Das Merchant-Investment für großskalige Batteriespeicher im National Electricity Market (NEM) verändert sich. Die Einnahmen der Batterien werden zunehmend durch Energiearbitrage bestimmt, während FCAS mittlerweile nur noch einen kleinen unterstützenden Anteil zum Einkommen beiträgt.

Dadurch verschiebt sich der Investment-Fokus auf die Ausgestaltung der Energiespreads, und die Speicherdauer ist zum wichtigsten Renditetreiber geworden. Systeme mit vier Stunden liefern in allen Bundesstaaten und Szenarien die höchsten Renditen, während Systeme mit zwei Stunden aufgrund komprimierter Kurzzeitspeicher-Spreads unter 10 % bleiben.

Die Projektergebnisse hängen zudem stärker vom Standort und der Fahrweise ab. Batterien in netztechnisch eingeschränkten Regionen mit niedrigem MLF können eine IRR-Reduktion von bis zu 1,8 Prozentpunkten erfahren. Betreiber können unterschiedliche Fahrstrategien nutzen, um den Projektwert zu steigern, müssen dabei aber einen schnelleren Verschleiß abwägen.

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Zusammenfassung

• Vier-Stunden-Batterien erzielen in allen Bundesstaaten und Szenarien die höchsten IRRs. Zwei-Stunden-Systeme liegen unter 10 %, da sich die Spreads für Kurzzeitspeicher verringern.
• Energiearbitrage generiert über 95 % der prognostizierten Merchant-Einnahmen über die gesamte Lebensdauer. FCAS-Einnahmen sind gering und spielen eine stabile Nebenrolle.
• 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 bringt in Victoria rund 38.000 $/MW/Jahr an Zusatzerlösen, reduziert aber in Queensland den Projektwert, sobald der Verschleiß berücksichtigt wird.

Zentrale Modellannahmen

Die folgenden Annahmen liegen allen IRR-Ergebnissen in diesem Bericht zugrunde. Die vollständige Prognosemethodik finden Sie in den April 2026 Release Notes.