​AEMOs Electricity Statement of Opportunities (ESOO) 2026 zeigt, dass sich der 10-Jahres-Ausblick auf die Versorgungssicherheit im NEM verbessert hat, jedoch weiterhin eine Lücke bei der Umsetzbarkeit besteht.

Seit dem ESOO 2025 sind Speicher und erneuerbare Energien ausgebaut worden, während verlängerte Laufzeiten von Kohlekraftwerken den kurzfristigen Druck verringert haben. Die Pipeline enthält nun genügend „fortgeschrittene und staatlich unterstützte Kapazitäten“, um den Ausstieg aus der thermischen Erzeugung und den steigenden Bedarf bis in die frühen 2030er Jahre zu unterstützen.

Allerdings besteht eine Lücke zwischen dieser Kapazität und den Projekten, die als „verpflichtet und erwartet“ gelten. Die Versorgungssicherheit hängt davon ab, dass Projekte finanzielle Meilensteine erreichen, wichtige Übertragungsleitungen rechtzeitig fertiggestellt werden, gesicherte Leistungen bereitgestellt und die Verfügbarkeit alternder thermischer Kraftwerke erhalten bleibt.

Für Projektentwickler und Investoren weisen diese Risiken auf Chancen für Projekte hin, die erneuerbare Erzeugung, Speicher mit langer Dauer, Übertragungszugang, Netzservices und gesicherte Einnahmen kombinieren. Dieser Artikel stellt fünf dieser zentralen Chancen vor.

Zusammenfassung

• NSW und Victoria machen 80 % der Versorgungslücke 2036 aus (im staatlich unterstützten Szenario) und stehen somit im Fokus, da Kohlekraftwerke stillgelegt werden und der Bedarf durch Rechenzentren steigt.
• Windkraft weist mit 10,5 GW den größten Umsetzbarkeitsunterschied zwischen CAD- und GSAD-Bewertung auf und unterstreicht damit den Bedarf an neuen Projekten als Ergänzung zu Solar und Speicher.
• Knappheitssituationen benötigen längere Speicherzeiten. Die meisten Engpässe werden bis 2030 länger als vier Stunden andauern, da kürzere Zeiträume durch den bestehenden Anlagenbestand und die Pipeline abgedeckt werden können.
• Im Winter tritt 75 % des frühen Versorgungsausfalls 2034 auf, doch der Anteil sinkt bis 2035-36 auf unter 40 %, da sich das Versorgungsrisiko auf das ganze Jahr verteilt.

New South Wales und Victoria sind die Fokusmärkte zur Schließung der ESOO-Versorgungslücken

New South Wales steht nach der Stilllegung von Eraring (2,9 GW) im Jahr 2029 vor Herausforderungen bei der Versorgungssicherheit, gefolgt von Bayswater (2,7 GW) und Vales Point B (1,3 GW) im Jahr 2033. Auch die Nachfrage durch Rechenzentren in Sydney steigt rasant. Victoria sieht sich mit der Stilllegung von Yallourn (1,5 GW) im Jahr 2028 und Loy Yang A (2,2 GW) im Jahr 2035 konfrontiert, zusätzlich zu steigendem Winterstrombedarf und wachsender Rechenzentrumsnachfrage.

Die ESOO-Versorgungslücken in beiden Bundesstaaten zeigen den Bedarf an einer Kombination aus neuer Energieerzeugung und gesicherter Kapazität.

Auch Rechenzentren treiben die Nachfrage. Bis 2036 prognostiziert Modo Energy einen zusätzlichen IT-Bedarf von 5,2 GW. New South Wales trägt 46 % zur Netzlast von Rechenzentren bei, Victoria 39 %.

Die AEMC empfiehlt, dass neue große Rechenzentren gesicherte erneuerbare Versorgung beschaffen. Obwohl die Bundesregierung keine spezifische Vorgabe für den erneuerbaren Anteil gemacht hat, müssen Rechenzentren dennoch neue Stromkapazitäten absichern und als Nettoerzeuger agieren. Diese Maßnahmen schaffen eine neue Quelle für gesicherte Nachfrage in beiden Bundesstaaten.

Die Versorgungssicherheit im NEM hängt von mehr Windkraft ab

Im NEM gibt es eine starke Pipeline für Batterien und Solar, aber Windkraft ist weniger weit fortgeschritten. Im ESOO-Szenario „Government Schemes and Actionable Developments“ geht AEMO von 16,7 GW neuer Onshore-Windkraft in den nächsten fünf Jahren aus. Im Szenario „Committed and Anticipated“ sind es jedoch nur 6,8 GW. Die Lücke von 10,5 GW ist der größte relative Unterschied der drei wichtigsten Wachstumstechnologien: Solar, Wind und Speicher.

Windkraft ergänzt den Ausbau von Solar und Speicher. Wind liefert mehr Energie außerhalb der Mittagszeit, während Batterien vorhandene Energie verschieben, aber keine neue Erzeugung schaffen. Mit dem Kohleausstieg wird bankfähige Windkraft mit Netzanschluss zu einer der deutlichsten Lücken im Ausblick, insbesondere für die Energieversorgung im Winter.

AEMO nennt Wirtschaftlichkeit, Vertragsabschlüsse, Netzanschluss, Genehmigungen, Akzeptanz in der Bevölkerung und Anschlussbedingungen als zentrale Hürden. Allein bessere Projekterlöse lösen das Problem nicht: Es braucht auch geeignete Standorte, Anschlüsse und gesellschaftliche Akzeptanz.

Längere Knappheitsphasen im ESOO erfordern Speicher mit längerer Dauer

Batterien mit kurzer Speicherzeit bleiben wertvoll für Spitzenlasten, Arbitrage, Systemdienstleistungen und Engpassmanagement. Doch das ESOO zeigt, dass künftige Versorgungslücken zunehmend deutlich länger als nur das Abendpeak andauern.

In New South Wales liegt die mittlere Dauer erwarteter Nichtbedient-Energie-Ereignisse unter 4 Stunden. Ab 2033 steigt sie auf über 8 Stunden. Das unterstreicht die Chance für Langzeitspeicher.

Der Markt reagiert auf diese Versorgungslücken: Das Long-Term Energy Service Agreement (LTESA) von New South Wales verlangt Speicher mit mindestens acht Stunden Entladezeit. Das Capacity Investment Scheme fokussiert auf vierstündige Speicher und unterstützt auch längere.

Der Winter ist zuerst von Versorgungslücken betroffen

Das kurzfristige Versorgungsproblem im ESOO konzentriert sich auf den Winter. Die Solarproduktion ist dann am niedrigsten, während Windressourcen meist stärker sind – was Windkraft besonders wertvoll für die entstehende Lücke macht.

Im Laufe der Zeit weiten sich die Lücken auf andere Jahreszeiten aus. Im ersten Jahr, in dem sie auftreten, entfallen etwa drei Viertel der Lücke auf den Winter, bis 2035-36 sinkt der Anteil auf unter zwei Fünftel, da sich der Mangel gleichmäßiger über das Jahr verteilt.

Das Ausmaß der Lücke hängt erneut von der Umsetzung ab. Wenn staatlich unterstützte Projekte rechtzeitig fertiggestellt werden, bleibt die erwartete Nichtbedient-Energie im NEM bis 2033-34 unter 1 GWh pro Jahr, bevor sie bis 2035-36 auf 3,5 TWh ansteigt.

Für Entwickler und Investoren sollten Timing und Saisonalität dieses Engpasses in der Projektplanung berücksichtigt werden. Projekte, die zuverlässig Energie durch den Winter liefern können – insbesondere Wind und Langzeitspeicher – sind besser positioniert, um die entstehende Chance zu nutzen. Langfristig erweitert sich die Chance, da Knappheit gleichmäßiger über das Jahr verteilt auftritt.

In Südaustralien sind die Chancen zunehmend industriell geprägt

Der industrielle Stromverbrauch in Südaustralien soll sich bis 2035-36 mehr als verdoppeln: von 3,3 TWh auf 7,5 TWh. Bergbau, Metallverarbeitung und Rechenzentren treiben diesen Anstieg. Der Haushaltsverbrauch bleibt hingegen innerhalb von 23 % des heutigen Werts.

Die größte Chance in Südaustralien liegt daher darin, das Angebot auf neue industrielle Lasten abzustimmen. Für Industriekunden vertraglich gebundene Erzeugung, Speicher, die hohe Erzeugung aus Erneuerbaren nutzen, sowie Projekte, die Project EnergyConnect effektiv einsetzen, werden immer wertvoller.

Das ESOO zeigt: Die besten Chancen bieten Projekte mit höchster Umsetzbarkeit

Das ESOO 2026 zeigt, dass es im NEM eine starke Entwicklungspipeline gibt, die Herausforderung aber in der Umsetzung liegt. Für Investoren bieten die stärksten Projekte erneuerbare Energie, gesicherten Netzanschluss, gesicherte Energie für lange Zeiträume, Netzservices und erzielen Einnahmen durch Verträge außerhalb des Spotmarkts. Staatlich unterstützte Fördermechanismen legen zunehmend Wert auf Umsetzbarkeit und Zeitplan zusätzlich zum finanziellen Wert.