⚡ 思源 · 澳洲新能源投资日报
2026 年 7 月 21 日 · 星期二 · 第 09 期

近 30 日 NEM 五区域算术平均电价为 A$98.57/MWh，较前一 30 日滚动期上升 0.6%；昆州 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数为 A$316/MW·日；AEMO 2025/26 财年实现全容量并网的项目规模创历史新高

过去 30 个完整交易日（6 月 21 日至 7 月 20 日），澳大利亚国家电力市场（NEM）五区域算术平均电价为 A$98.57/MWh，较前一 30 日滚动期上升 0.6%；五区域合并需求加权平均电价为 A$95.84/MWh。五个区域电价中位数的算术平均为 A$85.28/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$80.84/MWh，两者口径不同。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最高，南澳和维州次之；项目评估还应纳入收益分布、极端交易日贡献度及可实现收益情景。

A$98.57
五区域算术平均电价 /MWh
需求加权平均电价 A$95.84/MWh
A$316
昆州 4 小时峰谷套利理论毛收益中位数 /MW·日
南澳 298 / 维州 297
9.1 GW
2025/26 财年实现全容量并网
12.9 GWh · 34 个项目
新闻检索范围：2026 年 7 月 20 日至 21 日 · 新闻及公告已核验至：2026 年 7 月 21 日 21:00（AEST） · 电价统计期：2026 年 6 月 21 日至 7 月 20 日（30 个完整交易日）· 电价数据截至：2026 年 7 月 20 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，NEM 五区域算术平均电价为 A$98.57/MWh（较前一滚动期上升 0.6%），五区域合并需求加权平均电价为 A$95.84/MWh。昆州 4 小时储能日内峰谷套利理论毛收益中位数为 A$316/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。产业方面，AEMO 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；Fraser Coast 与 Waroona 已进入较明确的建设或工程总承包（EPC）阶段。容量投资计划（CIS）第 9 轮投标已截止，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$98.57
/MWh · 较前一 30 日滚动期上升 0.6%
五区域合并需求加权平均电价为 A$95.84/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$85.28/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$80.84/MWh。各项统计口径分别列示，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$316
/MW·日 · 本期五区域最高
南澳为 A$298/MW·日，维州为 A$297/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
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；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。全容量并网规模上台阶，但从获批到并网的周期变化仍需跟踪。
AEMO 2026 年 6 月并网进展报告
并网排队项目 · 电池占比
53%
项目储备总规模 75.4 GW
电池为规模最大的技术类别，太阳能与电池混合项目占 18%，陆上风电占 15%。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
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
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
昆州 · Fraser Coast 光储项目
A$4.9 亿
330 MWp + 180 MW/360 MWh
该项目为 Naturgy 在澳大利亚规模最大的可再生能源项目，已签订 10 年购电协议（PPA），计划于 2028 年投入商业运营；将带来光伏组件、主变压器、储能变流器（PCS）、系统集成及 EPC 的招标采购需求。
pv magazine，7 月 20 日
西澳 · Waroona 一期
565 MWh
132 MW 光伏 + 81.5 MW 储能
Monford 获得固定总价 EPC 合同，并以 A$500 万合同对价认购 Frontier 股份。承包商同步参股，利益与项目交付绑定更紧，同时应重点审查关联交易、公允定价及履约保障。
pv magazine，7 月 21 日
NSW · South West REZ 新增接入容量
3.56 GW
风光储组合 · 官方签署日 7 月 10 日
EnergyCo 与 Transgrid 签署项目开发协议，推进 Dinawan 变电站升级；官方签署日为 7 月 10 日，行业媒体 7 月 21 日跟进报道。
EnergyCo NSW

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
AEMO 项目并网进展实现全容量并网的项目规模创历史新高，但项目储备规模与具备交付条件的容量仍存在明显差异。在项目筛选表中分别记录并网申请获批、完成注册和实现全容量并网三个阶段，不以项目储备总规模直接估值。催化因素：完成注册或实现全容量并网；风险因素：实施周期进一步延长。高AEMO 下期并网进展报告
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
Fraser Coast项目进入明确建设阶段，设备与 EPC 招标采购需求逐步明确。建立光伏组件、PCS、主变压器、储能系统集成及 EPC 总承包商联系人清单。催化因素：采购包或招标信息披露；风险因素：工期或 PPA 条件发生变化。中高2026 年 8 月
Waroona：EPC 合同与股权投资安排承包商同步参股，利益与项目交付绑定更紧，但需审查关联交易及履约保障。跟踪首次债务提款、开工通知（NTP）签发、担保及付款节点，再评估供应链参与机会。催化因素：融资先决条件满足或 NTP 签发；风险因素：融资条件或 EPC 范围重新谈判。高2026 年 8 月
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 21 日至 7 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 92.05 95.12 88.88 299.99 @ 06/24 17:15 -8.50 @ 07/12 14:05 较前一 30 日滚动期上升 0.4%；负电价时段占比 0.9%
QLD1 71.86 76.04 74.00 233.01 @ 06/24 17:20 -8.71 @ 07/16 11:35 较前一 30 日滚动期持平；负电价时段占比 4.5%
VIC1 92.73 99.38 87.81 19,069.69 @ 07/08 19:40 -757.07 @ 07/13 10:15 较前一 30 日滚动期上升 0.7%；负电价时段占比 10.0%；7 月 8 日出现价格尖峰
SA1 154.18 167.96 101.02 20,300.00 @ 06/22 07:20 -204.05 @ 07/13 15:35 较前一 30 日滚动期上升 0.8%；负电价时段占比 13.9%
TAS1 82.05 87.22 74.71 23,200.00 @ 07/13 16:20 -15.74 @ 07/13 07:05 较前一 30 日滚动期上升 0.9%；负电价时段占比 5.3%；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$98.57/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$95.84/MWh；五个区域电价中位数的算术平均为 A$85.28/MWh，五区域—时段合并样本中位数为 A$80.84/MWh。各指标定义不同，不宜混称为“全网中位数”。极值仍主要由 6 月至 7 月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 20 日，星期一）

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$77.15/MWh
最高 A$121.10 @ 17:30
最低 A$30.28 @ 08:40
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$62.53/MWh
最高 A$106.06 @ 17:30
最低 A$7.30 @ 09:35
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$66.00/MWh
最高 A$117.17 @ 17:30
最低 A$8.94 @ 03:25
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$83.04/MWh
最高 A$138.14 @ 18:45
最低 A$36.31 @ 03:25
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$63.37/MWh
最高 A$104.78 @ 17:30
最低 A$19.17 @ 04:05
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 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 20 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 21 日至 7 月 20 日的 30 日滚动期；7 月数据覆盖 7 月 1 日至 20 日的完整交易日。本月截至 7 月 20 日，五区域算术平均电价为 A$76.71/MWh，五区域合并需求加权平均电价为 A$79.99/MWh。30 日滚动期仍包含 6 月供需紧张时段的价格尖峰，因此高于 7 月截至 20 日的数据。

区域2026 年 4 月2026 年 5 月2026 年 6 月2026 年 7 月 1–20 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$80.41
需求加权 A$83.14		 A$92.05+54%
QLD1 A$53.31A$76.34A$71.43 A$64.92
需求加权 A$69.11		 A$71.86+35%
VIC1 A$35.68A$64.77A$66.81 A$76.32
需求加权 A$83.69		 A$92.73+160%
SA1 A$56.18A$77.49A$125.73 A$83.18
需求加权 A$85.97		 A$154.18+174%
TAS1 A$85.24A$96.14A$76.83 A$78.73
需求加权 A$84.96		 A$82.05-4%

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） 176 147 137 151 177 169 162 185 211 157 161 172 268 178 168 179 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） 323 261 226 245 329 297 294 316 360 283 282 297 447 300 295 298 124 65 113 246 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$151/A$245；QLD 为 A$185/A$316；VIC 为 A$172/A$297；SA 为 A$179/A$298；TAS 为 A$142/A$246。单位为 A$/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
NSW118224537626417.3%
QLD118631646131715.6%
VIC116729758747743.0%
SA11462981772144074.9%
TAS115724656949658.9%

投资判断：P50 排序为 QLD A$316 > SA A$298 > VIC A$297 > TAS A$246 > NSW A$245。昆州 P50 略高于南澳，但南澳、维州和塔州的均值显著高于 P50，说明其理论收益更集中于少数供需紧张交易日。中位数适用于典型情形的横向比较，不能替代尾部收益建模。4 小时系统的单位功率理论毛收益高于 2 小时系统，部分源于能量容量增加一倍；经济性判断还需比较增量可实现收入、增量资本开支、电池衰减及合同结构。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 21 日 21:00（AEST））

本期重点跟踪 2026 年 7 月 20 日至 21 日发布或更新、且符合大型地面电站规模标准的事项；另列 7 月 10 日的官方签署事项和 7 月 17 日的供应链进展。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

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 ｜ 行业报道，7 月 20 日
AUCIS 第 9 轮 5 GW 可再生发电招标已于 7 月 20 日截止
联邦第 9 轮 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
NSW补充事项：South West 可再生能源区（REZ）项目开发协议拟形成 3.56 GW 新增接入容量
EnergyCo 与 Transgrid 签署项目开发协议，覆盖 Jerilderie–Wagga Wagga 走廊，拟形成 3.56 GW 风光储新增接入容量，涉及 Dinawan 变电站由 330 kV 升级至 500 kV、新建开关站及相关线路改造。行业媒体于 7 月 21 日跟进报道，但官方签署日期为 7 月 10 日；本报告采用官方签署日期，不将其列为 7 月 21 日新增政策。
来源：EnergyCo NSW，7 月 10 日 · 官方公告 ｜ 行业报道，7 月 21 日

2.2　大型光储项目

QLDEUNaturgy 投资约 A$4.9 亿建设 Fraser Coast 330 MWp 光伏及 180 MW/360 MWh 储能项目
项目位于 Brooweena 附近，占地约 555 公顷，规划安装约 60 万块光伏组件，配套 330 MWp 光伏及 180 MW/360 MWh 电池储能系统，并已签订 10 年购电协议；计划于 2028 年投入商业运营。按已披露规模，该项目为 Naturgy 在澳大利亚规模最大的可再生能源项目，将带来光伏组件、主变压器、PCS、储能系统集成及 EPC 的招标采购需求。
来源：pv magazine Australia，7 月 20 日 · 英文原文
Waroona 一期：Monford 获得固定总价 EPC 合同，并以 A$500 万合同对价认购开发商股份
Frontier Energy 的 Waroona 一期包括 132 MW 光伏及 81.5 MW/565 MWh 直流耦合电池储能系统，估算项目价值为 A$3.27 亿。Monford 获得固定总价 EPC 合同，同时以 A$500 万合同对价认购 Frontier 新股；项目计划近期动工，并于 2028 年末并网。承包商同步参股，利益与项目交付绑定更紧，但尽职调查仍需单列关联交易、公允定价、担保及违约救济条款。
来源：pv magazine Australia，7 月 21 日 · 英文原文
VICEUMokoan 光储项目完成融资交割：已投运的 58 MWp 光伏电站配套建设 40 MW/80 MWh 储能
European Energy 获得 Deutsche Bank 无追索权融资，用于对已投运的 58 MWp Mokoan 光伏电站进行再融资，并配建 40 MW/80 MWh 储能系统；储能系统预计于 2027 年年中投运。储能规模低于本报告独立储能项目 100 MW 的纳入门槛，但光伏规模超过 50 MW，因此按光储一体化项目口径纳入。
来源：European Energy，7 月 20 日 · 公司公告

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（地图）；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 ｜ EnergyCo · Port-to-REZ 运输线路

三、输电网 · 潮流 · MLF · 充裕度（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。

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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 220 kV PEC 起点(NSW-SA) Loy Yang 500 kV VIC RRN + Basslink 起点 Heywood TS 500 kV VIC-SA 互联线 VIC 端 Robertstown 275 kV SA RRN(Adelaide) 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。 例如，NSW Snowy +0.76% 表示该子区域 MLF 上升 0.76 个百分点，损耗调整相对改善；QLD North -3.24% 表示该子区域 MLF 下降 3.24 个百分点，损耗调整相对不利。MLF 用于反映跨区域输电边际损耗对连接点结算的调整，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）
RCM 2026 BRCP A$488,500 / MW / yr
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（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 -8.5%
DLF (Energex / Ergon): 1.03–1.07
NSW · 整体改善
MLF 范围（典型）: 0.92–1.05
▲ 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（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（典型）: 0.85–1.00（NEM 偏低）
▼ 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 持续从 VIC 受电、近满载输送，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（实测）: 0.92–1.06(St. Marys 1.0556 / Tungatinah 0.9334)
▲ 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，塔州经海缆向维州的送电量上升
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（QED 2026 年第一季度口径） 已知瓶颈与缓解时间表
QNI
QLD ⇄ NSW		 AC, 330 kV（双回） 1,300 / 600 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（新增 190 MW 传输能力）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 1,800 / 1,600 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 650 / 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 800 MW，计划于 2026 年第四季度达到全容量运行）。
Murraylink
VIC ⇄ SA		 HVDC, ±150 kV 220 / 200 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） 500 / 478 本财年主导潮流倾向 VIC→TAS（过渡期），历史净送电格局正在发生变化 自 2026 年 7 月 1 日起转为受监管互联线，并纳入监管资产基准（RAB）定价；塔州水电弃水减少及维州午间富余电力向塔州输送，与塔州多数子区域 MLF 上升 1.7–2.6 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，计划于 2030 年代初投运）。
PEC
NSW ⇄ SA(Stage 1)		 AC, 330 kV（新建） 150 / 150
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 800 MW 全容量运行计划于 2026 年第四季度实现；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。Cornwall Insight 公开评论预计，南澳第四季度 RRP 中位数或下降 A$15–25/MWh，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$98.57/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、沿线网损上行；光伏机组单项 MLF 最低下行 8.5%
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，VNI 中午时段北送量减小，带动 Snowy / ACT 子区域 MLF 改善；Hunter / West 因本地火电出力增加，网损略上行
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 2026–2030 年机组退役与替代容量平衡。综合参考 AEMO《电力机会声明》（ESOO）、AER 年度监管报告及 Cornwall Insight Australia 的公开观点。充裕度标识为本报告的综合判断，不代表官方可靠性评级。

NSW 🟢 短期充裕
退役计划:Eraring 燃煤电厂 2,880 MW 于 2027 年 8 月退役。
替代容量:Waratah BESS 850 MW + 6 个长时储能项目（累计 12 GWh）在建。
综合判断:容量充足，前提是 Waratah 与 PEC 互联线如期投运。
关键变量:Tomago 铝冶炼厂长期电力采购合同尚未续签。
VIC 🟡 需关注
退役计划:Yallourn 燃煤电厂 1,450 MW 于 2028 年 6 月退役。
替代容量:VIC 州政府 DFP 加速通道新增 700 MW 电池(Atmos + Akaysha)。
综合判断:电量供需平衡，但南部州 2026 年天然气供应紧张,影响晚峰调峰能力。
关键变量:气电支撑不足将削弱 VIC 应急响应能力。
SA 🔴 评估存在差异
退役计划:Torrens Island B 燃气电厂 800 MW 拟退役，具体时间未定。
替代容量:Equis Koolunga BESS 800 MWh 等长时储能 + PEC 互联线在建。
综合判断:AEMO 与 Cornwall 的评估存在差异 — AEMO 认为容量充裕；Cornwall 测算，若 PEC 延期投运，2026/27 财年可能出现 390 MW 缺口。
关键变量:PEC Stage 2 互联线 2026 Q4 能否如期全容量投运。
QLD 🟡 短期充裕 / 中长期承压
退役计划:Callide B 计划于 2031 年退役；至 2035 年，约 90% 的燃煤机组将陆续退役，昆州煤电占比较高。
替代容量（近期）:Quinbrook + Akaysha 大型 BESS + Borumba 抽水蓄能（2030 年代投运）。
综合判断:现有公开资料显示未来 2 年容量缺口约为 80 MW，短期供应风险总体可控。
关键变量:2030 年后燃煤机组集中退役，长时储能投运节奏决定中长期可靠性。
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，2030 年后向维州净送电能力可达 1.5 GW。
综合判断:现有公开资料未提示塔州近期存在容量缺口。
关键变量:仍需关注水文条件、Basslink 可用率及 Marinus Link 建设进度。

来源: AEMO 2025 ESOO（8 月）+ 10 月更新 ｜ AER《能源市场年度报告 2025》 ｜ Cornwall Insight Australia 公开评论（完整数字需订阅）。 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。

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 2026-07-21）
    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 2026-07-21）
    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 2026-07-21）
    https://www.dcceew.gov.au/energy/renewable/capacity-investment-scheme/open-cis-tenders
  4. S04 · EnergyCo NSW — South West REZ Project Development Deed signed （2026-07-10；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-21）
    https://www.energyco.nsw.gov.au/news/south-west-rez-project-development-deed-signed
  5. S05 · pv magazine Australia — Naturgy commits $490 million to Fraser Coast solar-battery hybrid （2026-07-20；行业媒体资料；查阅 2026-07-21）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/20/naturgy-commits-490-million-to-deliver-its-biggest-solar-battery-hybrid-project-yet/
  6. S06 · pv magazine Australia — Monford lands developer share deal as part of EPC agreement （2026-07-21；行业媒体资料；查阅 2026-07-21）
    https://www.pv-magazine-australia.com/2026/07/21/monford-lands-developer-share-deal-as-part-of-epc-agreement/
  7. S07 · European Energy — European Energy achieves financial close for Mokoan hybrid （2026-07-20；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-21）
    https://europeanenergy.com/2026/07/20/european-energy-achieves-financial-close-for-mokoan-hybrid-solar-farm-and-battery-project-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 2026-07-21）
    https://pon.com.au/news/port-of-newcastle-powers-ahead-as-first-in-nsw-with-battery-storage-approval/
  9. S09 · AEMO — Marginal Loss Factors for the 2026-27 Financial Year （2026；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-21）
    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
  10. S10 · AEMC — Market Price Cap updates for 2026-27 （2026；政府或企业一手资料；查阅 2026-07-21）
    https://www.aemc.gov.au/news-centre/media-releases/aemc-updates-market-price-cap-2026-27
  11. S11 · AEMO — 2026 Integrated System Plan
    官方专题页
  12. S12 · Clean Energy Council — Clean Energy Australia Report 2026
    官方专题页
  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

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，用于反映跨区域输电边际损耗对连接点结算的调整
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、限电、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 21 日 21:00（AEST，墨尔本） · 下次更新：2026 年 7 月 22 日 AEST