Die Wirtschaftlichkeit von netzgekoppelten Batteriespeichern im National Electricity Market (NEM) verändert sich. Die Einnahmen werden zunehmend durch Energiearbitrage bestimmt, während FCAS nur noch einen kleinen unterstützenden Anteil am Gesamtertrag ausmacht.

Dadurch verschiebt sich der Investitionsfokus auf die Ausgestaltung der Energiespreads, wobei die Speicherdauer zum wichtigsten Renditetreiber wird. Systeme mit vier Stunden liefern in allen Bundesstaaten und Szenarien die höchsten Renditen, während Systeme mit zwei Stunden unter 10 % bleiben, da sich die Spreads für Kurzzeitspeicher verringern.

Auch Standort und Einsatzstrategie haben einen stärkeren Einfluss auf das Projektergebnis. Batterien in netztechnisch eingeschränkten Gebieten mit niedrigem MLF können eine Reduktion der internen Rendite um bis zu 1,8 Prozentpunkte erfahren. Betreiber können zudem verschiedene Einsatzstrategien testen, um den Projektwert zu steigern, müssen dabei aber einen schnelleren Verschleiß abwägen.

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Zusammenfassung

• Vier-Stunden-Batterien erzielen die höchsten internen Renditen (IRR) in allen Bundesstaaten und Szenarien. Zwei-Stunden-Systeme bleiben unter 10 %, da die Spreads für Kurzzeitspeicher schrumpfen.
• Energiearbitrage generiert über 95 % der erwarteten Merchant-Einnahmen über die gesamte Lebensdauer. FCAS-Einnahmen sind gering und bieten eine stabile Unterstützung.
• Der Standort beeinflusst die IRR um bis zu 1,8 Prozentpunkte zwischen Regional Reference Node Standorten und netztechnisch eingeschränkten Regionen mit niedrigem MLF.
• Mehr als ein Zyklus pro Tag steigert den Spitzenumsatz in Victoria um rund 38.000 $/MW/Jahr, reduziert aber in Queensland den Projektwert über die Laufzeit durch stärkere Degradation.

Wesentliche Modellannahmen

Alle Ergebnisse zur internen Rendite in diesem Bericht basieren auf den untenstehenden Annahmen. Die vollständige Prognosemethodik ist in den April 2026 Release Notes dokumentiert.