前一完整交易日（9 月 21 日，星期一）把周日的南北分裂换成了另一种形态：新州、昆州全天没有一个负价区间（新州最低 A$42.08/MWh、昆州 A$6.85/MWh，均出现在 09:00 前后），午间 10—15 时均价新州 A$72.0、昆州 A$47.3/MWh，18:20 尖峰新州 A$230.59、昆州 A$223.92/MWh（两区 30 日第 4 高），新州日均 A$96.56/MWh 为 30 日第 3 高、8 月 27 日以来最高；南部三区午间仍为负价（维州、南澳、塔州各 42%—44% 的时段，但最低只有 −A$14 至 −A$15/MWh），晚峰 17—22 时均价回到 A$88—94/MWh，日均 A$28—30/MWh。结果是五区 4 小时理论套利 A$386—530/MW·日全部过线：昆州 A$530（30 日第 4 高）、新州 A$445（第 7）、维州 A$409、南澳 A$392、塔州 A$386——工作日把周日“南部无峰可放”的分裂，变成了价格水平的分裂（北部日均 A$88—97 对南部 A$28—30）而不是价差的分裂。出力端：全网风电 105.8 GWh，午后 14—15 时降至 2.2 GW 的日内低点、入夜回升至 5.3 GW；公用事业级光伏 58.8 GWh；电池放电 17.9 GWh、峰值 3,899 MW（18:05），充电 16.7 GWh，转为净放电日（周日为放电 12.1、充电 21.8 GWh）；褐煤 64.3 GWh 为序列第 6 低。30 日口径（8 月 23 日至 9 月 21 日）：五区均价 A$51.43/MWh，较前一统计期下降 24%（南澳 −47%）；4 小时套利中位数昆州 A$383 创序列新高，新州 A$374、维州 A$386、塔州 A$353 与序列最高持平，南澳 A$442（上期 A$446）；9 月 1—21 日均价 A$42.62/MWh、较 8 月同期低 32%，同期中位数五区仍全部高于 8 月全月。政策端：维州政府 9 月 22 日发布《可持续数据中心行动计划》，新建数据中心须自带可再生能源与储能、新增用电以新增发电匹配、自付并网与电网升级费用，并设 150 米住宅退让与再生水冷却要求，不溯及已获批项目与待审的 8 份申请；RenewEconomy 转述 AEMO 与联邦能源部长确认上周末的纪录：可再生能源占主网需求 80.4%（AEMO 定义）、最低运行需求 9,422 MW，且峰值时段逾 8 GW 风电与光伏出力受限——与上期第三方读数（80.5%、市场需求 9,072 MW）属不同定义。项目端：Lightsource bp 的西澳 Narrogin East 风光储一体化项目（250 MW 风电＋150 MW 光伏＋200 MW/800 MWh，接入既有 220 kV 线路）进入联邦环评公示；维州 Macorna 风电（821 MW、114 台）环境影响报告书与联邦环评同步公示，进度明文绑定 VNI West。资本与供应链：Windlab 的 Gawara Baya（408 MW 风电＋104 MW/208 MWh）披露 Apple 购电协议到期未续、改由 Stanwell 与 Smartest Energy 承接；Vestas 发布 V182-7.2 MW 机型并点名澳洲市场；新州就强制性光伏组件回收计划启动咨询（11 月 16 日截止）。本期没有新的商运、财务关闭或批准事件。
9 月 21 日（周一）是周日南北分裂的工作日版本，但分裂的内容变了：周日是“南部无峰可放、北部有峰”，周一是“北部全天无负价、南部浅负价加正常晚峰”——五区 4 小时理论套利 A$386—530/MW·日全部过线。北部：新州、昆州 288 个区间没有一个负价（新州上一次零负价日是 9 月 12 日，昆州是 9 月 11 日），新州最低 A$42.08/MWh（09:00）、昆州 A$6.85/MWh（09:05）；午间 10—15 时均价新州 A$72.0、昆州 A$47.3/MWh——全网风电在 14—15 时降到 2.2 GW 的日内低点，北部午间没有被压成负价；晚峰 17—22 时均价新州 A$139.7、昆州 A$135.6/MWh，18:20 尖峰新州 A$230.59、昆州 A$223.92/MWh（两区 30 日第 4 高）；新州日均 A$96.56/MWh 为 30 日第 3 高、8 月 27 日以来最高，昆州 A$87.78/MWh 同为 8 月 27 日以来最高。4 小时套利昆州 A$530（30 日第 4 高）、新州 A$445（第 7）。南部：维州 122 个负价区间（42.4%）、南澳 127 个（44.1%）、塔州 120 个（41.7%），但最低只有 −A$14.44、−A$14.38、−A$15.01/MWh（均 14:50），午间 10—15 时均价约 −A$5/MWh——是浅负价而不是周日的 −A$100；晚峰 17—22 时均价维州 A$94.0、南澳 A$89.6、塔州 A$88.4/MWh，18:00 日内最高 A$110—122/MWh；日均维州 A$29.53、南澳 A$28.27、塔州 A$28.80/MWh。4 小时套利维州 A$409（第 12）、南澳 A$392（第 22）、塔州 A$386（第 10）。周日到周一的变化说明：南部晚峰是否存在取决于工作日需求，而不只取决于风；工作日里五区价差趋同（A$386—530），分化的是价格水平（北部日均 A$88—97 对南部 A$28—30）——对储能，工作日的区域选择远没有周末重要；对无合约光伏，北部午间 A$47—72/MWh 对南部 −A$5/MWh 的差距才是真正的区域分化。出力实证（本报告测算）：全网风电 105.8 GWh（维州 40.4、新州 26.5、南澳 21.9 GWh），公用事业级光伏 58.8 GWh（峰值 6,329 MW）；电池放电 17.9 GWh、峰值 3,899 MW（18:05，序列第 22 高），充电 16.7 GWh、峰值 2,688 MW（12:40），转为净放电日——周日是放电 12.1、充电 21.8 GWh；清晨 06 时电池还放了 1,405 MW 的早峰；黑煤 196.5 GWh 为序列第 16 低、褐煤 64.3 GWh 为序列第 6 低，燃气联合循环机组峰值 1,740 MW 为序列第 19 高。30 日口径（8 月 23 日至 9 月 21 日）：五区域算术平均电价 A$51.43/MWh，较前一统计期（7 月 24 日至 8 月 22 日，A$67.35/MWh）下降 24%（南澳 −47%、维州 −19%、塔州 −18%、新州 −17%、昆州 −9%）；中位数上新州（−2%）与昆州（＋2%）基本持平，降幅集中在南部三区（−22% 至 −42%）。4 小时套利中位数：昆州 A$383 创序列新高（上期 A$379），新州 A$374、维州 A$386、塔州 A$353 与序列最高持平，南澳 A$442（上期 A$446，移出 8 月 22 日、移入 9 月 21 日的 A$392）；昆州 P10 由 A$292 升至 A$301；集中度 14.6%—19.6%。9 月 1—21 日五区均价 A$42.62/MWh，较 8 月同期低 32%；同期 4 小时中位数新州 A$368、昆州 A$383、维州 A$379、南澳 A$443、塔州 A$351/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。政策端最重要的是维州 9 月 22 日发布的《可持续数据中心行动计划》（Sustainable Data Centre Action Plan）：新建数据中心须自带可再生能源供应与储能、新增用电须以新增发电容量匹配、不得离网、自付并网与电网升级费用、在商业与技术可行范围内参与需求灵活性服务，冷却用水须用再生水或非饮用水，禁建于居住区并与住宅保持 150 米退让；不溯及已获批项目与规划部长处待审的 8 份申请；规划条例的修订时点未定（ABC 称属约束性监管变更、ESS News 称 2027 年分阶段落地，RenewEconomy 则写成 11 月州选后实施的承诺）。2025 年数据中心为维州带来 A$58 亿资本开支，维州现有约 50 座数据中心，2030 年用电量预计增至四倍。上周末的纪录得到官方确认：RenewEconomy 转述 AEMO 与联邦能源部长——周六 12:30 可再生能源占主网需求 80.4%（屋顶光伏 52%、大型光伏 16%、风电 11%、水电 1%；煤电 19%、燃气 1%），同时段批发均价 A$27/MWh；周日 12:30 最低运行需求 9,422 MW，屋顶光伏占比 64.3%；周六峰值时段有逾 8 GW 的风电与光伏出力因电网服务要求受限。上期引用的 80.5% 与 9,072 MW 分别是第三方读数与 WattClarity 定义的“市场需求”（9 月 20 日 12:55），与 AEMO 的“运行需求”是不同指标，本期并列保留。项目端两件环评公示：Lightsource bp 的西澳 Narrogin East 风光储一体化项目（250 MW 风电、35 台＋150 MW 光伏＋200 MW/800 MWh 电池）8 月 27 日递交联邦环评申报、9 月 22 日进入公示，接入场址内既有的 Western Power 220 kV 线路，RenewEconomy 称造价约 A$8 亿、2028 年初开工（申报文件写的行动期为 2027 年 10 月起）；维州 Macorna 风电（821 MW、114 台 Vestas V172-7.2 MW，由原设想的 1,000—1,200 MW 缩减）环境影响报告书与联邦环评同步公示，公司口径 2029 年开工、2030 年底投运，文件明文写“进度与 VNI West 的交付对齐”。资本与供应链：Windlab 的 Gawara Baya（远北昆州，408 MW 风电＋104 MW/208 MWh 构网型电池，8 月下旬财务关闭后转予 CIP）披露原 Apple 购电协议到期未续，改由昆州国有 Stanwell 与 Smartest Energy 承接；Vestas 9 月 21 日发布 V182-7.2 MW 机型（叶片 89 米，厂商称年发电量最高提升 6%、平准化成本最高降 3%），点名澳洲市场，预计首用于 Tilt Renewables 的南澳 Palmer 风场（288 MW），2027 年下半年量产；新州就强制性光伏组件回收计划启动咨询（11 月 16 日截止，年废弃量 14,000 吨、2045 年 89,000 吨），是否覆盖大型地面电站组件尚不明确。确认为空：CIS 与 LTESA 新结果、Snowy 2.0 成本复核、Waratah 满容量新公告、Ark Energy Richmond Valley 财务关闭（官网新闻页逐条核对）、Zerra DC 电力采购公告、ECMC 正式通过数据中心供电规则；AEMO 新闻页本期直接打开核对，8 月 10 日后无新发布。
| 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 |
|---|---|---|---|---|---|
| 工作日形态：价差趋同、价格分化——南北分裂在工作日变成价格水平的分裂，而不是价差的分裂（判断更新） | 9 月 21 日新州、昆州全天无负价（最低 A$42.08、A$6.85/MWh），晚峰 18:20 尖峰 A$230.59、A$223.92/MWh，日均 A$96.56、A$87.78/MWh；南部三区午间浅负价（最低 −A$14 至 −A$15/MWh）、晚峰 17—22 时均价 A$88—94/MWh、日均 A$28—30/MWh。五区 4 小时套利 A$386—530/MW·日全部过线，昆州 A$530（30 日第 4 高）。电池放电 17.9 GWh、充电 16.7 GWh，转为净放电日。 | 周日“南部无峰可放”是周末低需求叠加大风的产物，工作日需求把南部晚峰接了回来：对储能，工作日的区域选择远没有周末重要，估值里区域差异主要体现在周末与假日的天数上；对无合约光伏，北部午间 A$47—72/MWh 对南部 −A$5/MWh 才是持续的区域分化，新州、昆州光伏的午间捕获价在春季工作日仍能站住。周一新州午间没有负价，关键是全网风电午后降到 2.2 GW——这不是可持续的常态。 | 催化因素：本周后续工作日南部晚峰是否稳定在 A$90 以上；风险因素：单日样本，周一的午后风电低谷是天气而非结构。 | 中 | 本周工作日逐日晚峰均价；周末负价占比 |
| 30 日中位数：昆州创序列新高，四区处于序列最高水平，南澳小幅回落；价格低三成、价差上行的脱钩延续（判断维持） | 4 小时套利中位数昆州 A$383（上期 A$379，序列新高）、维州 A$386、新州 A$374、塔州 A$353（与序列最高持平）、南澳 A$442（上期 A$446）；昆州 P10 升至 A$301。五区均价 A$51.43/MWh 较前一统计期下降 24%，9 月 1—21 日 A$42.62/MWh 较 8 月同期低 32%，而同期 4 小时中位数五区全部高于 8 月全月。 | 中位数已连续三期站在序列高位，靠的是分布整体抬升而非个别极端日（集中度 14.6%—19.6%），可以作为春季 2 小时与 4 小时价差的基准情景；但 9 月 1—21 日的样本仍只有三周，且 10 月最低需求纪录再刷新时午间会更深、晚峰未必更高——收益模型继续设逐年衰减，不用当期价差外推全生命周期。 | 催化因素：10—11 月最低需求再刷新、Yallourn 前维州 4 小时机组进入调试；风险因素：南澳中位数回落是统计期移出高日所致，属技术性。 | 中高 | 每周一滚动中位数；9 月全月复盘 |
| 煤电与燃气：褐煤出力序列第 6 低、燃气联合循环峰值序列第 19 高——南部晚峰由燃气与电池补位（观察项） | 9 月 21 日褐煤 64.3 GWh（最低 1,958 MW）为序列第 6 低，黑煤 196.5 GWh 为第 16 低；燃气联合循环峰值 1,740 MW 为序列第 19 高、开式循环 1,168 MW 为第 33 高；电池晚峰放电峰值 3,899 MW（第 22 高）。褐煤低出力的原因本报告未核实，可能与机组检修有关。 | 褐煤低位时维州晚峰仍只有 A$121.54/MWh，说明电池加燃气在当前需求水平下足以补位、不会把晚峰推高到 A$300 以上；对维州储能，晚峰高价来自煤电缺位的假设要谨慎——需求才是晚峰高度的主变量。 | 催化因素：AEMO 机组检修计划与 Yallourn 关停时点；风险因素：单日数据，褐煤出力低的原因未核实。 | 中低 | 褐煤日出力；维州晚峰均价 |
| 维州把数据中心负荷绑定新增可再生与储能：对维州储备项目是承购端的确定性利好，交易对手转向云厂商（判断新增） | 维州《可持续数据中心行动计划》要求新建数据中心自带可再生能源与储能、新增用电以新增发电匹配、自付并网与电网升级费用，并参与需求灵活性服务；150 米住宅退让与选址限制会压缩可用园区土地。不溯及已获批项目与待审的 8 份申请；规划条例修订时点未定。联邦层面的数据中心咨询文件（10 月 9 日截止）留有存量证书与 AER 例外通道，维州规则更严。 | 在维州持有并网点明确、2028 年前可投运的风光储项目，可以把数据中心长期购电协议作为承购路径之一建模，但对手方信用与合同结构（是否含储能容量、是否允许存量证书）要按逐个云厂商谈判；已获批的 8 份申请不受约束，短期内不会形成新增采购。对拉特罗布谷与墨尔本西部的电池项目，靠近数据中心园区的并网点稀缺性上升。 | 催化因素：规划条例修订文本、首个按新规申报的园区；风险因素：11 月州选后政策是否延续（联盟党主张气电），行动计划尚未量化单个设施的储能要求。 | 中 | 规划条例修订；10 月 9 日联邦咨询截止 |
| 8 GW 量级限电获官方确认：无储能大型光伏的午间收益模型在春季已接近失效（判断加强） | AEMO 定义下可再生占主网需求 80.4%、最低运行需求 9,422 MW，同时段批发均价 A$27/MWh，峰值时段逾 8 GW 风光出力受限；本报告同期读数：9 月 20 日南部三区日均负价、9 月 21 日南部午间浅负价但北部午间为正。 | 对无合约光伏，弃电率与负价时段假设按“系统级 8 GW 限电”上调；对新州、昆州光伏，工作日午间捕获价仍能站住（9 月 21 日 A$47—72/MWh），区域差异应在现金流模型里分开设参数；储能的充电成本优势继续扩大，但放电端取决于工作日晚峰。 | 催化因素：10—11 月最低需求再刷新；风险因素：8 GW 为媒体转述 AEMO 表态，未见 AEMO 正式发布物（新闻页 8 月 10 日后无更新）。 | 中高 | AEMO 最低系统负荷公告；周末负价占比 |
| VNI West 成为维州西北风电的单点依赖：Macorna 821 MW 进度明文绑定该线，11 月州选是估值分水岭（判断新增） | Macorna 风电（821 MW、114 台 V172-7.2 MW，跨 26 个农场约 23,000 公顷）环境影响报告书与联邦环评同步公示，公司口径 2029 年开工、2030 年底投运，文件写明进度与 VNI West 交付对齐；联盟党与一国党承诺当选即取消 VNI West，WRL 已暂停至州选后。 | 依赖 VNI West 送出的 Loddon Mallee 风电与光储项目，在州选结果明朗前按“输电递延两年以上”做基准情景，估值不预支并网；土地主导型开发平台的价值同样取决于送出线，不因农户支持度高而折价更少。 | 催化因素：11 月州选结果、VNI West 造价复核；风险因素：维州规划部门项目页未能打开，公示起止日未核。 | 中高 | 11 月州选；VNI West 成本复核 |
| 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 | 64.94 | 71.30 | 71.40 | 384.09 @ 09/20 21:45 | -18.51 @ 09/01 11:30 | 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 24 日至2026 年 8 月 22 日）下降 17%（中位数下降 2%）；负电价时段占比 10.9% |
| QLD1 | 55.39 | 62.12 | 66.03 | 446.01 @ 09/20 21:45 | -35.00 @ 09/03 14:40 | 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 24 日至2026 年 8 月 22 日）下降 9%（中位数上升 2%）；负电价时段占比 17.9% |
| VIC1 | 45.56 | 52.57 | 34.00 | 299.44 @ 08/27 06:40 | -68.98 @ 09/20 13:10 | 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 24 日至2026 年 8 月 22 日）下降 19%（中位数下降 38%）；负电价时段占比 20.5% |
| SA1 | 46.03 | 59.67 | 46.03 | 262.00 @ 08/24 08:50 | -294.71 @ 09/10 13:20 | 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 24 日至2026 年 8 月 22 日）下降 47%（中位数下降 42%）；负电价时段占比 27.1% |
| TAS1 | 45.25 | 48.16 | 41.69 | 320.36 @ 09/09 17:55 | -71.65 @ 09/20 11:00 | 较前一 30 日统计期（2026 年 7 月 24 日至2026 年 8 月 22 日）下降 18%（中位数下降 22%）；负电价时段占比 18.2% |
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$51.43/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$62.00/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$51.83/MWh，五区域—时段合并样本（43,200 个区间）中位数为 A$58.89/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 23 日至 9 月 21 日；五区域算术平均较前一统计期（7 月 24 日至 8 月 22 日，A$67.35/MWh）下降 24%，南澳（−47%）贡献最大；中位数上新州（−2%）与昆州（＋2%）基本持平，降幅集中在南部三区。前一完整交易日（9 月 21 日，星期一）：负价区间新州、昆州均为 0 个，维州 122 个（42.4%）、南澳 127 个（44.1%）、塔州 120 个（41.7%）；日内最高价新州 A$230.59 与昆州 A$223.92（均 18:20，两区 30 日第 4 高）、维州 A$121.54、南澳 A$110.43、塔州 A$109.31（均 18:00）；最低价新州 A$42.08（09:00）、昆州 A$6.85（09:05）、维州 −A$14.44、南澳 −A$14.38、塔州 −A$15.01（均 14:50）。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。
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。
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 21 日，按 00:00<结算时点≤次日 00:00 选取 288 个区间。
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。
| 区域 | P10 | P50 | P90 | 均值 | 贡献度最高的三个交易日占 30 日总额 |
|---|---|---|---|---|---|
| NSW1 | 258 | 374 | 540 | 385 | 15.4% |
| QLD1 | 301 | 383 | 531 | 395 | 14.6% |
| VIC1 | 199 | 386 | 515 | 381 | 15.6% |
| SA1 | 277 | 442 | 640 | 467 | 19.6% |
| TAS1 | 237 | 353 | 468 | 344 | 15.2% |
投资判断：昆州创序列新高，四区处于序列最高水平：按中位数（典型交易日）为 SA A$442 > VIC A$386 > QLD A$383 > NSW A$374 > TAS A$353；按均值（含极端交易日）为 SA A$467 > QLD A$395 > NSW A$385 > VIC A$381 > TAS A$344（单位均为 /MW·日）。较前一期（9 月 21 日，统计期 8 月 22 日至 9 月 20 日）昆州 379→383 为本报告序列（4 月以来）最高，新州 374、维州 386、塔州 353 不变且与各自序列最高持平，南澳 446→442（移出 8 月 22 日、移入 9 月 21 日的 A$392）；昆州 P10 由 A$292 升至 A$301。南澳集中度 19.6%，前三高日为 9 月 10 日（A$1,115）、9 月 16 日（A$949）、9 月 12 日（A$684）。前一完整交易日（9 月 21 日，星期一）的对照：五区 A$386—530 全部过线——昆州 A$530（30 日第 4 高）、新州 A$445（第 7）、维州 A$409（第 12）、南澳 A$392（第 22）、塔州 A$386（第 10）。与周日（9 月 20 日）相比，南澳由 A$260 升至 A$392、塔州由 A$248 升至 A$386、维州由 A$329 升至 A$409，靠的不是午间更负（周一最低只有 −A$14 至 −A$15/MWh）而是晚峰回来了（17—22 时均价 A$88—94/MWh，周日为 −A$19.5 至 A$12.9）；新州、昆州则由“午间负价加晚峰尖峰”变为“全天无负价”，价差略降（新州 527→445、昆州 569→530）但日均电价升至 A$96.56、A$87.78/MWh。北部午间没有负价的直接原因是全网风电在 14—15 时降到 2.2 GW（维州风电 40.4 GWh 仍撑住了南部的负价），属天气因素。出力实证：电池放电 17.9 GWh、峰值 3,899 MW（18:05，序列第 22 高），充电 16.7 GWh，转为净放电日；褐煤 64.3 GWh 为序列第 6 低、黑煤 196.5 GWh 为第 16 低，燃气联合循环峰值 1,740 MW 为第 19 高——南部晚峰由电池与燃气补位，维州晚峰最高仍只有 A$121.54/MWh。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$171、VIC A$171、SA A$197、TAS A$159（A$/MW·日）；折算到新增 2 MWh 储能电量为 A$80—99/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。
本期重点跟踪 2026 年 9 月 21 日 23:50 之后至 9 月 22 日发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项。本期没有新的商运、财务关闭或批准事件：两个项目条目为环评公示，政策条目为已发布但条例尚待修订。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 满容量新公告、Ark Energy Richmond Valley 财务关闭（官网新闻页逐条核对）、Zerra DC 电力采购公告，ECMC 也未见正式通过数据中心供电规则变更；AEMO 新闻页由主会话直接打开核对，8 月 10 日后无新发布；AEMC 新闻页与维州规划部门项目页未能打开，相关事项以行业媒体转述核对并在正文注明。
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。