Australiens NEM-Prognose: Juli 2026 veröffentlicht
Die Juli 2026-Version von Modo Energys Prognose für die Einnahmen aus Batteriespeichern im australischen NEM ist jetzt verfügbar.
Dies ist das größte strukturelle Upgrade der Prognose seit dem Start. Das Modell berechnet das NEM jetzt als ein Knotennetzwerk mit über 200 Knoten, statt wie bisher neun Zonen, sodass Preise und Batterieerlöse den tatsächlichen Anschlussort eines Assets widerspiegeln.
Modo Energy Prognose-Abonnenten: erstellen Sie jetzt Ihre eigene, asset-spezifische Prognose mit dem neuesten Update.
Sehen Sie sich das Änderungsprotokoll an für eine Übersicht aller Änderungen in dieser Version. Um mehr über die Prognose zu erfahren, lesen Sie unsere Methodik oder buchen Sie eine Demo.
Wichtige Neuerungen:
- Knotenbasierte Preisprognosen: Das Modell berechnet jetzt über 200 Netzwerkknoten und erfasst erstmals innerstaatliche Engpässe und standortabhängige Unterschiede bei Batterieerlösen.
- Eingaben auf Basis des AEMO ISP 2026 überarbeitet: Kurzfristige Baukosten steigen, aber prognostizierte Großflächen-Solar-Capex sinken bis 2035-36 um 26 %.
- Gas-Futures kurzfristig um etwa 1 $/GJ gesunken.
- Rechenzentrumsnachfrage folgt nun der eigenen Prognose von Modo Energy, und wächst von 5,5 TWh im Jahr 2026 auf 36,8 TWh bis 2050.
- Haushaltsbatteriekapazität steigt bis 2030 um 59 % auf 28,7 GWh, entsprechend der aktualisierten Prognose von Modo Energy für private Energieressourcen.
Modellierungsänderungen
Die Prognose ist jetzt knotengenau
Frühere Versionen modellierten das NEM als neun Zonen. Die Juli 2026-Version berechnet ein Übertragungsnetz mit über 200 Knoten, wobei die Preise an jedem Referenzknoten der Region festgelegt werden: Sydney West, South Pine, Thomastown, Torrens Island und George Town.
Der Standort hat jetzt einen Preis. Das Knotenmodell liefert prognostizierte Marginal Loss Factors (MLFs) für jeden Anschlusspunkt, die jeden Dollar Markterlös eines Assets beeinflussen. 2026 reichen die prognostizierten Solar-MLFs von 0,82 am schwächsten bis 1,05 am stärksten Knoten, und bis 2040 liegen zehn Prozent der Knoten unter 0,81, da der Ausbau erneuerbarer Energien lokale Verluste verstärkt. Asset-spezifische Prognosen im Terminal beziehen sich jetzt explizit auf den jeweiligen Anschlussknoten.
Eingabeänderungen
Eingaben nach dem ISP 2026 überarbeitet
Die Prognose integriert Updates aus dem AEMO Forecasting Assumptions Update 2026 sowie die zugrundeliegenden Technologiekosten aus dem CSIRO GenCost 2025-26. Kurzfristig steigen die Baukosten, wobei die Capex für Gas-Peaker 2026 rund 32 % höher liegen als im April. Langfristig kehrt sich das Bild um: Die prognostizierten Kosten sinken stärker als in den April-Annahmen, sodass die Großflächen-Solar-Capex bis 2035-36 um 26 % und kleine Gas-Peaker um 27 % niedriger ausfallen. Die Capex-Annahmen für BESS basieren weiterhin auf Modo Energys eigener Marktanalyse.
Gaspreise seit April gesunken
Die kurzfristigen Wallumbilla-Gas-Futures sind seit der April-Veröffentlichung um etwa 1 $/GJ gefallen: 2027 liegt im Schnitt bei 11,35 $/GJ, nach zuvor 12,01 $/GJ.
Rechenzentren: jetzt eigene Prognose von Modo Energy
Die Last der Rechenzentren basiert jetzt auf der eigenen Prognose von Modo Energy und ersetzt die bisherige Annahme von AEMO. Sie bleibt ein dedizierter, gleichmäßiger 24/7-Nachfrageblock, konzentriert in New South Wales und Victoria, da die Rechenzentren in Australien, Cloud-Computing und KI-Anwendungen überwiegend kontinuierlich laufen und kaum auf Preissignale reagieren. Die Nachfrage wächst von 5,5 TWh 2026 auf 14,2 TWh 2030. Bis 2050 steigt sie auf 36,8 TWh, etwa 15 % des heutigen NEM-Verbrauchs.
Eine konstante Last ist für Batterien am Ende des Prognosezeitraums wertvoll. Sie erhöht die Nachfragespitzen in der Nacht, während Solar weiterhin die Mittagsstrompreise drückt und so die Spreads in den 2040er Jahren unterstützt.
Haushaltsbatterien erneut nach oben revidiert
Angesichts des anhaltenden Schwungs bei der Installation von Heimspeichern und längerer Nutzungsdauern erreicht Modo Energys Prognose für private Energieressourcen nun 28,7 GWh Haushaltsbatteriekapazität bis 2030. Das sind 59 % mehr als die 18,1 GWh im April-Release und bis 2050 sogar 47,2 GWh. Koordinierte Heimspeicher bleiben im Modell explizit als steuerbare Speicher, während passive Einheiten von der Nachfrage abgezogen werden.
Ausgabeänderungen
Kapazitätsausbau verlagert sich zu Solar
Der Kapazitätsausbau bevorzugt jetzt Solar gegenüber Onshore-Wind: 77 GW Solar bis 2050, nach zuvor 69 GW im April-Release, gegenüber 31 GW Wind, nach zuvor 42 GW. Niedrigere GenCost-Solar-Capex und die bessere Abbildung der erneuerbaren Energiezonen durch das Knotennetzwerk treiben diese Verschiebung. Utility-scale BESS erreicht bis 2050 rund 47 GW, im Einklang mit April.
Der kurzfristige Ausbau von Batteriespeichern beschleunigt sich. Die Pipeline erreicht bis 2030 22,8 GW, etwa 3 GW mehr als im April-Ausblick, dank fortschreitender CIS- und LTESA-Initiativen.
Preise und Spreads: niedriger bis Mitte der 2030er, danach höher
Die kurzfristigen Großhandelspreise liegen unter dem April-Release. Günstigeres Gas, mehr Heimspeicher und eine stärkere BESS-Pipeline drücken Preise und Spreads bis in die frühen 2030er Jahre. Die Handelsspannen 2030 sind etwa 40 % niedriger als im April-Ausblick.
Ab Ende der 2030er Jahre kehrt sich das Bild um. Ein stärkerer Solar-Ausbau, wachsende Rechenzentrumsnachfrage und ein höheres Marktpreis-Cap heben sowohl Preise als auch Spreads über die April-Prognose hinaus in den 2040er und 2050er Jahren.
Was bedeutet das für Prognosenutzer?
Der Standort ist jetzt wichtiger denn je. Zwei Batterien im selben Bundesstaat können unterschiedliche Einnahmenerwartungen haben, und die Standortwahl wird durch die Prognose quantifizierbar statt nur ein qualitatives Risiko.
Die Erlösentwicklung ist ein Kompromiss beim Timing. Händlererlöse bis Mitte der 2030er Jahre liegen unter dem April-Ausblick, während die Langfristperspektive durch Rechenzentrumsnachfrage und einen solarbetonten Mix gestärkt wird – Bedingungen, die auch die Kopplung von Speicher und Solar begünstigen.
