【核心观点与关键指标】
过去 30 个完整交易日（6 月 29 日至 7 月 28 日），NEM 五区域算术平均电价为 A$73.08/MWh（较前一 30 日统计期下降 10%，中位数上升 6%） 。两者背离的原因是结构性的：前一统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）含南澳 6 月中旬多个极端尖峰交易日（当期南澳算术均价 A$118.84/MWh），这些交易日移出样本后南澳算术均价回落 31%；而本期南澳、维州、新州电价中位数上升（分别上升 50%、14%、9%），隆冬价格中枢仍高，昆州、塔州回落。前一完整交易日（7 月 28 日）南部三区域大面积负电价 ：南澳全天日均电价 -A$2.51/MWh（74% 的结算时段为负，最低 -A$100.09/MWh @ 13:05）、维州 A$6.82/MWh（69% 为负，最低 -A$504.65/MWh @ 21:20）、塔州 A$8.23/MWh（50% 为负），新州与昆州全天为正——单日现货几乎无正向电量收入，凸显无合同保护资产的收入波动。市场基准确认价差收窄： AEMO 7 月 28 日发布《季度能源动态》2026 年第二季度报告，NEM 批发均价 A$74/MWh（同比下降 47%，2020 年以来同期最低），电池储能装机突破 9 GW、在 36% 的调度时段成为边际定价机组，电池充放平均价差同比收窄 85% 至 A$51/MWh——储能供给放量摊薄现货套利，本期 4 小时峰谷套利理论毛收益中位数昆州 A$302/MW·日、南澳 A$298、维州 A$296 仍处高位，但收入模式正加速转向长期合同。本期项目动态与该趋势一致： 昆州 Supernode 二期投运（合计 520 MW/1,858 MWh，NEM 在运最大，Origin 12 年容量租赁承购），三期完成 A$4.69 亿融资交割并锁定 Stanwell 15 年承购；Neoen 凭南澳首轮电力可靠性保障机制（FERM）两份 15 年、8 小时容量服务合同启动 Goyder 二期（合计 454 MW/1,814 MWh）。数据中心用电规则获 8 个辖区支持推进（昆州与北领地未同意），规则修订拟 9 月审议；容量投资计划（CIS）第 9 轮 5 GW 招标结果预计 11 月公布。
过去 30 个完整交易日 · 五区域算术平均电价
A$73.08
/MWh · 较前一 30 日统计期下降 10%
五区域合并需求加权平均电价为 A$77.53/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$71.71/MWh（较前一 30 日统计期上升 6%），五区域—时段合并样本中位数为 A$71.87/MWh。算术均价回落主因 6 月中旬南澳极端尖峰交易日全部移出样本；中位数仍在上升，隆冬价格中枢未松动。
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
南澳为 A$298/MW·日，维州为 A$296/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。
南澳 · 负电价时段占比
18.9%
占全部 5 分钟结算时段 · 本期五区域最高
维州为 13.9%，塔州 7.6%，昆州 6.4%，新州 1.3%。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。前一完整交易日（7 月 28 日，星期二）南部三区域大面积负价：南澳 74.0% 的时段为负、维州 69.1%、塔州 50.0%，南澳全天日均电价为 -A$2.51/MWh。
南澳 · 平均电价最高区域
A$81.59
/MWh · 30 日滚动统计期
南澳算术均价仍居五区域首位，中位数 A$87.59/MWh（较前一 30 日统计期上升 50%），需求加权平均电价为 A$84.68/MWh。算术均价较前一统计期下降 31%：极端尖峰移出样本后，高企的价格中枢成为南澳价格的主要特征。
NEM · 二季度批发电价（AEMO 季度报告）
A$74
/MWh · 同比下降 47%
AEMO 7 月 28 日发布《季度能源动态》2026 年第二季度报告：批发均价为 2020 年以来最低的第二季度水平；可再生能源发电占比 42.1% 创同期新高，燃气发电降至 2003 年以来同期最低；电池储能在 36% 的调度时段成为边际定价机组（上年同期 17%），充放价差同比收窄 85%。
昆州 · Supernode 储能二期投运
520 MW
合计 1,858 MWh · NEM 在运最大电池储能
Quinbrook 位于布里斯班以北 South Pine 枢纽变电站旁的 Supernode 项目二期（260 MW/1,239 MWh）投运；一、二期由 Origin Energy 以 12 年容量租赁协议承购。三期同步完成 A$4.69 亿债务融资交割，已锁定 Stanwell 15 年承购协议。
南澳 · Neoen Goyder 储能扩建至二期
454 MW
合计 1,814 MWh · 二期与一期同规模
Neoen 在南澳首轮电力可靠性保障机制（FERM）招标中获两份 15 年、各 75 MW/8 小时容量服务合同，随即向 Tesla 与 UGL 下达二期（227 MW/907 MWh）执行通知；8 月场地开工，预计 2028 年投运。
全国 · 数据中心用电规则：8 个辖区同意推进
8/10
昆州与北领地未同意 · 规则修订拟 9 月审议
能源与气候变化部长理事会（ECMC）7 月 28 日线上会议决定推进"数据中心以新增可再生能源对冲用电"的规则制定；包含数据中心用电报告要求在内的全国规则修订拟于 9 月审议。
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
NEM 储能现货收益中枢（AEMO 季度报告印证） 二季度电池充电与放电之间的平均价差同比收窄 85% 至 A$51/MWh，全市场电池净收益由上年同期约 A$1.31 亿降至 A$5,750 万；储能供给放量正在摊薄现货套利价差，与 AEMO《2026 年综合系统规划》测算的 2030 年储能供给盈余 14.2 GW（表 6，p79）方向一致。 新项目收入测算显著下调现货套利假设，不沿用 2025 年价差；把容量投资计划（CIS）、长期能源服务协议（LTESA）、容量服务合同等合同化收入的可得性作为项目筛选的重要条件。 催化因素：三季度季度报告、CIS 第 9 轮结果；风险因素：冬季尖峰阶段性抬升价差导致高估常态收益。 高 每季度 长时储能合同化收入（南澳 FERM 与西澳容量信用） 南澳首轮电力可靠性保障机制（FERM）以 15 年合同采购 8 小时容量服务（Goyder 两份各 75 MW），西澳全额容量信用时长门槛为 7 小时并趋向 8.5 小时；两个市场同时把合同化收入向长时配置倾斜。 候选项目按 8 小时时长补充测算容量类收入；跟踪 FERM 后续轮次的规模、时间表与定价披露。 催化因素：FERM 后续轮次启动、合同定价披露；风险因素：合同价格未披露，无法测算对收益率的实际支撑幅度。 中高 FERM 后续轮次公告 昆州储能竞争格局（Supernode 二期投运） 二期投运使昆州新增约 1.24 GWh 在运储能，三期已完成融资交割并锁定 Stanwell 15 年承购；头部项目收入模式正从现货套利转向长期合同，无合同项目的晚高峰价差面临持续摊薄。 昆州标的收益测算纳入 2027-28 年在运储能容量继续增长的价差压缩情景；对照本期昆州 4 小时套利中位数 A$302/MW·日复核可持续性。 催化因素：数据中心等新增负荷落地抬升需求；风险因素：在建储能集中投运快于负荷增长。 中 每日滚动 昆州及南澳储能收益分布 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（塔州、南澳、维州贡献度最高的三个交易日均占 30 日总额四成以上），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 Ark Energy Richmond Valley 光储（新州，持续跟踪） 7 月 21 日作出最终投资决策（总投资约 A$13 亿，获新州长期能源服务协议收益支持），获批完整配置 435 MW 光伏 + 475 MW/3,148 MWh，较首期多出 235 MW 光伏与约 948 MWh 储能的扩建空间。 跟踪 2026 年 9 月融资交割与债务条款、Hanwha 供货范围确认及扩建阶段的启动条件。 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 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 29 日至 7 月 28 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 81.12 83.92
79.60
311.91 @ 07/27 06:55
-8.77 @ 07/24 14:40
较前一 30 日统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）上升 3%（中位数上升 9%）；负电价时段占比 1.3%；7 月 27 日晨间尖峰进入统计期 QLD1 65.83 70.13
70.31
294.25 @ 07/27 06:55
-8.71 @ 07/16 11:35
较前一 30 日统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）下降 5%（中位数下降 2%）；负电价时段占比 6.4% VIC1 68.91 75.06
63.45
19,069.69 @ 07/08 19:40
-757.07 @ 07/13 10:15
较前一 30 日统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）上升 12%（中位数上升 14%）；负电价时段占比 13.9%；7 月 8 日价格尖峰仍在统计期内 SA1 81.59 84.68
87.59
16,970.86 @ 07/08 19:40
-204.05 @ 07/13 15:35
较前一 30 日统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）下降 31%（中位数上升 50%）；负电价时段占比 18.9% TAS1 67.93 73.08
57.61
23,200.00 @ 07/13 16:20
-15.74 @ 07/13 07:05
较前一 30 日统计期（5 月 30 日至 6 月 28 日）下降 14%（中位数下降 27%）；负电价时段占比 7.6%；7 月 13 日尖峰仍在统计期内
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$73.08/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$77.53/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$71.71/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$71.87/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；新州与昆州本期最高价出现在 7 月 27 日 06:55 的晨间尖峰。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 28 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$69.62/MWh
最高 A$134.85 @ 07:30
最低 A$0.01 @ 15:10
全天电价为正
$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$68.09/MWh
最高 A$119.41 @ 17:25
最低 A$0.01 @ 15:10
全天电价为正
$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$6.82/MWh
最高 A$236.81 @ 17:30
最低 A$-504.65 @ 21:20
199 个 5 分钟区间为负
$300
$250
$200
$150
$100
$50
$0
00:00
06:00
12:00
18:00
24:00
SA1 南澳州
日均 A$-2.51/MWh
最高 A$101.02 @ 18:20
最低 A$-100.09 @ 13:05
日内波动 NEM 最剧（213 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$8.23/MWh
最高 A$245.48 @ 17:30
最低 A$-12.76 @ 12:55
144 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 28 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 32%/50%/65% 的情景，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 P10 P50 P90 均值 贡献度最高的三个交易日占 30 日总额
NSW1 186 240 316 247 15.6% QLD1 176 302 418 299 16.1% VIC1 164 296 484 456 44.1% SA1 162 298 567 474 43.2% TAS1 169 248 401 457 52.5%
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 > SA A$298 > VIC A$296 > TAS A$248 > NSW A$240；按均值（含极端日期望值）则为 SA A$474 > TAS A$457 > VIC A$456 > QLD A$299 > NSW A$247 。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$457 高于自身 P90 A$401（比值 1.14），且贡献度最高的三个交易日占 30 日总额 52.5%，为五区域最高——说明该值主要由 7 月 8 日与 7 月 13 日（区域参考价格触及 A$23,200/MWh）两个极端交易日定义，不代表常态收益水平。维州（44.1%）与南澳（43.2%）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$96、QLD A$138、VIC A$127、SA A$119、TAS A$106（A$/MW·日）；折算到新增的 2 MWh 储能电量，为 A$48–69/MWh·日 ，年化 A$17,500–25,200/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$5,600–8,100/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/FERM 容量服务合同）、频率控制辅助服务与价格上限合约收入。本期南澳首轮 FERM 以 15 年合同采购 8 小时容量服务、上期 Ark Energy Richmond Valley 以约 8 小时配置取得长期能源服务协议支持，均与该结论一致。增量资本开支须另行取用官方造价数据核算，本报告不给估计值。NEMPulse 公布的 2026 年 6 月全市场现货及调频辅助服务（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 29 日 23:00（AEST））
本期重点跟踪 2026 年 7 月 27 日 23:00 之后至 7 月 29 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 政策与市场基础设施
AU AEMO 季度报告：二季度 NEM 批发电价同比下降 47% 至 A$74/MWh，电池储能成为最主要的边际定价技术、充放价差同比收窄 85%
AEMO 于 7 月 28 日发布《季度能源动态》（Quarterly Energy Dynamics）2026 年第二季度报告：NEM 批发现货均价 A$74/MWh ，同比下降 47%，为 2020 年以来最低的第二季度均价；分区域为维州 A$56/MWh（同比下降 60%）、昆州 A$67/MWh（下降 44%）、新州 A$75/MWh（下降 53%）、南澳与塔州各 A$86/MWh（分别下降 38% 与 39%）。可再生能源发电占比 42.1% 创第二季度新高；燃煤发电下降 5%，燃气发电下降 30%、为 2003 年以来同期最低。储能方面：NEM 在运大型电池储能装机首次突破 9 GW （一年内新增并网调试 4,640 MW/12,353 MWh）；电池在 36% 的调度时段成为边际定价机组（上年同期 17%），在晚高峰时段该比例达 46%；电池充电与放电之间的平均价差由上年同期的 A$342/MWh 收窄 85% 至 A$51/MWh ，全市场电池净收益由约 A$1.305 亿降至 A$5,750 万 ，其中维州降幅最大（减少约 A$3,270 万）。
投资简评： 该报告印证本报告持续跟踪的方向：储能供给放量正在快速摊薄现货充放价差，现货套利收入的下行速度明显快于电价本身。对投资方而言，新项目收入测算应采用显著低于 2025 年的价差假设，并把容量投资计划（CIS）、长期能源服务协议（LTESA）、容量服务合同等合同化收入的可得性作为筛选条件。限制条件：二季度为传统低价季节，且冬季尖峰仍可阶段性抬升价差，单季数据不宜线性外推全年。
AU 数据中心用电规则推进：8 个辖区同意“以新增可再生能源对冲用电”，昆州与北领地未同意，规则修订拟 9 月审议
能源与气候变化部长理事会（ECMC）于 7 月 28 日举行线上会议（较上期报道的 7 月 31 日提前），10 个辖区中 8 个 同意推进数据中心用电义务规则——数据中心须以新增可再生能源发电 （原则上在本地建设）对冲其用电量，而不得仅购买绿色证书抵扣；昆州与北领地未同意 。澳大利亚能源市场委员会（AEMC）已就相关事项向理事会提供建议；包含数据中心用电报告要求在内的全国规则修订拟于 9 月审议。
投资简评： 8 个辖区的支持使该规则进入正式规则制定程序，若落地将为大型电池储能和新建可再生项目新增一类企业级长期承购需求；但昆州反对使这一全国数据中心增长最快市场之一的适用范围存疑。限制条件：会议未披露义务的容量门槛与合规细则，9 月规则文本公布前不构成可执行的采购信号。
来源：RenewEconomy，7 月 29 日 ·
英文原文 AU CIS 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（持续跟踪）
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。截至本期，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。
2.2 大型光储项目
QLD Quinbrook Supernode 储能二期投运：以 520 MW/1,858 MWh 成为 NEM 在运最大电池；三期完成 A$4.69 亿债务融资交割并锁定 Stanwell 15 年承购
Quinbrook Infrastructure Partners 位于布里斯班以北 Brendale 的 Supernode 电池储能项目 二期（260 MW/1,239 MWh ，约 4.8 小时时长）于本周投运，与 2026 年 2 月投运的一期（260 MW/619 MWh）合计 520 MW/1,858 MWh ，为目前 NEM 在运规模最大的电池储能系统。项目毗邻 South Pine 枢纽变电站——昆州约 80% 的交易电量经该节点输送。一、二期均由 Origin Energy 以 12 年容量租赁协议（tolling） 承购；三期于同周完成 A$4.69 亿 债务融资交割，并已与昆州州属发电企业 Stanwell 签署 15 年承购协议 ；三期建成后项目合计约 760 MW/3,096 MWh。
投资简评： 项目位于昆州负荷中心侧的关键网架节点，相对远端可再生能源区在并网与损耗条件上占优。对投资方而言，三期在现货价差快速收窄的市场中仍完成融资交割，依托的是 15 年长期承购而非现货套利——头部项目的收入模式正转向长期合同；同时这意味着 2027 年前昆州晚高峰在运储能容量继续上升，无合同项目的现货价差将进一步承压。限制条件：三期及最终配置两家行业媒体记载不一（RenewEconomy 记为合计 760 MW/3,096 MWh，Energy-Storage.News 记为 780 MW/3,074 MWh、三期承购规模 1,010 MWh），以公司后续披露为准。
SA Neoen 启动南澳 Goyder 储能二期：凭首轮 FERM 两份 15 年、8 小时容量服务合同扩建至 454 MW/1,814 MWh
Neoen 于 7 月 29 日宣布，在南澳首轮电力可靠性保障机制（Firm Energy Reliability Mechanism，FERM） 招标中获得两份 15 年容量服务合同 （各 75 MW/8 小时 ，招标由 AusEnergy Services Limited 管理），并据此向电池供应商 Tesla 与配套工程承包商 UGL（CIMIC 集团成员）下达 Goyder 电池储能二期（227 MW/907 MWh） 的执行通知。二期与 2025 年 12 月启动建设的一期同规模，合计 454 MW/1,814 MWh ，接入 ElectraNet Bundey 变电站，是全球首批采用 Tesla Megablock 技术的项目之一；8 月开始场地施工，预计 2028 年投运。项目位于南澳中北部 Goyder 可再生能源区，同区规划有大型风电和光伏。
投资简评： 南澳在运大型电池此前以 2 小时配置为主，2026 年 6 月底的持续无风期凸显长时容量缺口；FERM 以 15 年合同直接采购 8 小时容量服务，与西澳 7 小时全额容量信用门槛方向一致，为长时储能提供了合同化收入模板。对投资方而言，FERM 后续轮次的规模与时间表是南澳长时储能项目最直接的收入催化因素；限制条件是本轮合同价格未披露，尚无法测算此类合同对项目收益率的实际支撑幅度。
QLD 西班牙 Cobra 集团旗下 Zero-E 昆州 Moranbah 光储项目获 AEMO 并网批复：145 MW 光伏 + 50 MW/100 MWh 储能，计划 2027 年年中开工
西班牙 Cobra 集团旗下开发商 Zero-E Australia 的 Moranbah 光储项目 于 7 月 28 日披露获得 AEMO 依据《国家电力规则》第 5.3.4A 条出具的并网批复 ，确认项目可接入 NEM 并安全运行。项目位于昆州 Bowen Basin 矿区 Moranbah 以东约 50 公里的 Coppabella 附近，经 Ergon Energy 132 kV Broadlea 变电站接入电网，配置 145 MW 光伏 与 50 MW/100 MWh 交流耦合配建储能系统，储能采用构网型逆变技术；项目已入选联邦容量投资计划（CIS），2024 年 12 月取得开发批复，计划 2027 年年中开工、2029 年初投运 。
投资简评： 并网批复（5.3.4A）是项目进入实体建设前的关键并网节点；叠加 CIS 收益支持，该项目的交付确定性高于仅持开发批复的同类项目，预计 2027 年前后形成组件、储能变流器（PCS）与 EPC 的招标采购需求。限制条件：项目尚未披露融资交割与设备采购安排，距开工尚有约一年，时点存在调整可能。
来源：pv magazine Australia，7 月 28 日 ·
英文原文 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-2026-07-27
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
S01 · AEMO — Aggregated Price and Demand data （monthly data files;政府或企业一手资料；查阅 2026-07-29）https://www.aemo.com.au/energy-systems/electricity/national-electricity-market-nem/data-nem/aggregated-data S02 · RenewEconomy — Wholesale power prices plunge as renewables surge, batteries boom, and gas hits 23-year low （2026-07-28；行业媒体资料，基于 AEMO《季度能源动态》2026 年第二季度报告；查阅 2026-07-29）https://reneweconomy.com.au/wholesale-electricity-prices-plunge-as-renewables-surge-batteries-boom-and-gas-power-hits-23-year-low/ S03 · Energy-Storage.News — NEM battery price spreads fall 85% in a year as Australia's grid-scale BESS fleet passes 9,000MW （2026-07-29；行业媒体资料，基于 AEMO《季度能源动态》2026 年第二季度报告；查阅 2026-07-29）https://www.energy-storage.news/nem-battery-price-spreads-fall-85-in-a-year-as-australias-grid-scale-bess-fleet-passes-9000mw/ S04 · RenewEconomy — Second stage of Supernode battery begins operations, making it the biggest in Australia's main grid （2026-07-28；行业媒体资料；查阅 2026-07-29）https://reneweconomy.com.au/second-stage-of-supernode-battery-begins-operations-making-it-the-biggest-in-australias-main-grid/ S05 · Energy-Storage.News — Quinbrook's Supernode BESS becomes the largest in operation across Australia's NEM （2026-07-29；行业媒体资料；查阅 2026-07-29）https://www.energy-storage.news/quinbrooks-supernode-bess-becomes-the-largest-in-operation-across-australias-nem/ S06 · Neoen 新闻稿（EcoNews 转载） — Neoen doubles size of Goyder Battery after signing two 15-year capacity contracts in South Australia （2026-07-29；企业一手资料转载；查阅 2026-07-29）https://econews.com.au/neoen-doubles-size-of-goyder-battery-after-signing-two-15-year-capacity-contracts-in-south-australia/ S07 · RenewEconomy — New big battery begins operations in state stung by worst wind "drought" in seven years （2026-07-01；行业媒体资料，南澳长时储能背景；查阅 2026-07-29）https://reneweconomy.com.au/new-big-battery-begins-operations-in-state-stung-by-worst-wind-drought-in-seven-years/ S08 · pv magazine Australia — Spanish energy giant gets connection approval for solar and battery hybrid in Queensland （2026-07-28；行业媒体资料；查阅 2026-07-29）https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/28/spanish-energy-giant-gets-connection-approval-for-solar-and-battery-hybrid-in-queensland/ S09 · RenewEconomy — Data centre power struggle: "Hold-out" states oppose federal push for BYO renewables （2026-07-29；行业媒体资料；查阅 2026-07-29）https://reneweconomy.com.au/data-centre-power-struggle-as-hold-out-states-oppose-federal-push-for-byo-renewables/ S10 · DCCEEW — Open CIS tenders （live page;政府或企业一手资料；查阅 2026-07-29）https://www.dcceew.gov.au/energy/renewable/capacity-investment-scheme/open-cis-tenders S11 · 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 S12 · 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 S13 · 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/p22 表 2/p24/p29/p79 表 6/p84/p98 表 8；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 S14 · 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 S15 · 方法论 — BESS 日内峰谷套利理论毛收益测算方法与 MLF 概念