Die November 2025-Version der Modo Energy Prognose für Batterieerlöse im NEM ist jetzt verfügbar. Dieses Release bietet neue Prognosefunktionen – Solar-Kollokation, Cap Contracts und Optionen zur maximalen jährlichen Zyklenzahl sind nun im Terminal verfügbar.
Zusätzlich haben wir unsere Annahmen für folgende Bereiche überarbeitet:
- Nachfrage durch Rechenzentren;
- Termine für Bau und Stilllegung von Erzeugungskapazitäten;
- Ausblick auf die Kapazität von Haushaltsbatterien;
- Rohstoffpreise.
Der ME NEM BESS Index wurde verwendet, um die Prognose neu zu kalibrieren und das tatsächliche Handelsverhalten von Batterien widerzuspiegeln.
Weitere Informationen zur Prognose finden Sie in unserer Methodik oder buchen Sie eine Demo.
Zusammenfassung:
Neue Prognosefunktionen jetzt verfügbar:
- Hybride Solar- und Speicherprojekte (AC- und DC-gekoppelt);
- Möglichkeit, den Wert von Cap Contracts in die Prognoseerlöse einzubeziehen;
- Verbesserte Optimierung der Zyklenanzahl durch maximale jährliche Zyklen.
Änderungen bei den Eingaben
- Die Kapazität von Haushaltsbatterien steigt bis 2030 auf 6 GW, wobei der zunehmende koordinierte Speicher einen Teil des Werts für Großspeicheranlagen schmälert.
- Die Nachfrage großer Industrieverbraucher in Südaustralien verdoppelt sich zwischen 2029 und 2034. Gesamtnachfrage steigt bis 2035 in dieser Veröffentlichung um 8 % gegenüber der letzten. Dies stützt die Spreads in SA mittelfristig.
- Die Nachfrage durch Rechenzentren wird sich bis 2030 vervierfachen, was kurzfristig insbesondere in New South Wales die Spreads unterstützt.
- Niedrigere Rohstoff- und LGC-Preise (Rückgang um 2–6 % bei Gas und Kohle sowie 45 % bei LGCs).
- Änderungen bei Stilllegungen von thermischen Kraftwerken und Verzögerungen beim Bauabschluss von Pumpspeichern und neuen Übertragungsleitungen.
Neue Prognosefunktionen
Das Release vom November 2025 unterstützt nun mehrere neue Funktionen, darunter:
Hybride Solar- und Speicherprojekte
Prognoseläufe unterstützen jetzt sowohl AC- als auch DC-gekoppelte Hybridprojekte, bei denen das Modell Batterie- und Solarbetrieb gemeinsam optimiert, um den Gesamterlös des Standorts zu maximieren.
Cap Contracts
Cap Contracts sind Finanzderivate, die Käufer vor Preisschwankungen am Energiemarkt schützen. Überschreitet der Großhandelspreis den Strike-Preis (typischerweise 300 $/MWh), zahlt der Verkäufer dem Käufer die Differenz zwischen Großhandelspreis und Strike. Für diese Absicherung erhält der Verkäufer zu Beginn des Quartals eine Prämie. Diese Einnahmen glätten den Quartalscashflow und erhöhen die Erlössicherheit. Historisch lag die Prämie oft über der Haftung, sodass der Verkauf von Cap Contracts profitabel war.
Batterien sind aufgrund ihrer schnellen Reaktion und flexiblen Steuerung ideal zur Absicherung von Caps. Sie werden meist während Hochpreisphasen eingesetzt, wenn Caps ausgelöst werden, und können so ihre eigene Haftung durch Spotmarkterlöse abdecken.
Nutzer können nun den Wert des Handels mit Cap Contracts in Prognosen einbeziehen. Dies umfasst sowohl die Cap-Prämie (in $/MW) als auch die Anzahl der verkauften Caps (in MW). Letztere wird anhand der Batteriedauer im Verhältnis zur Dauer der Volatilitätsereignisse pro Quartal berechnet.
Maximale jährliche Zyklen verbessern Batterieeinsatz-Entscheidungen
Die meisten Batteriewartungsverträge geben eine maximale Anzahl an Lade-/Entladezyklen pro Jahr oder einen Durchschnitt pro Tag vor. Wir haben den bisherigen Parameter für maximale Tageszyklen durch einen Parameter für maximale Jahreszyklen ersetzt, um diese Vorgaben besser abzubilden. Die Zyklen werden über das Jahr hinweg anhand dieses Parameters optimiert, was zu optimalen Erträgen führt.
FCAS-Inselbildung dürfte 2026 die Erlöse positiv beeinflussen
Ausfälle von Übertragungsleitungen haben bedeutende FCAS-Ertragschancen geschaffen. Seit 2023 waren Übertragungsunterbrechungen für 19 % der Erlöse von Batterien in Queensland und 23 % in Südaustralien verantwortlich. Die Prognose simuliert nun Preisspitzen durch FCAS-Inselbildung und extreme FCAS-Preissituationen.
Dies steigert die FCAS-Erlöse im Jahr 2026, aber ab 2027 ist der Effekt vernachlässigbar, da eine große BESS-Pipeline diese kleinen Märkte (<100 MW Dispatch-Volumen) sättigt. Mehr Verbindungen zwischen Regionen, wie Project EnergyConnect, verringern zudem das Risiko von Inselbildungen.
Investitionen in Rechenzentren und Bergbau treiben Nachfrage um 10 % nach oben
Der Boom bei KI-Investitionen macht Rechenzentren und deren Stromverbrauch zu einem zentralen Thema in der Energiezukunft. Im Geschäftsjahr 2025 verbrauchten Rechenzentren 4 TWh Strom, was etwa 2,2 % der gesamten Netzlast entspricht.
Wir haben unsere Prognose für den Rechenzentrumsbedarf an das aktuelle Electricity Statement of Opportunities (ESOO) angepasst und das Rechenzentrumsszenario verwendet. Demnach vervierfacht sich die Nachfrage bis 2030 und steigt bis Mitte der 2030er Jahre weiter stark an – bis 2055.
Südaustralien verzeichnet das stärkste Nachfragewachstum, angeführt durch BHPs jüngste Investition von 840 Millionen Dollar in eine Reihe von Bergbauprojekten bei Olympic Dam. Die industrielle Nachfrage in Südaustralien verdoppelt sich zwischen 2029 und 2034 und erreicht mit 7,8 TWh ihren Höhepunkt, bevor sie sich stabilisiert.
Der Ausbau von Rechenzentren und der Bergbau erhöhen die Gesamtnachfrage im NEM im Jahr 2035 um 8 %. Bis in die 2040er Jahre wird ein weiterer Anstieg auf 10 % erwartet.
Wachstum bei Haushaltsbatterien könnte Wert für Großspeicheranlagen schmälern
Die Kapazität von Haushaltsbatterien im NEM wird sich bis 2030 auf fast 6 GW verdreifachen – angetrieben durch das schnelle Wachstum des Regierungsprogramms „Cheaper Home Batteries“. Dieses startete am 1. Juli 2025 und reduziert die Kosten für Heimspeicher um 30 %. Laut dem Q2 Carbon Market Report der CER wurden bereits über 55.000 Anträge gestellt.
- New South Wales und Victoria – dies verdoppelt die bisherigen Anreize für die Installation eines Heimspeichersystems bei durchschnittlichen Kosten.
- Queensland – das Programm ersetzt einen früheren Zuschuss von 3.000–4.000 $ für Batteriespeicher, der im Mai 2024 auslief.
- South Australia – dieser Zuschuss ergänzt die bestehende Förderung von 2.000 $ aus dem Home Battery Scheme.
Diese Änderung verschafft Verbrauchern landesweit besseren Zugang zu Anreizen für virtuelle Kraftwerke (VPP) – insbesondere in New South Wales, wo sich der Anreiz für den Beitritt zu einer VPP am 1. Juli verdoppelte. Mit dem Anstieg der installierten Heimspeicher wird erwartet, dass ein wachsender Anteil an VPPs angeschlossen wird, um diese Vorteile zu nutzen.
Australische Rohstoffpreise sinken und spiegeln globale Trends wider
Wir verwenden nun den finalen 2025er Inputs-, Annahmen- und Szenarienbericht (IASR) von AEMO anstelle des bisherigen Entwurfs 2 für die jährlichen Rohstoffpreise auf Anlagenebene. Auch unsere Rohstoffpreise für Neubauten wurden aktualisiert.
Änderungen bei Bau- und Stilllegungszeiträumen im kurz- bis mittelfristigen Bereich
Die Zeitpläne für den Bau und die Stilllegung von Übertragungs- und Erzeugungsanlagen wurden anhand der NEM Generation Information und aktueller Marktankündigungen aktualisiert.
Der überarbeitete Zeitplan der Transmission Company Victoria sieht die Fertigstellung von VNI West (Victoria – New South Wales, 1,9 GW) Ende 2030 vor, weshalb wir eine Inbetriebnahme 2031 annehmen.
Die Inbetriebnahme des Phoenix Pumped Hydro Project (New South Wales, 800 MW) wurde von 2029 auf 2031 verschoben; der Baubeginn ist nun für 2027 statt 2025 geplant.
Auch mehrere Stilllegungen wurden verschoben:
- Torrens Island B (South Australia, 800 MW OCGT) – Stilllegung von 2026 auf Mitte 2028 verschoben, nach einer Finanzierungsvereinbarung der Regierung mit AGL zur Sicherung der Energieversorgung.
- Eraring (New South Wales, 1,4 GW Kohle) – Zwei von vier Blöcken werden nun 2029 statt 2027 stillgelegt. Dies resultiert aus anhaltender Unsicherheit über die Verlängerung durch Origin Energy und die Regierung von NSW.
- Gladstone (Queensland, 1,6 GW Kohle) – Obwohl CS Energy eine mögliche Schließung 2029 angekündigt hat, rechnen wir mit möglicher staatlicher Intervention. Daher gehen wir von einer Stilllegung von zwei der sechs Blöcke im Jahr 2032 und der übrigen im Jahr 2035 aus.
Abschließend haben wir die BESS-Pipeline mit den neuesten Daten aus der Modo Energy Asset Database aktualisiert.
