澳大利亚新能源政策以可再生能源发电、储能和电网建设为主线，通过联邦收入支持、可再生能源证书、州级项目支持、市场交易及分布式能源激励共同推动投资。本词条重点介绍风电、光伏和电池储能的开发、并网、售电及融资安排。
项目开发首先要确定所在州、接入电网及商业模式。澳大利亚国家电力市场（NEM）覆盖昆士兰、新南威尔士及首都领地、维多利亚、南澳和塔斯马尼亚；西澳主要电网SWIS采用独立的批发电力市场（WEM）及监管规则。AEMO市场范围
对开发商和设备企业，重点是把项目许可、接网条件、售电收入和政府支持合同对应起来。本文政策核对日期为2026年10月25日。
| 政策或制度 | 核心内容 | 与项目的关系 |
|---|---|---|
| 国家可再生电力目标 | 2030年可再生能源占并网发电的82% | 推动风光、储能和输配电投资 |
| 气候目标 | 2030年排放较2005年降低43%，2050年净零；2035年目标为降低62%—70% | 为电力转型和工业电气化提供长期方向 |
| 容量投资计划CIS | 到2030年支持新增40GW：26GW可再生发电、14GW清洁可调度容量 | 通过竞争性招标提供项目收入支持 |
| 可再生能源目标RET及证书制度 | LRET支持大型电源，SRES支持符合条件的分布式系统 | 形成证书收入或安装端优惠 |
| 国家电力法与规则NEL／NER | 规范NEM市场运行、系统安全、接网和参与方义务 | 贯穿技术设计、注册、调度和结算 |
| 州及领地制度 | 规划、土地、环境、电力牌照、电气安全和地方支持计划 | 决定具体项目的实施路径 |
来源：DCCEEW减排政策、CIS、AEMO法规框架。
AEMO于2026年6月25日发布最终版《2026综合系统规划》（ISP），为NEM的电源、储能和网络投资提出至2050年的系统发展路径。其主线是可再生能源通过输配电连接，配合储能和燃气提供可靠供电。2026 ISP
| 机构或参与方 | 主要接口 |
|---|---|
| 联邦气候变化、能源、环境与水部DCCEEW | 国家能源政策、CIS及相关支持计划、海上电力基础设施政策 |
| 澳大利亚能源市场运营机构AEMO | 市场和系统运行、系统规划、接网技术评估及市场注册 |
| 清洁能源监管机构CER | RET、LGC、STC及REGO等制度管理 |
| 州、领地及地方主管部门 | 项目规划、土地、适用环境及建设审批、电力牌照与电气安全 |
| 输配电网络服务商NSP | 接网申请、技术研究、接网协议和网络工程 |
| 售电商、企业购电客户、聚合商 | PPA、电力零售、虚拟电厂及其他市场服务 |
| 澳大利亚可再生能源署ARENA | 技术创新、示范及相关部署项目资助 |
| 清洁能源金融公司CEFC | 债权、股权及项目融资，支持清洁能源投资 |
接网工作由项目方、连接网络服务商与AEMO共同推进；ARENA资助和CEFC融资分别设有项目筛选及商业安排。AEMO接网职责、ARENA资助入口、CEFC融资方式
| 地区 | 主要目标或实施方向 | 项目关注点 |
|---|---|---|
| 新南威尔士州NSW | 电力基础设施路线图支持2030年前至少12GW新增可再生发电和2GW长时储能 | 可再生能源区REZ、配套输电及长期能源服务协议LTESA |
| 维多利亚州VIC | 可再生发电占比2030年65%、2035年95%；储能功率2030年至少2.6GW、2035年至少6.3GW | 州级支持、输电及储能；海上风电另有发展目标 |
| 南澳州SA | 2027年全年净可再生电力100%目标 | 储能、系统支撑能力及跨州互联 |
| 昆士兰州QLD | 现行能源路线图强调市场驱动的风光、储能投资和区域能源枢纽 | 共享接网、社区协商及与州属能源企业合作 |
| 西澳州WA | SWIS输电规划分阶段扩建主网，支持可再生发电、储能和工业负荷 | WEM规则、Western Power接网及输电工程时序 |
来源：NSW路线图、维州法定目标、南澳政策、昆州路线图、SWIS输电规划。
昆州2025年能源路线图修法已删除原可再生能源百分比目标，并将区域能源枢纽纳入现行制度。昆州现行法
NSW的REZ将风光、储能和网络工程协调开发。选址时应核对接网安排、网络工程进度及所在区域的项目竞争。
CIS通过收入保障降低项目融资风险。项目在竞争性招标中提出所需支持，收入支持按约定的收入下限、上限及支付限额计算，并按合同处理低收入支持与高收入分享。
2025年7月，CIS规模从32GW提高至40GW，包括26GW可再生发电与14GW清洁可调度容量。计划分别在NEM和WEM组织发电及可调度容量招标，整体招标安排延续至2027年。CIS规模及安排、支持计算与投标机制
合同与项目进度
政府与项目业主签订容量投资计划协议CISA。官方列明的收入支持期限为1—15年；项目须投运并取得收入后，才进入收入支持阶段。签约后的里程碑包括土地权利、规划和环境审批、接网报价、融资关闭、建设与运营。CISA持有人指南，2026-09-16更新
投标评审还关注原住民参与、本地供应链、就业及社区收益。2026年CIS第11轮首次要求申请人已启动开发商评级DRS评估，并强调项目交付和融资能力。2026-08-25官方公告
项目开发可按以下事项组织，能并行的环节尽早同步。
| 事项 | 需要落实的内容 |
|---|---|
| 项目公司及投资结构 | 明确开发权、资本投入、股权及适用外资审查 |
| 选址与土地 | 土地购买、租赁或其他使用权，送出线路及道路通行安排 |
| 规划与开发许可 | 确认州或地方审批路径，覆盖电站、储能、变电站及配套设施 |
| 环境与文化遗产 | 生态调查、受保护事项、原住民文化遗产、噪声及景观影响 |
| 社区和土地所有者安排 | 协商、利益分享、投诉处理及退役责任 |
| 并网与融资 | 接入方案、工程责任、收入合同、融资关闭及开工条件 |
以NSW为例，可再生能源规划框架分别列有风电、光伏、输电、利益分享和土地私有协议指引，涵盖噪声、视觉、农业用地及退役等事项。NSW规划框架
联邦环境审批改革
涉及国家环境保护事项的项目，还需识别《环境保护与生物多样性保护法》（EPBC Act）程序。国家环境保护署National EPA已于2026年7月1日成立；2026年公布的首批国家环境标准，将随新审批测试启动适用于个别项目评估和审批，官方安排为不迟于2026年12月1日。2026年10月的项目应按申请阶段对应的过渡安排组织文件。DCCEEW环境改革说明，2026-10-22更新
并网方案应与设备采购同时推进。在NEM，项目方向连接网络服务商提交申请及拟议性能标准，由网络服务商与AEMO开展技术研究和性能标准协商。交付文件包括电力系统模型、性能参数、控制和保护资料及相应试验依据。AEMO接网申请流程
设备与EPC合同应明确模型和数据交付、控制器配置、无功及电压控制、故障期间运行、保护通信、计量和现场调试责任。逆变器及电站控制系统的版本管理应与接网模型保持一致。
市场注册与州级许可分别办理
NEM储能及混合系统需识别综合资源提供商IRP注册或豁免路径。AEMO根据系统类别审核技术、运营和市场参与文件。IRP注册指南
同时核定所在州的电力牌照或豁免。以西澳为例，发电、配电及售电活动有牌照与豁免制度，由相应州级监管体系管理。西澳牌照及豁免说明，2026-10-19更新
送出能力与收入
财务模型应将接入点拥塞、输电工程延误、限电和边际损耗因子MLF纳入电量及结算测算。AEMO发布各财年的损耗因子，并更新新增或修订接入点；本次已查到2026—27财年10月更新资料。AEMO损耗因子
| 商业路径 | 收入与合同重点 |
|---|---|
| 批发市场售电 | 随市场价格和实际交付电量结算，结合对冲安排管理波动 |
| 与售电商或企业签订PPA | 约定价格或结算结构、期限、电量曲线及环境属性归属 |
| 政府收入支持 | 通过CISA或适用州级合同管理约定的收入风险 |
| 用户侧光伏、储能及能源服务 | 自发自用节省购电支出，结合余电出售和适用聚合服务 |
企业可通过PPA采购场外可再生能源；用户侧项目也可由服务商持有设备，向客户出售电量。澳政府企业可再生能源指南
PPA审查应重点落实小时电量曲线、发电侧与客户侧的价格风险、限电处理、损耗因子、绿证归属、付款保障及提前终止安排。光伏项目的收入预测应匹配白天发电曲线，配储项目再测算晚高峰交付和储能成本。
小型系统的余电上网价格FIT随售电商方案变化，合同中需列明费率、时段及出口条件。澳政府FIT说明
AEMO最新季度报告显示，2026年第三季度NEM可再生能源发电占比为44.3%；电网级电池在16:00—21:00晚高峰供电中占8%。这反映出储能时移和供电曲线管理在项目商业安排中的作用。AEMO 2026年第三季度报告公告
大型电源：LRET与LGC
大型可再生能源目标LRET通过大型发电证书LGC形成激励和履约机制。年度可再生电量目标自2020年起维持在33,000GWh，延续至2030年。项目的电量计量、认证及证书销售可与PPA分别安排。CER年度目标说明
REGO：可再生电力来源保证
REGO通过数字证书记录可再生电力的来源及发电或储能放电时间，每张对应1MWh，支持交易与注销。符合条件的发电和储能设施可参与。
现行RET于2030年12月31日结束，REGO将持续运行。设施可同时注册相关制度，但同一发电量的环境属性须按证书规则分配，避免重复签发LGC和REGO。CER现行REGO说明
长期PPA应明确2030年前后使用的证书、交付及注销责任，以及环境属性价格和证书制度变化的处理。
SRES通过小型技术证书STC支持符合条件的系统。业主通常将证书申领权转给注册代理，取得安装价格优惠。
2026年10月扩展至1MW
自2026年10月1日安装的符合条件光伏系统，SRES适用上限由100kW扩至1MW。其中大于100kW、不超过1MW的中型系统采用固定5年预认定期；传统100kW以内系统的预认定期则随2030年临近递减。CER中型光伏指南
截至本次核对，CER预计中型系统STC申请入口于2026年11月中下旬开放，符合10月1日以后安装条件的系统可在入口开放后申请。CER 2026-10-01公告
中型项目可选择预先取得STC优惠，或参与REGO；选择STC后，在相应预认定期内不再签发REGO。产品清单及安装须符合CEC认可部件和Solar Accreditation Australia（SAA）相关要求。
项目设计应结合客户白天负荷、接网出口限额、屋顶使用权、计量和配套储能，比较自发自用与余电出售的收益。
CER将系统首次具备发电并交付电能能力时认定为安装日期，通常以电气合规证书上的测试及调试日期为据。申报应保存系统设计、规划及接网批准、结构工程资料和调试证据。CER过渡指引
电网侧及集中式储能
电池储能可通过CIS清洁可调度容量及适用州级计划获取支持，再结合电能时移、合同及可提供的系统服务组织商业方案。配置方案应明确功率MW、可用电量MWh、持续时间、充电电源、损耗、循环衰减及后续增补成本。
住宅及小型商业电池
SRES覆盖符合条件的5—100kWh标称容量光伏电池系统，STC按可用容量计算，最多支持前50kWh。电池需配合新建或既有光伏安装，并满足产品、安装及相关虚拟电厂能力要求。CER系统资格、CER电池指南
2026年5—12月的基础STC因子为6.8张／kWh，再按容量分档：前14kWh适用100%因子，超过14至28kWh部分适用60%，超过28至50kWh部分适用15%。优惠金额由可签发证书数量、交易价值及商业报价共同形成。CER电池STC计算
西澳SWIS自2026年5月1日起，对低压接入、分布式资源合计容量不超过30kVA的适用新建或升级光储系统实施新要求，包括逆变器设置、安装能力测试及出口产品所需的远程断开与重连能力。西澳安装商指引
联邦《Offshore Electricity Infrastructure Act 2021》及配套规则管理联邦海域的海上电力基础设施。联邦海域通常从距岸3海里以外开始，近岸州水域及登陆工程另与州级手续衔接。
| 许可 | 用途及期限 |
|---|---|
| 可行性许可 | 在已宣布适宜开发的海域评估项目，最长7年 |
| 商业许可 | 商业电力项目建设与运营，最长40年 |
| 输电及基础设施许可 | 海底电缆等输电基础设施 |
| 研究与示范许可 | 新技术研究、试验及示范项目 |
开发商先完成可行性阶段，再申请商业许可。商业许可核发前需落实适用EPBC环境审批及获批管理计划，开发过程中还涉及财务担保、既有海域使用者、原住民和社区协商。DCCEEW海上基础设施法规，2026-07-01更新
维州另有海上风电目标：2032年至少2GW、2035年4GW、2040年9GW。开发计划需将联邦海上许可与州级输电、港口、登陆点及采购安排统一考虑。维州目标
外资投资安排
外资设立项目、收购股权或取得土地权益时，需按投资人身份、投资方式、资产及国家安全因素识别申报要求。澳大利亚财长可作出不反对、附条件批准或禁止等决定；2026年5月公布的改革同时强化低风险投资便利化与高风险投资管理。澳财政部外资框架，2026-05-19更新
开发团队应在签订收购、土地及融资协议前，明确审查、信息披露和附带条件如何影响交割及项目治理。
社区及本地供应链
CIS评审将原住民、社区收益、本地供应链及就业纳入项目表现。NSW规划制度也设有利益分享和土地协议指引。CIS评审安排、NSW利益分享指引入口
对中国开发商及供应商，本地工作可落实到合格EPC、安装与调试、备品备件、运维及客户服务能力。企业在投标阶段作出的本地采购、就业及收益分享承诺，需要转化为合同、责任人和实施预算。
| 参与角色 | 优先落实的条件或客户 |
|---|---|
| 投资开发商 | 土地与开发许可、可执行接网安排、PPA／CISA、融资关闭 |
| EPC及设备商 | 项目业主和EPC采购计划、接网模型、性能保证、交付及付款节点 |
| 工商业光储服务商 | 客户负荷与信用、场地使用权、STC路径、售电与运维合同 |
| 储能集成与控制企业 | 功率电量设计、控制和通信、市场服务、衰减与长期保修 |
| 输变电及海上供应链 | 网络建设主体、项目开发商、港口及海缆工程实施方 |
融资模型的关键项目
应将现货和PPA收入、CISA收入支持、绿证收入、限电和损耗、建设延期、电池增补、澳元收入与外币采购成本分别列入现金流；将PPA电量曲线、设备保证和融资偿债安排相衔接。
ARENA提供相关创新、示范及部署项目资助；CEFC通过项目融资、债权或股权等方式与其他投资人共同投资。电网侧的Rewiring the Nation通过优惠融资支持网络升级，CEFC为其融资执行机构。ARENA资助、CEFC融资、Rewiring the Nation
项目筛选可优先跟踪已明确接网、取得关键审批并推进融资的业主。DCCEEW截至2026年10月21日的CIS项目组合统计显示，已签约或处于谈判阶段的项目中，27个已完成融资关闭、1个已商业运行。CIS最新项目进度，2026-10-23更新
本次查询日期：2026年10月25日。资料以澳大利亚政府、州政府、CER及AEMO官方公开文件为主。
相关词条：越南的新能源政策。