Das Investitionsumfeld im NEM hat sich in den letzten sechs Monaten rasant verändert. Die Einnahmen aus Batterien sind schneller gesunken als erwartet, da mildes Wetter, verzögerte Kohleausstiege und der Ausbau von Heimspeichern die Knappheitspreise reduziert und die Spreads verringert haben.

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Die BESS-Kapazität erreichte 7,7 GW im Q2 2026 und soll bis 2030 auf 20,6 GW steigen. Projekte, die heute eine Investitionsentscheidung treffen, stoßen auf einen engeren Markt als ursprünglich modelliert.

Für NEM-Investitionen hat sich die Fragestellung geändert. Entwickler müssen entscheiden, wie viel Speicherdauer gebaut wird, wo Standorte sinnvoll sind und ob Hybridprojekte ein besseres Mittel zur Risikostreuung und Wertschöpfung im sich wandelnden Markt bieten.

Im August 2026 behandelten unsere Q3-Workshops in Australien die Ursachen für den Rückgang der Einnahmen, regionale Unterschiede bei der Volatilität, das Investitionsargument für längere Speicherdauer und wie Hybrid-Offtakes, Rechenzentrumsnachfrage und Netzbedingungen den Projektwert verändern.

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Weniger Knappheitsperioden verursachten zwei Drittel des Spread-Rückgangs

Die Preisspreads haben sich in den meisten Festlandregionen verringert. Zusätzliche Heimspeicher und großskalige BESS haben die Kapazitätsmarge erhöht und damit die Wahrscheinlichkeit von Preisspitzen gesenkt. Weniger Knappheitsereignisse haben somit einen Großteil des Handelswerts entfernt, den Batterien in den Vorjahren erzielt hatten.

Der NEM-weite Vier-Stunden-Preisspread fiel von 309 $/MWh auf 106 $/MWh (Stand Juli 2026). Knapp zwei Drittel dieses Rückgangs resultieren aus weniger Intervallen über 300 $/MWh, nicht aus niedrigeren Alltags-Spreads.

Auch die Alltags-Preise sind zusammengedrückt worden. Mehr Batterien bieten zur gleichen Abendspitze an, geringere Nachfrage durch mildes Wetter und mehr Kohlekapazität haben den verfügbaren Spread für die Flotte verringert.

Für Investoren hat sich der Markt in zweierlei Hinsicht verändert. Knappheitswerte treten seltener auf und auch der alltägliche Spread ist enger geworden. Batterien werden weiterhin zyklisch eingesetzt, aber jeder Zyklus bringt nun weniger ein.

Die Treiber der Volatilität verändern sich

Die Knappheitspreise sind gefallen, aber die Volatilität ist nicht verschwunden. Die Ereignisse, die Aufwärtspotenzial schaffen, unterscheiden sich je nach Region, da sich der Erzeugungsmix verschiebt und die Kohleverfügbarkeit wichtiger wird.

Mit der Prognose von Modo Energy haben wir die Vier-Stunden-Batterieerlöse über 1.000 Wetterjahre modelliert und die Bedingungen untersucht, die in jeder Region die Volatilität beeinflussen.

In Südaustralien und Victoria sind Winterflauten bei Wind die Hauptquelle der Volatilität. Geringe erneuerbare Einspeisung verknappt das Angebot in Zeiten, in denen die Nachfrage dennoch gedeckt werden muss.

In New South Wales und Queensland ist die Volatilität stärker dem Ausfallrisiko ausgesetzt. Höhere Nachfrage und die Verfügbarkeit thermischer Einheiten bestimmen, wie oft der Markt in Knappheitspreise übergeht.

Investoren müssen verstehen, wie diese Treiber das Geschäftsmodell beeinflussen, da das Aufwärtspotenzial auf wenige, besonders wertvolle Ereignisse konzentriert ist. Anlagendesign, Standort und Vertragsstrategie bestimmen dann, wie viel dieses Potenzials eingefangen werden kann.

Längere Speicherdauer erschließt mehr Knappheitswert

Mit längeren Knappheitsereignissen wird die gespeicherte Energiemenge zum Engpass. Kürzere Batterien profitieren vom Beginn eines Preisanstiegs, aber längere Batterien können weiter entladen, wenn das Ereignis andauert.

Zwischen 2029 und 2050 erfassen Vier-Stunden-Batterien weniger als die Hälfte des Jahreswerts oberhalb von 300 $/MWh. Sechs-Stunden-Batterien erzielen etwa die Hälfte bis zwei Drittel, während Acht-Stunden-Batterien bis zu fast 80 % erfassen.

Der zusätzliche Gewinn nimmt mit zunehmender Speicherdauer ab, während die Investitionskosten steigen. Die Entscheidung zwischen sechs und acht Stunden hängt daher davon ab, wie Investoren das zusätzliche Knappheitspotenzial gegenüber höheren Anfangsinvestitionen bewerten.

Längere Speicherzeiten bieten zudem mehr Schutz gegen seltene, aber einträgliche Extremereignisse, insbesondere verlängerte Dürreperioden bei erneuerbaren Energien, die außerhalb der Hauptprognose liegen können. Diese Zeiträume sind selten, können aber einen großen Anteil des Aufwärtspotenzials ausmachen.

Längere Speicherdauer verändert auch die Cap-Contract-Strategie. Eine Batterie mit mehr gespeicherter Energie kann eine größere Cap-Position verkaufen und absichern, da sie über längere Zeiträume oberhalb des Strike-Preises eingesetzt werden kann.

Die Nachfrage nach gesicherter grüner Energie verändert Offtakes

Die steigende Nachfrage nach sauberem, gesichertem Strom verändert die Vertragsgestaltung von Hybridprojekten. Physische Tolls bleiben für die Bankfähigkeit wichtig, aber Rechenzentren und andere gewerbliche und industrielle Verbraucher erhöhen die Nachfrage nach Produkten, die erneuerbare Erzeugung mit Speicher kombinieren.

Diese Nachfrage verändert die Struktur der Offtakes. Ein eigenständiges BESS-Toll kontrahiert flexible Kapazität. Ein Swap behält das Handelsrisiko, lässt den Eigentümer aber auch stärker an negativen Ergebnissen teilhaben. Der Kompromiss: mehr Beteiligung an Markterfolgen, aber weniger Schutz vor Nachteilen als beim Toll. Ein hybrides PPA bündelt Solar und Speicher zu einem saubereren Produkt mit engerer Kopplung an den Kundenbedarf.

Der kommerzielle Kompromiss ist in jedem Fall unterschiedlich. Tolls eignen sich für Käufer, die Steuerung über den Einsatz wünschen. Swaps passen zu Parteien, die bereit sind, Marktrisiken zu teilen. Hybride PPAs sind ideal für Käufer, die grünen Strom mit mehr Profil als ein reines Solar-PPA beziehen wollen.

Rechenzentren werden zur immer wichtigeren Quelle für die Nachfrage nach gesicherter grüner Energie. Der Großteil der bekannten Nachfrage konzentriert sich auf Sydney und Melbourne, wo die größten Betreiber bereits neue Kapazitäten planen.

Für Entwickler rückt die Gestaltung der Offtakes näher an das Asset-Design. Der Vertrag bestimmt, welche Risiken übertragen werden, wie viel Aufwärtspotenzial bleibt und ob das Projekt als Flexibilität, Handelsrisiko oder gesicherte grüne Versorgung bewertet wird.

Netzausbau-Timing verändert die NEM-Investitionsrechnung

Das Timing des Netzausbaus ist zentral für die Investitionsentscheidung jedes Assets. Verzögerungen bei geplanten Netzaufrüstungen können die Netzüberlastung deutlich erhöhen, den Zugang zu Preisspitzen einschränken und die Erlösperspektive am konkreten Anschlusspunkt verändern.

Die Grafik zeigt, wie sich die innerregionale Netzüberlastung je nach Netzausbaupfad entwickelt. Netzverstärkungen können die Engpässe zeitweise reduzieren, aber steigende erneuerbare Kapazitäten und veränderte Flüsse führen dazu, dass Überlastungen an anderen Stellen im Netz wieder auftreten.

Dadurch ist das Verbindungsrisiko granularer, als es Prognosen auf Bundesstaatsebene abbilden können. Zwei Projekte in derselben Region können je nach Engpassrisiko, Netzausbau-Timing und erneuerbarem Ausbau in der Nähe sehr unterschiedliche Erlösperspektiven haben.

Das Knotenmodell von Modo Energy bildet diese Dynamik mit einer Fünf-Minuten-Auflösung ab. Es ermöglicht Entwicklern und Investoren, zu testen, wie sich Engpässe rund um ein Projekt entwickeln und wie das Netzausbau-Timing die Wirtschaftlichkeit beeinflusst, bevor Kapital gebunden wird.