​Die Oktober-2026-Version der Umsatzprognose von Modo Energy für Australiens NEM ist jetzt im Terminal verfügbar.

Mit dieser Veröffentlichung werden fünf Anlagenkonfigurationen zur Prognose hinzugefügt: eigenständige Solarenergie, eigenständige Windenergie sowie Wind kombiniert mit Solar, einer Batterie oder beidem. Außerdem werden die Begrenzung der Netzflüsse, das Bietverhalten von Batterien und das Management des Ladezustands von Langzeitspeichern über das Jahr hinweg im Modell angepasst.

Übertragungs-, Nachfrage- und Kosteneingaben wurden auf die finalen Daten des AEMO ISP 2026, des ESOO 2026 und der CSIRO GenCost 2025-26 aktualisiert. Auch die eigenen Prognosen von Modo Energy zu Rechenzentren, Haushaltsbatterien und Batteriekosten wurden überarbeitet.

Im Changelog finden Sie eine detaillierte Übersicht aller Änderungen in dieser Version. Weitere Informationen zur Prognose erhalten Sie in unserer Methodik oder buchen Sie eine Demo.

Wichtige Updates

• Wind und Solar jetzt verfügbar: Eigenständige Wind- und Solaranlagen sowie alle Hybridstandorte (Wind + Solar, Wind + BESS, Wind + Solar + BESS) können im Terminal prognostiziert werden.
• Übertragung mit sicheren Transfergrenzen: Die Flüsse auf wichtigen innerstaatlichen Korridoren werden auf das beschränkt, was das Netz bei einem glaubwürdigen Ausfall (N-1) sicher übertragen kann.
• Batterien bieten gegen den thermischen Stack: BESS orientieren sich an den Geboten konkurrierender Kohle- und Gaskraftwerke, sodass ihre Angebote den Markt widerspiegeln, in dem sie konkurrieren.
• Übertragungszeitpläne entsprechen dem finalen 2026 ISP: Wichtige Verbindungen sind HumeLink (2027), VNI West (2031) und QNI Connect (2041).
• Nachfrage und Kosten basieren auf aktuellen AEMO- und CSIRO-Daten: Die zugrundeliegende Nachfrage liegt 2030 um 2,4 % höher als in der Juli-Ausgabe, und die Investitionskosten für Solaranlagen sind 2030 um 39 % gestiegen.
• 2050: Rechenzentrumsnachfrage um 9 % gestiegen Modo Energys Prognose erreicht 40,1 TWh bis 2050, gegenüber 36,8 TWh im Juli.

Neue Funktionen

Prognose für Wind, Solar und weitere Hybrid-Konfigurationen

Das Oktober-Update fügt fünf neue Anlagenkonfigurationen zur NEM-Prognose hinzu. Das bedeutet eigenständige Wind- und Solaranlagen sowie Hybridkombinationen aus Wind, Solar und BESS. Während sich der NEM in Richtung Hybride und Energieparks entwickelt, kann Modo Energy vollständige Projektumsätze prognostizieren.

Änderungen im Prognosemodell

Sichere Transfergrenzen begrenzen Flüsse in Korridoren

Die Prognose wendet die sicheren Transfergrenzen des AEMO auf Flüsse in 19 Korridoren an, einschließlich innerstaatlicher Routen. Dies sind die veröffentlichten Flusspfadgrenzen des AEMO, die sicherstellen, dass das Netz nach einem glaubwürdigen Ausfall (N-1) stabil bleibt.

Batterien bieten gegen den Rest des Angebotsstapels

Batterien orientieren sich an den Geboten der Kohle- und Gaskraftwerke, die sie in jedem Bundesstaat verdrängen können, und bieten knapp darunter. Die Angebote passen sich täglich an die Veränderungen im Stack an, da Kohlekraftwerke schließen und Gaskraftwerke häufiger den Preis bestimmen. So spiegeln die prognostizierte Batterieeinspeisung und der Umsatz die jeweilige thermische Flotte wider.

Langzeitspeicher folgt einem ganzjährigen Ladeplan

Pumpspeicher und andere Langzeitspeicher folgen einem Ladeplan für das gesamte Jahr, sodass jeder Tag dort beginnt, wo der vorherige endete. Speicher laden daher an Tagen mit niedriger Netzlast aus überschüssigem Wind- und Solarstrom und halten diese Energie für besonders kritische Tage zurück, um Preisspitzen bei hoher Systembelastung abzufedern.

Der Ladeplan wird durch die Netzlast bestimmt: Nachfrage abzüglich Wind-, Solar- und Laufwasserkraftwerksleistung. Speicher speichern Energie an Tagen mit unterdurchschnittlicher Netzlast und geben sie an Tagen mit hoher Netzlast ab, wobei die Entladung zwischen dem 80. und 95. Perzentil der jährlichen Netzlast ansteigt.

Vor den angespanntesten Tagen, den 5 % mit der höchsten Netzlast, wird der Speicher gefüllt und zwischen 5 % und 95 % der Kapazität gehalten.

Änderungen bei den Eingaben

Zeitpläne für Übertragungen spiegeln den aktuellen 2026 ISP wider

HumeLink (Dezember 2027) stärkt die Südroute nach Sydney, und VNI West (Dezember 2031) verbindet Victoria und New South Wales enger, was nach der Inbetriebnahme die Preise in Victoria und Südaustralien senkt. QNI Connect erhöht ab Juli 2041 die Kapazität zwischen Queensland und New South Wales.

Nachfrageprognose aktualisiert auf das 2026 ESOO

Der jährliche Verbrauch in jedem Bundesstaat folgt dem Step-Change-Szenario des AEMO ESOO 2026 für Haushalts- und Geschäftskunden, Elektrifizierung, große Industrieabnehmer, LNG und Netzverluste. Die Wasserstoffproduktion folgt dem Slower-Growth-Szenario des ESOO. Das Laden von Elektrofahrzeugen orientiert sich an den ISP-Trends des AEMO, und die Dachsolarleistung basiert auf den Kapazitätsprognosen des AEMO. Haushaltsbatterien folgen der eigenen Marktdurchdringungskurve von Modo Energy. Ohne Rechenzentren liegt der Verbrauch 2030 um 2,4 % und 2050 um 7 % über der Juli-Ausgabe.

Die Nachfrage der Rechenzentren folgt der eigenen Prognose von Modo Energy, die nun nach oben korrigiert wurde, da Rechenzentrumsbetreiber ihre Ambitionen im letzten Quartal erneut erhöht haben. Sie erreicht 15,2 TWh im Jahr 2030 und 40,1 TWh bis 2050, 7 % bzw. 9 % über der Juli-Ausgabe. Queensland und Südaustralien gewinnen Marktanteile, da diese Bundesstaaten die Chancen nutzen, die zuvor New South Wales und Victoria führten. Da Rechenzentren vermehrt in regionale Lagen außerhalb der Nachfragemetropolen ziehen, öffnen sich diese Bundesstaaten weiter.

Investitionskostenprognose aktualisiert auf das finale GenCost 2025-26

Die Investitionskosten für Solaranlagen im Jahr 2030 liegen bei 1.351 AUD/kW, 39 % höher als in der Juli-Ausgabe, und der Abstand wächst bis 2035-36 auf 63 %. CSIRO hat die aktuellen Solarkosten auf Basis aktualisierter GHD-Kostendaten nach oben korrigiert und erwartet weiter steigende Installationskosten in Australien. Kurzfristig steigen die Kosten für Gaskraftwerke um 17 %, während die Kosten für Onshore-Wind weitgehend unverändert bleiben.

Die Investitionskosten für BESS werden weiterhin durch die eigene Markteinschätzung und das Branchenfeedback von Modo Energy bestimmt.

Gas und Kohle aktualisiert auf die neuesten Futures

Wallumbilla-Gas-Futures für 2027 liegen im Durchschnitt bei 10,74 AUD/GJ, 5 % weniger als 11,35 AUD/GJ im Juli. Der Gaspreis in Victoria fällt noch stärker um 15 % auf 9,78 AUD/GJ. Newcastle-Kohle-Futures für 2027 sind 6,5 % niedriger bei 139 US$/t. Niedrigere Gaspreise senken die Abendpreise, wo Gas den Preis bestimmt, und verringern die kurzfristigen Batteriespreads.

Ausgabeänderungen

Ein erneuerbares System auf Basis von Solar und Speicher

Bis 2050 machen Solar und Speicher 61 % der 229 GW installierten NEM-Kapazität aus, ohne Speicherkraftwerke. Wind und Solar liefern 59 % der Stromerzeugung bis 2035 und 78 % bis 2050, während Kohle von heute 21 GW auf unter 1 GW sinkt.

Wind und Solar sind bis 2035 ausgeglichen, danach verschiebt sich das Verhältnis zugunsten von Wind. Bis 2050 liefert Wind 41 % und Solar 37 % der Stromerzeugung, gegenüber 30 % und 36 % in der Juli-Ausgabe, als Solar führte. Das spiegelt vor allem die höheren Solarinvestitionskosten im finalen GenCost der CSIRO wider.

Preisanstiege bei jeder Welle von Kohlekraftwerkschließungen

Die Großhandelspreise folgen dem Schließungsplan der Kohlekraftwerke. Sie steigen 2029 auf 103 AUD/MWh in den fünf Regionen, wenn Yallourn und Eraring schließen. New South Wales erreicht 2033 mit dem Beginn der Schließung von Bayswater einen Höchststand von 113 AUD/MWh.

Die Preise entspannen sich in den späten 2030ern, wenn Ersatzspeicher und Backup-Kapazitäten ans Netz gehen. Mit den letzten Schließungen – Mt Piper und Callide C Anfang der 2040er, dann Stanwell und Loy Yang B bis 2047 – steigen die Preise erneut.

Die Batteriespreads erreichen ihren ersten Höchststand 2029–31 mit der Schließung von Yallourn und Eraring, dann in New South Wales 2033. Sie sinken in den mittleren 2030ern mit neuen Speichern und steigen in den 2040ern erneut, wenn die letzten Kohlekraftwerke vom Netz gehen. In den vier Festlandsstaaten liegen die TB2-Spreads bis 2035 im Schnitt bei 122 AUD/MWh und von 2041 bis 2050 bei 144 AUD/MWh.

Wind- und Solarfangraten bleiben über den Prognosezeitraum stabil. Von 2027 bis 2050 erzielt Wind etwa 87 % des durchschnittlichen Großhandelspreises und Solar etwa 36 %. Die niedrigste Solarfangrate gibt es in New South Wales, mit etwa 27 % bis Ende der 2040er.

Was das für Prognosenutzer bedeutet

Die Batterieerlöse folgen dem Schließungsplan der Kohlekraftwerke. Die Spreads erreichen Höchststände bei den frühen Schließungen und weiten sich durch die 2040er, wenn die letzten Einheiten vom Netz gehen.

Solar- und Windentwickler können jetzt eigenständige und co-lokalisierte Projekte an ihrem Knotenpunkt prognostizieren.