Am 22. Oktober präsentierte Modo Energy auf dem Advanced Materials and Battery Summit (AMB), wohin sich Batterieinvestitionen im National Electricity Market entwickeln. Falls Sie den Vortrag verpasst haben, können Sie in diesem Artikel nachlesen: Was hat Australiens Batterie-Boom ausgelöst, wie sieht heute das Investitionsumfeld aus und welche Projekte treiben die nächste Investitionswelle an?

Das AMB-Publikum bestand aus Herstellern, Materiallieferanten, politischen Entscheidungsträgern und Investoren. Die größte Zustimmung zu Modo Energys Prognose gab es beim Thema Langzeitspeicher und wie diese den Einsatz neuer Batterietechnologien unterstützen. In den kommenden Monaten wird Modo Energy seine Forschung vorstellen und Investment-Modelle mit alternativen Technologien vergleichen. Haben Sie Feedback zum kommerziellen Modellieren von Vanadium-Redox-Flow- oder Natrium-Ionen-Batterien? Dann melden Sie sich gerne unter frances@modoenergy.com.

Zusammenfassung

• Australien besitzt die höchste Netz-Batteriekapazität pro Kopf aller großen Märkte. Diese Entwicklung und Heimbatterien haben die Preisspannen verringert.
• Die nächste Welle sind Langzeitbatterien: Da sich die Prämien für Kurzzeitspeicher verringert haben, erzielen 4- und 8-Stunden-Batterien höhere Erträge pro $/MWh.
• Neue Batterien werden zusammen mit Solar- und Windkraft gebaut. Bis 2029 werden zwei Drittel der neuen Batteriekapazität als Hybrid- oder Co-Location-Projekte entstehen, gegenüber 10 % im Jahr 2025 und 15 % in 2026.
• Preisspannen steigen mit Kohleausstieg und wachsender Nachfrage, wobei neue Batterien bei jedem Kohleausstieg integriert werden.

Australien führt weltweit bei Batteriekapazität pro Kopf

Australiens Netz-Batterieflotte war Ende 2025 die drittgrößte der Welt – knapp vor dem Vereinigten Königreich und nur hinter China und den USA. Pro Kopf liegt Australien jedoch vorn, mit mehr als dem Doppelten der Pro-Kopf-Werte der USA und Chinas.

Eine zweite, ähnlich große Flotte wurde auch hinter dem Stromzähler aufgebaut. Heimbatterien wuchsen von 1,4 GW auf 8,8 GW in den 15 Monaten nach Start des Programms „Günstigere Heimbatterien“ im Juli 2025.

Aber die Investitionsanreize der ersten Welle haben nachgelassen

Im Jahr 2024, als die meisten heutigen Batterien zur finalen Investitionsentscheidung kamen, lagen die durchschnittlichen 2-Stunden-Preisspannen im NEM bei 450 $/MWh.

Die Flotte erfüllte dann ihren Zweck: Netz- und Heimbatterien speicherten tagsüber Solarstrom und lieferten Energie zur abendlichen Spitze. Von Juli bis September stieg der mittlere Tagespreis von 3 $/MWh im Jahr 2025 auf 28 $/MWh in 2026, während der Abendpreis von 157 $/MWh auf 96 $/MWh fiel.

Die 2-Stunden-Spannen sanken in den 12 Monaten bis September 2026 in New South Wales und Queensland auf etwa ein Drittel des Vorjahreswerts. In Victoria halbierten sie sich.

Geringere Preisspannen sind ein Erfolg – bedeuten aber, dass jede neue Batterie ein anderes Investitionsmodell braucht.

Auch der Kohleausstieg verzögert sich

Das zweite Signal war Kohle. 2022 kündigte Origin an, das größte Kohlekraftwerk des Landes, Eraring, im August 2025 zu schließen. Dieser Termin wurde auf 2027 und dann auf April 2029 verschoben.

Der Integrierte Systemplan (ISP) der AEMO von 2022 sah vor, dass bis 2030 60 % der Kohlekapazität abgeschaltet werden und 2026 noch 15,6 GW verbleiben. Heute laufen noch 21,3 GW – 37 % mehr als geplant. Der Plan für 2026 sieht rund 4,6 GW mehr Kohle im Jahr 2030 vor als der Plan von 2022.

In der Prognose erholen sich die Spannen nur so weit, wie neue Batterien es zulassen

Die Oktober-2026-Prognose von Modo Energy sieht vor, dass die 2-Stunden-Spannen mit jeder großen Kohleabschaltung steigen – von Yallourn Ende 2028 bis Bayswater Anfang der 2030er. Die Prognose berücksichtigt aber, dass an jedem Standort, an dem eine neue Batterie ihre Finanzierungskosten verdienen kann, auch eine gebaut wird – so wird mit jeder Schließung neue Kapazität geschaffen und Preisspitzen werden begrenzt.

Die Preisspannen auf dem Festland pendeln sich zwischen etwa 100 und 150 $/MWh (real, Stand 2024) ein – ein Niveau, das Investitionen in Batterien weiterhin ermöglicht.

Nach Bundesstaaten steigen Victoria und Südaustralien zuerst, wenn Yallourn schließt – und unterstützen Inbetriebnahmen dort ab Ende 2028. New South Wales folgt mit Eraring und steigt am stärksten, wenn Bayswater schließt. In Queensland läuft die Kohle am längsten, daher kommt es zuletzt.

Die Nachfrage wächst wieder – zur Hälfte durch Rechenzentren

Kohle ist nicht der einzige Treiber. Die operative NEM-Nachfrage war ein Jahrzehnt lang stabil: 191 TWh im Jahr 2015 und 184 TWh 2025, da Photovoltaik und Effizienzsteigerungen den Anstieg des Grundverbrauchs kompensierten.

Modo Energys Prognose sieht jedoch einen jährlichen Anstieg bis 2035. Haushalte, Verkehr und Industrie treiben etwas mehr als die Hälfte des Zuwachses, neue Rechenzentren die übrigen 46 % – laut unserer projektbasierten Prognose.

Neue Nachfrage nach günstiger erneuerbarer Energie muss ebenfalls abgesichert werden – das übernehmen Batterien.

Die nächsten Batterien sind länger, günstiger und stehen bei den Erneuerbaren

Die nächste Welle an Batterien wird längere Speicherzeiten, geringere Kosten und vielfältigere Erlösmodelle bieten.

In der Prognose endet die Investition in 1- und 2-Stunden-Batterien nach 2030. Alles, was danach hinzukommt, hat mindestens vier Stunden Kapazität; acht Stunden wachsen nach 2035 weiter, während vier Stunden stagnieren.

Zwei Trends treiben diesen Wandel: Erstens hat eine Flotte aus 2- und 4-Stunden-Batterien, die um dieselben Stunden konkurrieren, die Tagespreiskurve abgeflacht. 2024 lag die 2-Stunden-Spanne noch 242 $/MWh über der 8-Stunden-Spanne. Von Januar bis September 2026 war der Abstand auf 77 $/MWh gesunken. Die Prognose erwartet eine weitere Annäherung, je mehr 2- und 4-Stunden-Batterien diese Spannen abdecken.

Zweitens werden Hochpreisphasen über 300 $/MWh mit dem Kohleausstieg länger. Aus einstündigen Preisspitzen werden ganze Abende, bei Windflauten im Winter sogar Tage. Jede Verdopplung der Speicherdauer verdoppelt nahezu den Wert, den eine Batterie abschöpfen kann – während zusätzliche Energiekapazität günstiger ist als zusätzliche Leistung.

Auch die Kosten helfen: Laut CSIROs GenCost-Bericht sind die Batteriekosten im vergangenen Jahr um etwa 15 % gesunken – wieder unter das Vor-Pandemie-Niveau. Für 2030 werden vierstündige Batterien weitere 17 % günstiger erwartet, achtstündige sind jetzt schon etwa 20 % günstiger pro kWh als vierstündige. Unser Langzeit-Investment-Case beleuchtet die Renditen im Detail.

Wenn der Wert in zusätzlichen Stunden liegt, zählt vor allem der Preis pro zusätzlicher Kilowattstunde – das öffnet die Tür für alternative Batterietechnologien.

Batterien werden mit Solar und Wind gebaut

Nur 10 % der Netz-Batteriekapazität, die 2025 hinzukam, steht neben Solar- oder Windanlagen. 2028 sind es 43 %, 2029 voraussichtlich 66 %.

Hybride machen den Großteil der Speicher-plus-Erzeugung-Kombinationen aus. Das Teilen des Netzanschlusses spart Zeit und Kosten bei Genehmigungen, Flächen und Betrieb. Wer beides besitzt, gleicht zudem Preisschwankungen aus: Solar verdient meist mehr, wenn Batterien weniger verdienen – und umgekehrt.

Verträge wie Abnahmevereinbarungen, Preisobergrenzen und staatliche Garantien sorgen für zusätzliche, stabilere Einnahmen.

Wie es weitergeht

Alle Prognosen in diesem Artikel stammen aus Modo Energys NEM-Prognose Oktober 2026 – von Preisspannen und künftiger Nachfrage bis hin zum Trend zu längeren, co-lokalisierten Batterien. Sie können die Prognose nutzen, um Batterien sowie Wind-, Solar- und Hybridprojekte zu modellieren.

Unser NEM-Investment-Case Oktober 2026 zeigt die Renditen dieser Trends für 2-, 4- und 8-Stunden-Batterien.

Wir bauen zudem unsere Forschung und Modellierung alternativer Batterietechnologien weiter aus. Wenn Sie zur kommerziellen Modellierung von Vanadium-Redox-Flow- oder Natrium-Ionen-Batterien beitragen können, kontaktieren Sie bitte frances@modoenergy.com.