 变动，单位为百分点。 发电侧与负荷侧的经济方向相反，不可用同一条规则解读：按 AEMO 定义（MLF 终稿附录 A1.2.1），发电连接点 MLF 越高越有利、越低越不利；负荷连接点则相反——MLF 越高越不利、越低越有利。例如塔州 South 发电侧 +2.06%、负荷侧 +2.35%，对电池储能而言放电端多得 2.06%、充电端多付 2.35%，净效应为负；反之南澳 Riverland 发电侧 −2.96%、负荷侧 −6.93%，充电成本下降幅度大于放电收入下降幅度，对储能净效应为正。因此各州卡片的“改善／下降”标签仅就发电侧而言；储能项目须自行比较两侧变动差额（往返效应）。MLF 反映连接点与本区域参考节点（RRN）之间输电网的边际损耗调整，属区域内机制（NER 3.6.2）；跨区域损耗由区域间损耗方程（NER 3.6.1）另行处理。MLF 并不直接等同于项目收入增减；DLF 为配电损耗系数（详见 《方法论说明》）。
WA · SWIS / WEM
独立市场，不属 NEM（无 MLF 概念）
储备容量机制基准储备容量价格 A$488,500/MW·年（性质相当于国内容量电价；为基准价而非实际结算价，本期未取得监管机构原文）
DLF (Western Power): 1.02–1.05
基于 200 MW / 1,200 MWh BESS 标准
QLD · MLF 下降幅度最大
MLF 范围（发电侧，典型）: 0.85–1.05
▼ North 同比 -3.24% · Central -2.21%
▲ South-east +0.12%
主因：北部储能延期 + 光伏单项最大 -8.5%
DLF (Energex / Ergon): 1.03–1.07
NSW · 整体改善
MLF 范围（发电侧，典型）: 0.82–1.04
▲ Snowy 同比 +0.76% · North +0.49%
▼ West -0.39% · Hunter -0.40%
主因：从 QLD 受电规模回落 + 新增 1,918 MW 储能装机改善本地平衡
DLF (Ausgrid/Endeavour/Essential): 1.02–1.05
VIC · 北部 MLF 下降
MLF 范围（发电侧，典型）: 0.85–1.05
▼ North 同比 -1.69% · North-west -0.46%
▲ Latrobe Valley +0.25%
AEMO 2026/27 财年终稿显示，维州转为净受电、南澳转为净送电（Heywood：SA→VIC）；Latrobe Valley MLF 上升主要与 Basslink 向塔州送电增加有关。
DLF (CitiPower/Powercor/AusNet): 1.02–1.05
SA · 局部最严重
MLF 范围（发电侧，典型）: 0.85–1.03
▼ Riverland 负荷侧 MLF 较上财年下降 6.93 个百分点
▲ South-east +2.34%（NEM 最佳）
主因：Murraylink 潮流反转，南澳转为经该线净受电，Riverland 子区域穿越潮流上行
DLF (SAPN): 1.03–1.06（配网损耗 4–7%）
TAS · 整体改善
MLF 范围（发电侧，AEMO 事前测算）: 0.9188–1.0091（发电连接点全量；St. Marys 1.0556 为负荷连接点，口径不同不并入区间）
▲ West Coast 同比 +2.56% · South +2.06%
▲ North-west +1.69%
主要变化：Basslink 转为受监管互联线并纳入监管定价后，维州经海缆向塔州送电增加（MLF 终稿 p55）
DLF (TasNetworks): 1.02–1.04
图例(symbol key)
双向 AC(QNI/VNI/PEC)
净流向反转(VIC→SA)
HVDC 海缆(Basslink)
在建(Marinus Link)
RRN / 关键变电站
州轮廓与变电站位置为示意性简化（非地理精确）。底图源：AEMO MLF FY 2026-27 终稿 + 各 TNSP(Powerlink / Transgrid / AusNet Services / ElectraNet / TasNetworks)公开 Transmission Annual Planning Report。

3.1.1 互联线潮流框架与瓶颈展望

数据口径： 本节反映公开资料所示的中长期网络能力及主导潮流方向，不代表本报告期的 5 分钟实际调度结果。公开额定传输能力并非实时可用限额；本节不列示未经 NEMWEB 全量重算的本期净流量、约束生效时段占比或跨区价差贡献。方向判断以 AEMO 2026/27 财年 MLF 终稿及已发布季度资料为准。
互联线 类型 / 电压 公开额定传输能力
（正向 / 反向，MW；非实时限额）		 中长期主导潮流方向（AEMO MLF FY2026-27 终稿口径） 已知瓶颈与缓解时间表
QNI
QLD ⇄ NSW		 AC, 330 kV（双回） 1,400 / 950 QLD → NSW 为主
煤电基荷富余与午间光伏过剩南送；白天高峰时段频繁触及输送限额		 QNI 升级工程（MLF 终稿 p98 脚注 E 按北向额外 100 MW 裕度建模）于 2025 年完工后，约束生效频率较 2024 年同期下降，AER 年报已作记录。下一关键节点为 CopperString 2032（已作出最终投资决定，东北部约 1,100 km、计划新增约 1,500 MW 传输能力）。
VNI
NSW ⇄ VIC		 AC, 330 kV 1,670 / 1,700 VIC → NSW 为主（中午光伏/风电过剩北送）;凌晨偶现反向 VNI 北向通道是 NEM 主要的持续性跨区拥塞通道之一；缓解措施包括计划于 2027 年投运的 HumeLink（目标增加约 1,800 MW 北向传输能力）及已完成的 VNI 小规模升级工程。
Heywood
VIC ⇄ SA		 AC, 500/275 kV 至 2026-09-30：700 / 750；自 2026-10-01：550 / 600 2026-27 净流向反转 → SA→VIC（此前以 VIC→SA 为主）;以 AEMO FY2026-27 MLF 终稿 p52、p54 为准 该通道能力有限是南澳跨区互济能力受限的主要原因之一；公开约束资料包含系统强度服务相关约束。缓解措施为 PEC 二期（NSW–SA，ISP 2026 表 1 p19：2026 年 10 月投运、2027 年 11 月达全容量；MLF 终稿 p98 按 150→350→550 MW 分档建模）。
Murraylink
VIC ⇄ SA		 HVDC, ±150 kV 220 / 约 188–215 VIC → SA 为主,与 Heywood 结构性方向相反；两条通道不可合并为同向潮流 主要瓶颈包括高压直流设备容量上限及 Riverland 高压走廊热稳定约束；SA Riverland 子区域 MLF 分别在发电侧下降 2.96 个百分点、负荷侧下降 6.93 个百分点（见 §3.2）。PEC 二期投运后，相关压力有望部分缓解。
Basslink
VIC ⇄ TAS		 HVDC, ±400 kV（海缆） 594 / 478 本财年主导潮流倾向 VIC→TAS（潮流规模较 2025-26 收缩：QED Q1 2026 月均 338→78 MW，方向未反转） 自 2026 年 7 月 1 日起转为受监管互联线，并纳入受监管资产基数（RAB）定价；塔州机组计划检修致本地供应减少，维州经 Basslink 向塔州送电增加，与塔州多数子区域 MLF 上升 1.1–2.6 个百分点同期发生（见 §3.2）。下一关键节点为 Marinus Link 一期（±320 kV 直流，一期 750 MW，2030 年 6 月投运、12 月达全容量；ISP 2026 表 1 p19）。
PEC
NSW ⇄ SA(Stage 2)		 AC, 330 kV（新建） Stage 2：150（2026-10）→350（2026-11）→550（2027-03 起）
Stage 1 试运		 一期目前为双向小规模潮流，尚未进入常态化运行；Buronga–Robertstown 段自 2025 年下半年起试运行 二期 2026 年 10 月投运、2027 年 11 月达全容量（ISP 2026 表 1 p19）；MLF 终稿 p98 按 150→350→550 MW 分档建模；投运后将首次建立南澳与东岸主网之间不经维州的输电通道。第三方机构 Cornwall Insight 公开评论预计南澳第四季度区域参考价格中位数或下降 A$15–25/MWh（付费源转述，未取得原文，本项目未独立核验）；该项目是南澳区域价差收窄的重要节点。
已发布资料支持的主要结论
① VNI 北向通道是 NEM 主要的持续性跨区拥塞通道之一；在 HumeLink 计划于 2027 年投运前，预计相关约束难以得到显著缓解。
② Heywood 2026/27 财年的中长期主导潮流方向为 SA→VIC：AEMO MLF 终稿第 52 页显示维州转为净受电，第 54 页显示南澳转为净送电。Riverland MLF 变化还受到 Murraylink 及区域穿越潮流影响，不能仅以 Heywood 潮流方向作单一因果解释。
③ 维州仍可经 VNI、Murraylink 与 Basslink 阶段性送电，但 Heywood 本财年转为从南澳净受电，不宜再概括为“维州三向送电”。本期五区域算术平均电价为 A$83.76/MWh，仅反映价格环境，不能替代互联线实际潮流数据。
④ 本节不提供本期 5 分钟约束生效时段占比及净流量：相关指标须基于 NEMWEB DispatchIS 与 InterconnectorRes 全量数据另行测算。表内仅保留官方已发布的中长期主导潮流方向；投资模型不得采用未经核验的约束比例。

资料来源与方法：① 公开额定传输能力参考 AEMO《Transfer Limit Advice》及各输电网络服务商 2025/26 版年度规划报告，并进行交叉核验；② 主导潮流方向参考 AEMO《2026 年第一季度能源市场动态》、AER《能源市场年度报告 2025》及 ElectraNet、TasNetworks 已发布年度规划资料；③ 2026/27 财年 MLF 数据来自 AEMO MLF 终稿表 18–22（详见 §3.2）；④ 拥塞缓解时间表参考 AEMO《2024 年综合系统规划》及各输电网络服务商 RIT-T 文件。本节未纳入本期 5 分钟调度实测指标；相关指标须基于 NEMWEB 全量数据另行测算。

3.2 边际损耗系数（MLF）：2026/27 财年各州子区域较上财年变动

表格口径：各州划分为若干子区域；表中数值为各子区域 2025/26 财年至 2026/27 财年的 MLF 变动，单位为百分点。 “发电侧变动”为发电端 MLF 变化，影响发电机及 BESS 放电结算；“负荷侧变动”为负荷端 MLF 变化，影响用户及 BESS 充电结算。 数据来源:AEMO MLF FY 2026-27 终稿 PDF Tables 18–22;MLF 概念详解见 《方法论说明》。

QLD · MLF 下降幅度最大
子区域发电侧变动负荷侧变动
North QLD-3.24%-1.77%
Central QLD-2.21%-1.71%
South-east+0.12%+0.12%
South-west+0.04%-0.19%
主因:北部储能项目投运延期 + 西南部燃煤机组检修，北/中部至南部送电规模加大、沿线网损上升；单个光伏电站的 MLF 最大下降 8.5 个百分点
NSW · 多数子区域 MLF 改善
子区域发电侧变动负荷侧变动
Snowy+0.76%+1.26%
North+0.49%+0.98%
ACT+0.17%+1.07%
Sydney+0.04%+0.03%
South-west-0.02%+0.05%
West-0.39%-1.20%
Hunter-0.40%-0.18%
主因:从 QLD 受电规模下降 + NSW 新增 1,918 MW 储能，全年自维州净受电下降（午间为北向偏移、其余时段南向偏移），带动 Snowy / ACT 子区域 MLF 改善；Hunter / West 因本地火电出力增加，网损略有上升
VIC · 北部 MLF 下降
子区域发电侧变动负荷侧变动
North VIC-1.69%-1.67%
North-west-0.46%-1.07%
West-0.29%-0.44%
Central-0.36%-0.70%
Latrobe Valley+0.25%+0.23%
Melbourne+0.02%0.00%
主要变化：VNI 午间北向潮流及区域发电结构变化影响维州北部；AEMO 终稿将 Latrobe Valley MLF 上升主要归因于 Basslink 向塔州送电增加。Heywood 主导潮流为 SA→VIC，不作为该项变化的原因。
SA · Riverland 局部最严重
子区域发电侧变动负荷侧变动
Riverland-2.96%-6.93%
North-0.42%-0.10%
Adelaide+0.02%-0.12%
South-east+2.34%+1.68%
主要变化：Riverland 受到 Murraylink 及区域穿越潮流影响；AEMO 终稿显示 Heywood 主导潮流为 SA→VIC。South-east MLF 上升与南澳转为净送电同期发生，具体节点成因仍应以 AEMO 终稿逐点说明为准。
TAS · MLF 整体上升（Basslink 自 2026 年 7 月 1 日起转为受监管互联线）
子区域发电侧变动负荷侧变动子区域发电侧变动负荷侧变动
West Coast+2.56%+1.27%North+1.14%+1.69%
South+2.06%+2.35%George Town-0.09%-0.01%
North-west+1.69%+1.69%
主要变化：Basslink 自 2026 年 7 月 1 日起转为受监管互联线并纳入监管定价；过渡期维州向塔州送电规模增加，与塔州大部分子区域 MLF 上升同期发生。George Town 的 MLF 已接近 1.000，变动幅度较小。

注：Modo Energy 于 2026 年 3 月 10 日基于 AEMO 草案披露，NSW 光伏项目 MLF 中位数由 0.941 降至 0.925，且 39 个光伏项目低于 0.90。AEMO 终稿更新后，NSW 多数子区域 MLF 实际上升；下降幅度较大的区域为 QLD North（发电侧下降 3.24 个百分点）和 SA Riverland（负荷侧下降 6.93 个百分点）。本报告采用终稿口径。

3.3 NEM 五区域电力供应充裕度展望

评估范围：NEM 五区域机组退役与可靠性缺口。缺口口径为 AEMO《电力机会声明》（ESOO）定义的「为把期望缺供电量（EENS）降回可靠性标准所需新增的可靠容量」，情景为「已承诺＋预期开发」。充裕度标识为本报告综合判断，不代表官方可靠性评级。
核验状态：退役时点与各区域缺口已按 ESOO 2025 主报告（数据截止 2025 年 7 月 1 日）及 2025 年 10 月更新（数据截止 10 月 1 日）逐项核对，Eraring 退役时点另按更晚的《2026 综合系统规划》修正（见 NSW 卡）。本期更正：此前把南澳 390 MW 与昆州 80 MW 缺口标注为第三方付费机构测算，属归属错误——两者均为 AEMO 官方数字（ESOO p4、表 11 p67），且其后状态已变，详见各州卡片。仍未取得官方源的项目级数据（具名在建电池、铝厂购电合同等）在卡内单独标注。

NSW 🟢 短期充裕
退役计划:Eraring 燃煤电厂退役自 2027 年 8 月推迟至 2029 年 4 月（2026 年 1 月公告，AEMO 已按此建模；ISP 2026 p29）。
替代容量:已承诺＋预期电池合计 3,001 MW／8,173 MWh（ESOO p65）；州政府方案另加 1,300 MW／5,200 MWh（p60）。（ESOO 正文只发布区域汇总，具名项目见其结果数据表附件，本期未纳入）
综合判断:近期充裕。ESOO 各版 NSW 结果均按 Eraring 2027 年 8 月退役建模，实际推迟至 2029 年 4 月后，该结论偏保守。
关键变量:2029-30 年起风险转升——昆州 Gladstone 提前关停削弱跨区支援，IRM 口径 2030-31 需 200 MW、2033-34 升至 5,775 MW（ESOO 十月更新 p4／p5、表 1 p6）。
VIC 🟡 需关注
退役计划:Yallourn W 燃煤电厂 1,450 MW 于 2028 年 7 月 1 日退役（ESOO p5／p46，落入 2028-29 财年）。
替代容量:州政府加速通道新增电池。（ESOO 正文未列具名项目，本期未纳入）
综合判断:缺口自 2029-30 年起出现（IRM 口径 140 MW，ESOO 十月更新表 1 p6）；近期无缺口。
关键变量:南部各州燃气高峰日供应缺口风险自 2028 年冬季起、结构性新增气源需求自 2029 年起（ESOO p91／p94），影响晚峰调节能力。
SA 🟢 近期缺口已撤回
退役计划:Torrens Island B 燃气电厂：三台机组 600 MW 退役推迟至 2028 年 6 月 30 日（AGL 于 2025 年 10 月 1 日通知），其余 200 MW 仍为 2026 年 6 月 30 日（ESOO 十月更新 p3）。
替代容量:长时储能与 PEC 互联线在建。（ESOO 正文未列具名项目，本期未纳入）
综合判断:2026-27 年 390 MW 缺口已被 AEMO 正式撤回——该缺口主因是 Torrens B 退役，随其推迟至 2028 年，AEMO 已撤回可靠性保障机制的启动申请（ESOO 十月更新 p3／p5）。下一处缺口在 2029-30 年（250 MW）。
关键变量:2028 年 Torrens B 实际退役时的替代容量到位情况；PEC 二期 2026 年 10 月投运、2027 年 11 月达全容量。
QLD 🟡 短期充裕 / 中长期承压
退役计划:Gladstone 电站 1,680 MW 提前至 2029 年 3 月 31 日关停（较原定 2035 年提前六年，CS Energy 于 2025 年 9 月 29 日通知）；Callide B 700 MW 于 2031 年退役（ESOO 十月更新 p3、主报告 p46）。
替代容量:Borumba 抽水蓄能全容量投产推迟至 2035 年（ESOO p56），恰在缺口期之后。（ESOO 正文未列具名在建项目，本期未纳入）
综合判断:2029-30 年出现 1,475 MW 缺口（IRM 口径；可靠性标准口径 975 MW），缺口期 2029 年 12 月至 2030 年 3 月，期望缺供电量 6.18 GWh 中 6.08 GWh 集中于此（ESOO 十月更新 p5／p6）。原 80 MW 缺口属 2025-26 财年，已随该财年结束而消失。
关键变量:Gladstone 关停前替代容量、Powerlink 输电升级与中昆士兰同步调相机能否在 2029 年 3 月前到位（ESOO 十月更新 p3／p4）。
TAS 🟢 近期充裕
退役计划:无燃煤机组退役。TAS 电源结构以水电为主，本身不含燃煤装机。
替代容量:近期无燃煤退役替代需求；Marinus Link 在建：一期 750 MW，2030 年 6 月投运、12 月达全容量；二期 2034 年（ISP 2026 表 1 p19）。
综合判断:五区域中唯一十年全期零缺口——2025-26 至 2034-35 两档标准下均为「-」（ESOO 表 10 p63／表 11 p67、十月更新表 1 p6）。
关键变量:仍需关注水文条件、Basslink 可用率及 Marinus Link 一期（2030 年 6 月投运）建设进度。

来源: AEMO《2025 电力机会声明》主报告（2025 年 8 月）与 2025 年 10 月更新，原文已存入本项目源文件库并记录 SHA-256 ｜ AEMO 2025 ESOO（8 月）+ 10 月更新 ｜ AER《能源市场年度报告 2025》 。本节退役时点与各区域缺口均取自上述 ESOO 主报告及十月更新，已逐项核对页码；当前有效口径为十月更新（数据截止 2025 年 10 月 1 日）。 充裕度标识为本报告综合判断，不代表任何官方可靠性评级。

3.4 储能供需与投资流向（年度基准）

本节性质：年度更新的结构性参照系，不随每日行情变化。数值取自 AEMO《2026 年综合系统规划》（ISP 2026，2026 年 7 月发布）与清洁能源委员会《Clean Energy Australia 2026》（CEC，数据截止 2025 年 12 月 31 日），逐项标注页码。 用途：为第一章的电价与套利判断、第二章的项目与招标新闻提供量化标尺——判断某个新项目、某轮招标或某段价差处在供需曲线的什么位置。

结构性指标数值对日常判断的用法来源
2030 年电池供需盈余 在网 4.0 GW ＋ 储备 42.7 GW ＝ 46.7 GW；2030 年需求 32.5 GW；盈余 14.2 GW 报道电池新项目、最终投资决策与招标时的容量参照系。本报告据此认为，纯套利型电池的收益空间将随储备转化而收窄，项目筛选应转向选址、时长与合同结构。 ISP 2026 表 6，p79
2030 年风电与风光缺口 风电 −8.9 GW；风光合计 −10.1 GW（光伏 −1.1 GW） 与电池盈余形成对照：短缺在发电侧而非储能侧。用于解释风电资产与风光配储混合项目的议价能力强于独立电池。 ISP 2026 表 6，p79
监管口径资本成本（WACC） 发电与储能 7%–12%（按技术分层）；输电 3% 点评项目内部收益率、CIS 与 LTESA 中标价格、并购估值时的门槛参照，判断回报是否补偿风险。 ISP 2026 p24（p117 重述）
2030 年储能时长结构 短时长（<4 小时）18 GW；中时长（4–12 小时）15.3 GW；长时长（>12 小时）2.4 GW，长时长储能贡献约 70% 的储能电量规模 判断新项目的时长配置处于过剩还是稀缺区间；本期 Ark Energy 约 8 小时配置即落在中时长区间。 ISP 2026 p84
可再生渗透率路径 2025/26 财年约 45% → 2030 年 82% → 2050 年 98%（2025 年 12 月季度已超 50%） 负电价占比、弃电与日间价格塌陷的进度参照，判断当期渗透率超前还是落后于规划路径。 ISP 2026 p6 / p7
容量投资计划推进情况（中标→在建→并网） 尚未作出投资决策 53 个；在建 12 个；已并网 1 个（长期能源服务协议 LTESA 为 6/8/3） 报道 CIS 招标结果时的转化率参照：中标不等于能建成投运。用于评估第 9 轮 5 GW 招标结果的实际供给意义。 CEC 2026 p26（截至 2025 年 12 月）
分州储能建设周期 南澳 20 ／ 维州 22 ／ 新州 23 ／ 西澳 27 ／ 昆州 28 个月；技术均值：光伏 21、储能 24、风电 30 个月 核对项目宣称投运时点是否现实；同规模项目在南澳与昆州的现金流起点相差近一年，影响估值与选址。 CEC 2026 p25
年度投资流向 2025 年大型可再生能源发电项目最终投资决策 2.3 GW／A$44 亿（容量 −46%、投资 −50%）；大型储能 4.3 GW／A$48 亿（投资 +67%，20 个项目）；大型电池资本成本再降约 20% 资本转向储能的量化证据，支撑储能优先配置的判断；同时提示发电侧融资收缩会延后配套电源建设。 CEC 2026 p7 / p15 / p16

并网排队口径提示：本报告第二章采用 AEMO 2026 年 6 月并网进展报告的 75.4 GW（NEM 范围，电池占 53%）。另有两个不同口径可供参照：CEC 2026 p16 的 64 GW（全澳范围，该报告未披露统计定义）与 ISP 2026 p10 的 67 GW（NEM 范围，处于并网流程中的项目，其中电池 45 GW）。三者统计范围与时点均不一致，不可直接计算同比。
负电价口径提示：CEC 记录的负电价事件同比增加 41%，口径为 2025 年第二季度的日间时段，与本报告第一章按 30 个完整交易日、全时段统计的负电价时段占比不是同一指标。
来源：AEMO《2026 Integrated System Plan》与清洁能源委员会《Clean Energy Australia 2026》原文已存入本项目源文件库并记录 SHA-256；上表数值已逐项比对原文页码。

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 2026-07-24）
    https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data
  2. S02 · AEMO — Connections Scorecard – June 2026 （2026-07；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.aemo.com.au/-/media/files/electricity/nem/network_connections/connections-scorecard/2026/june-2026.pdf?rev=cc51c1a54077438c8fcdad64d39787cd&sc_lang=en
  3. S03 · DCCEEW — Open CIS tenders （live page;政府或企业一手资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.dcceew.gov.au/energy/renewable/capacity-investment-scheme/open-cis-tenders
  4. S04 · RenewEconomy — Contract awarded for concrete foundations and early works for ten massive syncons （2026-07-22；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://reneweconomy.com.au/contract-awarded-for-concrete-foundations-and-early-works-for-ten-massive-syncons/
  5. S05 · pv magazine Australia — Clean Energy Link – North transmission build kicks off in Western Australia （2026-07-24；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/24/clean-energy-link-north-transmission-build-kicks-off-in-western-australia/
  6. S06 · Energy-Storage.News — Samsung C&T submits 1,000MWh solar-plus-storage project in New South Wales to Australia's EPBC Act （2026-07-22；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.energy-storage.news/samsung-ct-submits-1000mwh-solar-plus-storage-project-in-new-south-wales-to-australias-epbc-act/
  7. S07 · Energy-Storage.News — Wärtsilä completes delivery of 1,038 Quantum units to 1,400MWh Wooreen BESS in Australia （2026-07-22；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.energy-storage.news/wartsila-completes-delivery-of-1038-quantum-units-to-1400mwh-wooreen-bess-in-australia/
  8. S08 · Port of Newcastle — Port of Newcastle powers ahead as first in NSW with battery storage approval （2026-07-15；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-24）
    https://pon.com.au/news/port-of-newcastle-powers-ahead-as-first-in-nsw-with-battery-storage-approval/
  9. S14 · RenewEconomy — "Strong endorsement:" Australia's biggest solar-battery hybrid project locks in finance (Ark Energy Richmond Valley) （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/
  10. S15 · pv magazine Australia — Mortlake Energy Hub gets share of developer's $244 million investment win (Yanara / Mirova) （2026-07-23；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/23/mortlake-energy-hub-gets-share-of-developers-244-million-investment-win/
  11. S16 · RenewEconomy — CEFC names new CEO to lead federal green bank （2026-07-23；行业媒体资料；查阅 2026-07-24）
    https://reneweconomy.com.au/cefc-names-new-ceo-to-lead-federal-green-bank-through-decisive-decade-of-energy-transition/
  12. 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
  13. 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
  14. 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/p24/p29/p79 表 6/p84；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
  15. 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
  16. S13 · 方法论 — BESS 日内峰谷套利理论毛收益测算方法与 MLF 概念

附录 B:📚 术语速查（本日报常用缩略语）

NEMNational Electricity Market — 澳大利亚国家电力市场，包含 QLD、NSW、VIC、SA、TAS 五个价格区域
SWIS / WEMSouth-West Interconnected System / Wholesale Electricity Market — 西澳西南互联系统及批发电力市场，不属于 NEM
RRPRegional Reference Price — 区域参考价格；NEM 按 5 分钟结算，单位为 A$/MWh
MLFMarginal Loss Factor — 边际损耗系数；反映连接点与本区域参考节点之间输电网的边际损耗调整，属区域内机制（NER 3.6.2），跨区域损耗由区域间损耗方程另行处理。发电侧 MLF 越高越有利，负荷侧相反
DLFDistribution Loss Factor — 配电损耗系数，由配电网络运营商计算
BESS / LFPBattery Energy Storage System（电池储能系统）/ Lithium Iron Phosphate（磷酸铁锂）
RTERound-Trip Efficiency — 电池往返效率，LFP 典型值为 88%–92%
FCASFrequency Control Ancillary Services — 调频辅助服务
LDESLong Duration Energy Storage — 长时储能（通常 ≥ 8 h）
CISCapacity Investment Scheme — 联邦容量投资机制（AEMO Services 实施）
LTESALong-Term Energy Service Agreement — NSW 主导，与联邦 CIS 双轨
DFPDevelopment Facilitation Program — VIC 政府重大项目加速通道
RCM / BRCPReserve Capacity Mechanism / Benchmark Reserve Capacity Price — WA 储备容量机制 / 基准容量价
AEMO / AER / AEMC澳洲电力市场运营商 / 监管机构 / 规则委员会
ESOOElectricity Statement of Opportunities — AEMO 年度可靠性展望
FID / FC / COD最终投资决定 / 融资交割 / 商业运营日期
EPC / BoP工程设计、采购与施工总承包 / 配套系统工程
CEFCClean Energy Finance Corporation — 联邦绿色融资机构
子区域AEMO 在各州内部划分的电网区域，例如 NSW 内的 Snowy、Hunter、Sydney 等
互联线跨区域输电通道，包括 QNI、VNI、Heywood、Basslink、PEC 等
FIRB / SOCIForeign Investment Review Board / Security of Critical Infrastructure — 外资审查 / 关键基础设施安全法
资本国别标签AU本土 ｜ CN中国 ｜ EU欧洲 ｜ US美洲 ｜ SG新加坡/亚太
州色标QLD NSW VIC SA TAS

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 24 日 21:00（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 7 月 25 日 AEST