Wholesale Electricity Market (WEM)-Batterieerlöse setzen sich aus mehreren Komponenten zusammen, deren Zusammenführung meist viel manuelle Arbeit erfordert.

Für Händlererlöse werden Großhandelspreise, Einsatzmengen und FCESS-Bereitstellung benötigt. Für die Gesamterlöse kommen Zahlungen aus dem Reserve Capacity Mechanism und Verträge für nicht-koordinierte Essential System Services hinzu. Ohne diese vollständige Erlösstruktur ist es leicht zu übersehen, warum zwei Batterien unter den gleichen Marktbedingungen sehr unterschiedliche Ergebnisse erzielen.

Ko führt diese Datensätze im Terminal zusammen. Es kann Preishistorien abrufen, den Einsatz einzelner Anlagen nachverfolgen, Händler- und Vertragsumsätze vergleichen und zeigen, wie einzelne Batterien unter bestimmten Marktbedingungen betrieben wurden.

Welche WEM-Marktdaten hat Ko im Zugriff?

Modo Energy hat Ko mit WEM-Marktdaten aus vier Tabellen synchronisiert:

• wem_dispatch_prices: Der 5-Minuten-Dispatch-Preis für jedes Intervall von September 2023 bis heute. Enthält den Energie-Clearing-Preis sowie alle vier FCESS-Marktpreise.
• wem_dispatch_facility: Einsatzvolumen pro Anlage in 5-Minuten-Auflösung. Diese Tabelle dient der Analyse auf Anlagenebene.
• wem_tlf_values und wem_tlf_mapping: Übertragungsverluste je Anlage und Jahr. Wird verwendet, um die Erzeugung am Standort auf Netzerlöse umzurechnen.
• wem_ncess_contracts, wem_reserve_capacity_prices, wem_supabase_capacity_credits: Vertragsdaten zu Erlösen, NCESS-Vertragswerte, Reservekapazitätspreise und welche Anlagen in welchem Kapazitätsjahr Kapazitätszertifikate halten.

Sie müssen beim Stellen einer Frage an Ko nicht zwischen diesen Tabellen wählen. Ko wählt automatisch die passende Tabelle je nach Fragestellung aus.

Warum sollte man WEM-Daten im Blick behalten?

Die Wirtschaftlichkeit von WEM-Batterien hat sich mit dem Markteintritt weiterer Kapazitäten verändert. FCESS-Preise sind gefallen, die Preisspanne für Energie hat sich verringert und das Händlererlöspotenzial ist insgesamt kleiner geworden. Gleichzeitig machen vertraglich gesicherte Einnahmen durch NCESS und das RCM inzwischen den Großteil der Erlöse für die betreffenden Anlagen aus.

Da diese Faktoren den Markt weiterhin prägen, benötigen WEM-Betreiber und Investoren eine schnellere Möglichkeit, den gesamten Erlösstrom aus Energie, FCESS und Verträgen nachzuverfolgen.

Wie analysiert man WEM-Marktdaten?

Die nachstehenden Beispiele wurden erstellt, indem Ko gezielt zu den WEM-Marktdaten-Tabellen befragt wurde. Ko generierte den SQL-Code, fragte die Daten ab und erstellte die schriftliche Auswertung. Alle Diagramme basieren auf denselben zugrundeliegenden Daten.

Ergebnis: Im Winter 2025 (Jul–Aug) wurden die höchsten Preise des Kalenderjahres verzeichnet, mit einem Spitzenwert von 109 $/MWh im August – typisch für die saisonalen Nachfragemuster des WEM, die durch Heizbedarf geprägt sind. November 2025 war mit nur 57,50 $/MWh ein deutlicher Ausreißer nach unten, vermutlich aufgrund starker Solarstromerzeugung und moderater Nachfrage.

2026 hat stark angezogen: Die Preise stiegen kontinuierlich von 84 $/MWh im Januar auf einen Höchststand von 116 $/MWh im Mai 2026 – der höchste Monat im gesamten Datensatz. Diese Werte sind einfache arithmetische Mittel aller 5-Minuten-Dispatch-Preise, sodass auch Extremwerte (Preisspitzen oder negative Preise) enthalten sind und die Monatswerte signifikant beeinflussen können.

Ergebnis: Der Gesamtrend zeigt einen deutlichen und anhaltenden Rückgang bei allen vier Diensten.

Raise Contingency war zunächst dominant – und ist dann eingebrochen. Es war der teuerste Dienst von Anfang bis Mitte 2025, mit einem Höchstwert von 48,67 $/MWh im Mai 2025, ist aber bis Mai 2026 auf nur noch 3,02 $/MWh gefallen – ein Rückgang von etwa 94 %. Das Niveau von 2025 wurde durch häufige kleinere Knappheitsereignisse gestützt, die nun durch längere Null-Preis-Phasen abgelöst wurden.

Lower Regulation und Lower Contingency haben ihre Rangfolge getauscht. Anfang 2025 lag Lower Regulation oft über Lower Contingency. Ende 2025 und 2026 hat sich die Preisdifferenz zwischen allen Diensten deutlich verringert, da die Flotte wächst und Knappheit seltener wird.

April 2026 war der Tiefpunkt: Sowohl Lower Contingency als auch Lower Regulation lagen im Schnitt unter 0,30–0,50 $/MWh – faktisch kaum noch Erlöspotenzial für Batterien, die auf FCESS angewiesen sind.

​Ergebnis: Collie BESS2 war die aktivste Anlage und machte etwa ein Viertel des gesamten Entladevolumens der Flotte aus. Insgesamt entluden die sechs erfassten Batterieanlagen im Monat rund 91 GWh.

Der Collie-Cluster (ESR1, BESS2, ESR4, ESR5) entlud zusammen etwa 63 GWh – rund 70 % der Flottenleistung –, während die beiden Kwinana-Einheiten die restlichen ~28 GWh beitrugen. Trotz der relativ hohen Energiepreise im Mai 2026 (durchschnittlich 116 $/MWh) bedeutet der Einbruch der FCESS-Preise, dass Batterien zunehmend auf Energiearbitrage statt auf Nebendienstleistungen setzen mussten.

Ergebnis: Das RCM ist der wichtigste Erlöstreiber, wo es zur Anwendung kommt. Die RCM-Zahlung von COLLIE_ESR1 in Höhe von ca. 4,27 Mio. AUD in einem Monat entspricht etwa 21.350 AUD/MW und übertrifft damit deutlich die Beiträge aus Energie und FCESS – insgesamt fast 23.400 AUD/MW im Monat. Auch KWINANA_ESR1 wird durch rund 945.000 AUD RCM auf 9.700 AUD/MW gehoben, trotz negativer Energieposition.

FCESS ist für Kwinana ESR2 entscheidend. Mit einer leicht negativen Energieposition, aber 1.768 AUD/MW aus FCESS – dem höchsten FCESS-Satz der Flotte – scheint KWINANA_ESR2 Frequenzdienste gegenüber Arbitrage zu priorisieren. Allein die Raise Contingency brachte rund 314.000 AUD ein, was zu einer Strategie passt, Kapazität für FCESS vorzuhalten statt auf Energieeinsatz zu setzen.

ESR4 und ESR5 zeigen auf Basis der verfügbaren Daten negative Händlerergebnisse – sie sind Nettokäufer am Energiemarkt und haben keine FCESS-Erlöse erzielt. Dies wird vermutlich durch NCESS-Verträge erklärt: Diese Anlagen erhalten feste Verfügbarkeitszahlungen außerhalb der hier betrachteten Händlerströme, und ihr Ladeverhalten könnte auf die Erfüllung dieser Vertragsverpflichtungen statt auf Spotmarkt-Arbitrage ausgerichtet sein.

​Ergebnis: Der Reservekapazitätspreis von 251.420 $/MW/Jahr gilt für beide Batterien unter dem aktuellen kombinierten Produkt. Im aktuellen Jahr erscheinen nur zwei Batterieanlagen in den CC-Daten: Collie ESR1 und Kwinana ESR1. Bemerkenswert ist, dass Kwinana ESR2 (mit NCESS-Vertrag) und Collie BESS2 nicht aufgeführt sind – sie könnten Credits unter dem RCM halten, die noch nicht in den Daten erscheinen, oder ihre Credits werden anders verrechnet.

Collie ESR1 hält zudem einen NCESS-Vertrag (Okt 2024–Okt 2026). Nach AEMO Schedule 5 werden NCESS-Zahlungen für diese Anlage mit den RCM/RCP-Zahlungen verrechnet – das Netto-RCM-Einkommen ist also niedriger als die angezeigten ~50,3 Mio. $. Die beiden separaten Kreditprodukte (Peak Capacity Credits und Flexible Capacity Credits) greifen erst ab dem Kapazitätsjahr 2027–28. Bis dahin laufen alle Anlagen unter dem kombinierten Produkt.

​Ergebnis: Die Batterieflotte zeigt einen ausgeprägten Entladepeak am Morgen, im Schnitt 266 MW um 07:00 Uhr – der höchste Wert am Morgen – bei einem Energiepreishoch von ~124 $/MWh. Dies spiegelt die morgendliche Nachfragesteigerung wider, bevor die Solarproduktion anzieht.

Mittags sinken die Preise auf ein Tief von etwa 98 $/MWh um 10:00 Uhr, entsprechend der „Solar-Belly“. Die Flottenentladung fällt in dieser Zeit auf nur 2–10 MW, da die Batterien in den Lademodus wechseln.

Das dominierende Entladeereignis ist der Abendpeak. Die Flottenleistung steigt von 169 MW um 16:00 Uhr auf einen Spitzenwert von ~438 MW um 18:00 Uhr, parallel zum Energiepreishoch von ~135 $/MWh um 17:00 Uhr. Diese klassische „Solar-Duck-Curve“-Reaktion generiert den Großteil der Batterieerlöse im WEM.

Die Preise bleiben nachts moderat (106–122 $/MWh), aber die Entladung ist gering – unter 25 MW in den meisten Stunden von 20:00 bis 05:00 Uhr –, was darauf hindeutet, dass die Flotte weitgehend erschöpft ist oder Kapazität für den nächsten Morgen vorhält.

Analysieren Sie WEM-Marktdaten mit Ko

Wenn Sie Einblicke zu WEM-Dispatch und -Erlösen suchen, kann Ko die benötigten Daten schnell erfassen und in das gewünschte Produkt umwandeln. Stellen Sie Ihre Frage einfach auf Englisch, und Ko identifiziert die passende Tabelle, schreibt den SQL-Code und liefert die Ergebnisse – ganz ohne Einrichtung. Die Live-Daten umfassen Preise und Dispatch von September 2023 bis heute, dazu Vertragsdaten über mehrere Kapazitätsjahre hinweg.

Beispielfragen:

• Wie unterschieden sich die WEM-Energiepreise beim Abendpeak gegenüber nachts im Q1 2026?
• Wie hoch war das monatliche Entladevolumen von Kwinana ESR1 im Jahr 2026?
• Welche WEM-Batterieanlage hatte am 28. April 2026 das höchste Dispatch-Volumen?
• Wie haben sich die NCESS-Vertragswerte zwischen den Kapazitätsjahren 2024–25 und 2025–26 verändert?
• Wie hoch ist der Übertragungsverlustfaktor von Collie BESS2 und wie unterscheidet er sich von Kwinana ESR1?