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

Seit dem ESOO 2025 wurden Speicher und erneuerbare Energien ausgebaut, während verlängerte Laufzeiten von Kohlekraftwerken den kurzfristigen Druck verringert haben. Im Projektportfolio befindet sich nun genug „fortgeschrittene und staatlich unterstützte Kapazität“, um den Ausstieg aus der konventionellen Stromerzeugung und den steigenden Bedarf bis in die frühen 2030er Jahre zu unterstützen.

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

Für Entwickler und Investoren deuten diese Risiken auf Chancen für Projekte hin, die erneuerbare Stromerzeugung, Langzeitspeicher, Netzzugang, Systemdienstleistungen und gesicherte Einnahmen kombinieren. In diesem Artikel stellen wir fünf dieser zentralen Chancen vor.

Zusammenfassung

• New South Wales und Victoria machen 80 % der Versorgungslücke 2036 im staatlich unterstützten Szenario aus und sind damit die zentralen Märkte, da Kohlekraftwerke vom Netz gehen und der Bedarf durch Rechenzentren steigt.
• Wind weist mit 10,5 GW die größte Umsetzbarkeitslücke zwischen CAD- und GSAD-Bewertung auf, was den Bedarf an neuen Projekten zur Ergänzung von Solar- und Speicheranlagen unterstreicht.
• Knappheitssituationen erfordern Speicher mit längerer Dauer. Die meisten Engpassereignisse werden bis 2030 länger als vier Stunden dauern, da kürzere Zeiträume durch den bestehenden Anlagenpark und die Pipeline abgedeckt werden können.
• Im Winter treten 75 % der frühzeitigen Versorgungslücke 2034 auf, aber der Anteil sinkt bis 2035-36 auf unter 40 %, da sich das Versorgungsrisiko auf das gesamte Jahr verteilt.

New South Wales und Victoria sind die zentralen Märkte, um die ESOO-Versorgungslücken zu schließen

New South Wales steht nach der Stilllegung von Eraring (2,9 GW) im Jahr 2029 sowie Bayswater (2,7 GW) und Vales Point B (1,3 GW) im Jahr 2033 vor Herausforderungen bei der Versorgungssicherheit. Auch die Nachfrage durch Rechenzentren in Sydney steigt rasant. Victoria steht vor dem Ausstieg von Yallourn (1,5 GW) im Jahr 2028 und Loy Yang A (2,2 GW) im Jahr 2035, begleitet von zunehmender Elektrifizierung im Winter und steigender Rechenzentrum-Nachfrage.

Die ESOO-Versorgungslücken in beiden Bundesstaaten zeigen, dass eine Kombination aus neuer Energieerzeugung und gesicherter Kapazität erforderlich ist.

Auch Rechenzentren treiben die Nachfrage nach oben. Bis 2036 prognostiziert Modo Energy einen zusätzlichen IT-Bedarf von 5,2 GW. New South Wales macht 46 % der Rechenzentrums-Netznachfrage aus, Victoria 39 %.

Die AEMC empfiehlt, dass neue große Rechenzentren gesicherte erneuerbare Versorgung beschaffen. Zwar hat die Bundesregierung keine verpflichtende Vorgabe für erneuerbare Energien gemacht, dennoch müssen Rechenzentren effektiv neue Stromversorgung absichern und als Nettoerzeuger agieren. Diese Maßnahmen schaffen eine neue Quelle für gesicherte Nachfrage in beiden Bundesstaaten.

Die Versorgungssicherheit hängt davon ab, dass das NEM mehr Windenergie liefert

Das NEM verfügt über eine starke Pipeline für Batterien und Solar, aber Windenergie ist weniger weit fortgeschritten. Im ESOO-Szenario „Staatliche Programme und umsetzbare Entwicklungen“ geht AEMO von 16,7 GW neuer Onshore-Windleistung in den nächsten fünf Jahren aus. Im konservativeren CAD-Szenario sind es jedoch nur 6,8 GW. Die Lücke von 10,5 GW ist der größte relative Unterschied zwischen den drei wichtigsten wachsenden Technologien: Solar, Wind und Speicher.

Wind ergänzt den Ausbau von Solar- und Speicheranlagen. Wind liefert mehr Energie außerhalb der Mittagszeit, während Batterien bestehende Energie verschieben, aber keine neue Erzeugung schaffen. Mit dem Kohleausstieg wird bankfähige Windenergie mit Netzzugang zu einer der deutlichsten Lücken im Ausblick, insbesondere für die Versorgung im Winter.

AEMO nennt Wirtschaftlichkeit, Vertragsabschlüsse, Netzzugang, Genehmigungen, Akzeptanz in der Bevölkerung und Anschlussbedingungen als zentrale Hürden. Verbesserte Projekterlöse allein lösen das Problem nicht: Es braucht auch geeignete Standorte, Netzanschlüsse und gesellschaftliche Akzeptanz.

Längere Knappheitsphasen im ESOO erfordern Langzeitspeicher

Kurzfristige Batteriespeicher bleiben wertvoll für Spitzenlast, Arbitrage, Systemdienstleistungen und Engpassmanagement. Doch laut ESOO dauern spätere Versorgungslücken zunehmend weit länger als das Abendpeak-Fenster.

In New South Wales liegt die mittlere erwartete Dauer unversorgter Energieereignisse unter 4 Stunden. Ab 2033 sind es mehr als 8 Stunden. Das unterstreicht das Potenzial für Langzeitspeicher.

Der Markt bewegt sich, um diese Versorgungslücken zu schließen. Die Long-Term Energy Service Agreement (LTESA) von New South Wales verlangt, dass Langzeitspeicher mindestens acht Stunden einspeisen können. Das Capacity Investment Scheme konzentriert sich auf vierstündige Speicher und unterstützt auch längere Speicherzeiten.

Der Winter steht zuerst unter Versorgungssicherheitsdruck

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

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

Das Ausmaß der Lücke hängt erneut von der Umsetzung ab. Wenn staatlich unterstützte Projekte rechtzeitig fertig werden, bleibt die erwartete nicht versorgte Energiemenge 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 Defizits in der Projektplanung berücksichtigt werden. Projekte, die zuverlässig Energie durch den Winter liefern können – insbesondere Wind und Langzeitspeicher – sind am besten positioniert, um von der entstehenden Versorgungschance zu profitieren. Mit der Zeit weitet sich die Chance aus, da die Knappheit gleichmäßiger über das Jahr verteilt auftritt.

In Südaustralien rücken industrielle Chancen in den Fokus

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 Haushaltsbedarf bleibt hingegen innerhalb von 23 % des heutigen Werts.

Die größten Chancen in Südaustralien liegen daher darin, das Angebot auf neue industrielle Lasten abzustimmen. Direktverträge mit Industriekunden, Speicher, die erneuerbare Überschüsse nutzen, und Projekte, die die Vorteile von Project EnergyConnect ausschöpfen, werden immer wertvoller.

Das ESOO zeigt: Chancen liegen bei Projekten mit höchster Umsetzbarkeit

Das ESOO 2026 zeigt, dass das NEM über eine starke Projektpipeline verfügt, die Herausforderung aber in der Umsetzung liegt. Für Investoren sind die erfolgreichsten Projekte jene, die erneuerbare Energie liefern, gesicherten Netzzugang haben, über lange Zeiträume gesicherte Energie bereitstellen, Systemdienstleistungen bieten und Einnahmen außerhalb des Spotmarkts durch Verträge sichern. Staatlich unterstützte Förderstrukturen legen zunehmend Wert auf Umsetzbarkeit und Zeitplan zusätzlich zum finanziellen Wert.