根据澳大利亚能源市场运营商（AEMO）于7月20日发布的《2026年季度并网成绩单》显示，在2026财年，澳大利亚国家电力市场（NEM）新增并网发电设施与储能系统共计9.1GW，这一数字是2025财年的两倍有余。
　　
　　Akaysha Energy公司在新南威尔士州部署的1.7GWh  Waratah Super Battery电池储能系统
　　
　　在2026财年达到满负荷产出的34个能源项目包括12.9GWh的储能系统和9.1GW的发电设施，澳大利亚能源市场运营商（AEMO）指出，电池储能项目在技术组合中占主导地位。
　　
　　如果计入仍处于调试阶段的容量，2026财年（截至6月30日）累计新增并网的发电设施与储能系统达到10.5GW。
　　
　　澳大利亚能源市场运营商（AEMO）并网接入业务组经理Margarida Pimentel表示，这一成绩充分体现了项目从前期开发到并网全流程的高效协同。她指出：“上一财年新增满负荷产出的发电设施和储能系统创纪录地达到9.1GW，是2025财年结果的两倍以上。”
　　
　　Pimentel还强调，风电投资在2026财年也创下新高——澳大利亚能源市场运营商（AEMO）全年共收到12个风电项目申请，总装机容量达5.2W，为历年来单一年度风电项目申请量之最。
　　
　　仅2026年第二季度（截至今年6月），就有14个项目实现满负荷产出，合计3.9GW，其中包括2.7GW的电池储能系统、0.5GW的太阳能+储能项目、0.4GW的太阳能发电场以及0.2GW的风力发电场。同期，第二季度内获批的项目申请达32个，总装机容量为6.9GW，同样创下季度纪录，涵盖3.6GW的电池储能系统、1.8GW的太阳能+储能项目、1.3GW的风力发电场以及0.2GW的太阳能发电场。
　　
　　纵观2026财年，项目的注册量和申请批准量分别为7.4GW和14.2GW，虽然与2025财年相比略有下降，但2026年计划并网的项目规模持续扩张，从53GW增长至75.4GW，增幅达42%。其中，处于申请阶段的项目容量与2025财年相比高出一倍有余，开发商主导的实施阶段容量也增长了30%。
　　
　　电池储能系统在计划并网的75GW能源项目中占据一半
　　
　　在目前澳大利亚国家电力市场（NEM）计划并网75GW并网的能源项目中，电池储能项目占总装机容量的52%，太阳能+储能项目占18%，风力发电场占15%。储备项目中混合部署的项目占比不断上升，反映出市场已明确转向商业化的“太阳能+储能”模式。2026财年期间，已有2.4GW的太阳能发电项目启动或完成了增配储能系统的流程，表明开发商日益将储能系统视为太阳能发电项目的有机组成部分，而非单独资产类别。
　　
　　据行业媒体此前报道，澳大利亚已于2026年成为全球第三大公用事业规模电池储能市场——根据澳大利亚清洁能源委员会的统计，2025年该国大型电池储能系统获得融资的规模达4.3GW，仅次于美国和中国。
　　
　　澳大利亚能源市场运营商（AEMO）此前发布的《2026年第一季度能源动态报告》表明，2026年第一季度，电池储能系统将白天的电量转移至晚间的日均放电功率达到359MW，而2025年同期仅为98MW，同比增幅超过两倍。
　　
　　此外，值得关注的是，在澳大利亚计划部署的33.2GW的电池储能项目中，配备构网型逆变器的比例已达到74%。这一高渗透率既体现了系统强度服务合同的商业激励，也反映了随着燃煤发电厂逐步退役，澳大利亚国家电力市场（NEM）对电网稳定服务的需求日益迫切。
　　
　　电池储能系统同时也是整个并网流程中推进速度最快的技术类型，这一竞争优势进一步巩固了其在计划并网项目中的主导份额。
　　
　　根据澳大利亚能源市场运营商（AEMO）的《2026年综合系统规划》，到2050年，澳大利亚需部署35GW的短时储能系统与中时储能系统，以及5GW的长时储能系统，以支撑以风力发电和太阳能发电为主体的电网转型。按2026财年所展现的推进速度，近期计划部署的项目有望满足该目标的早期阶段要求。不过，澳大利亚能源市场运营商（AEMO）在报告中也指出，在开发商主导的实施阶段，项目工期中位数已从14个月延长至18个月，并且其中三分之一的项目在该阶段停留已超过两年，成为日益突出的瓶颈。
　　
　　Pimentel表示，设计变更和设备替换是导致该阶段延迟的主要原因。她解释道：“设计变更和设备替换往往需要额外的评估和返工，而项目出售、融资延期及商业准备等活动也是造成拖延的因素。”
　　
　　目前，处于申请阶段的储备容量较一年前已高出118%，这意味着大量排队等待转入建设和调试阶段的项目，将在未来两到三年内持续考验交付时间表的承受能力。
　　
　　编译：Harris