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

Die BESS-Kapazität erreichte 7,7 GW im zweiten Quartal 2026 und soll bis 2030 auf 20,6 GW ansteigen. Projekte, die heute eine Investitionsentscheidung treffen, betreten einen engeren Markt als ursprünglich angenommen.

Für NEM-Investitionen hat sich die Fragestellung verändert. Entwickler müssen entscheiden, wie viel Speicherdauer gebaut werden soll, wo der Standort am sinnvollsten ist und ob hybride Projekte eine bessere Möglichkeit bieten, Risiken zu diversifizieren und Werte in einem sich wandelnden Markt zu erschließen.

Im August 2026 behandelten unsere Australien-Workshops im dritten Quartal die Ursachen für den Einnahmenrückgang, regionale Unterschiede bei der Volatilität, die Investitionsargumente für längere Speicherdauer sowie den Einfluss von hybriden Abnahmeverträgen, Rechenzentrumsnachfrage und Netzbedingungen auf den Projektwert.

Modo Energy-Abonnenten können die vollständige Präsentation am Ende dieses Artikels einsehen.

Weniger Knappheitsphasen verursachten zwei Drittel des Spread-Rückgangs

Die Preisspreads haben sich in den meisten Regionen des Festlands verengt. Zusätzliche Heimspeicher und netzgekoppelte BESS haben die Kapazitätsreserve erhöht und damit die Wahrscheinlichkeit von Preisspitzen verringert. Weniger Knappheitsereignisse haben somit einen Großteil des Handelswerts entfernt, den Batterien in den Vorjahren einbringen konnten.

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 Alltagsspreads.

Auch die Alltagspreise haben sich weiter verengt. Mehr Batterien bieten zur gleichen Abendspitze an, geringere Nachfrage aufgrund von mildem Wetter und mehr Kohlekapazität haben den zugrundeliegenden Spread für die Flotte verringert.

Für Investoren hat sich der Markt auf zwei Arten verändert: Knappheitswerte treten seltener auf, während sich der gewöhnliche Tagesspread verengt hat. Batterien werden weiterhin zyklisch betrieben, aber jeder Zyklus bringt jetzt weniger ein.

Die Treiber der Volatilität verändern sich

Die Knappheitspreise sind gesunken, aber die Volatilität ist nicht verschwunden. Die Ereignisse, die Aufwärtspotenzial schaffen, unterscheiden sich regional, 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 beeinflussten.

In Südaustralien und Victoria werden winterliche Windflauten zur Hauptquelle der Volatilität. Geringe erneuerbare Einspeisung verschärft das Angebot in Zeiten, in denen die Nachfrage weiterhin 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 abgleitet.

Investoren müssen verstehen, wie diese Treiber die Wirtschaftlichkeit beeinflussen, da das Aufwärtspotenzial auf wenige, aber wertvolle Ereignisse konzentriert ist. Anlagendesign, Standort und Vertragsstrategie bestimmen dann, wie viel von dieser Chance genutzt werden kann.

Längere Speicherdauer erschließt mehr Knappheitswerte

Mit zunehmender Dauer von Knappheitsereignissen wird die gespeicherte Energie zum limitierenden Faktor. Kürzere Batterien nutzen den Beginn eines Preissprungs, während längere Batterien auch bei länger andauernden Ereignissen weiter entladen können.

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

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 den zusätzlichen Knappheitswert gegenüber höheren Anfangsinvestitionen bewerten.

Längere Speicherdauer erhält zudem mehr Absicherung gegen Extremereignisse, insbesondere längere Phasen mit wenig erneuerbarer Energie, die außerhalb der zentralen Prognose liegen können. Solche Perioden sind selten, können aber einen erheblichen Anteil am Aufwärtspotenzial ausmachen.

Eine längere Speicherdauer verändert auch die Absicherungsstrategie. Eine Batterie mit mehr gespeicherter Energie kann eine größere Cap-Position verkaufen und verteidigen, da sie während mehr Hochpreisintervallen eingesetzt werden kann.

Die Nachfrage nach gesicherter grüner Energie verändert Abnahmeverträge

Die wachsende Nachfrage nach sauberer, gesicherter Stromversorgung verändert die Vertragsgestaltung hybrider Projekte. Physische Durchleitungsverträge bleiben für die Finanzierbarkeit wichtig, aber Rechenzentren und andere gewerbliche und industrielle Verbraucher fragen verstärkt Produkte nach, die erneuerbare Erzeugung mit Speicher kombinieren.

Diese Nachfrage verändert die Struktur der Abnahmeverträge. Ein eigenständiger BESS-Durchleitungsvertrag sichert flexible Kapazität. Ein Swap erhält die Chance auf zusätzliche Markterlöse, lässt den Eigentümer aber stärker an schwächeren Marktergebnissen teilhaben. Der Kompromiss ist mehr Teilhabe an Marktüberperformance, aber weniger Schutz vor negativen Entwicklungen als bei einem Durchleitungsvertrag. Ein hybrider PPA bündelt Solar und Speicher zu einem saubereren Produkt mit stärkerem Bezug zum Verbrauchsprofil des Kunden.

Der wirtschaftliche Kompromiss ist in jedem Fall unterschiedlich. Durchleitungsverträge eignen sich für Käufer, die Steuerung über den Einsatz wünschen. Swaps passen zu Parteien, die bereit sind, Marktrisiken zu teilen. Hybride PPAs sind für Käufer attraktiv, die grünen Strom mit mehr Flexibilität als ein reiner Solar-PPA beschaffen wollen.

Rechenzentren werden zu einer immer wichtigeren Quelle für die Nachfrage nach gesichertem grünem Strom. Die meisten bekannten Bedarfe konzentrieren sich auf Sydney und Melbourne, wo die größten Betreiber bereits neue Kapazitäten planen.

Für Entwickler rückt die Gestaltung der Abnahmeverträge näher an das Anlagendesign. Der Vertrag legt fest, welche Risiken übertragen werden, wie viel Aufwärtspotenzial bleibt und ob das Projekt als Flexibilität, Marktrisiko oder gesicherte grüne Versorgung bewertet wird.

Der Zeitplan für den Netzausbau verändert die NEM-Investitionsentscheidung

Der Zeitplan für den Netzausbau ist zentral für die Wirtschaftlichkeit jeder Anlage. Verzögerungen bei geplanten Netzaufrüstungen können die Netzengpässe deutlich verschärfen, den Zugang zu Preisspitzen einschränken und die Erlösaussichten an einem bestimmten Netzanschlusspunkt verändern.

Das Diagramm zeigt, wie sich innerregionale Engpässe je nach Netzausbaupfad entwickeln. Netzverstärkungen können die Einschränkungen vorübergehend verringern, aber steigende erneuerbare Kapazitäten und veränderte Flüsse führen dazu, dass Engpässe an anderen Stellen im Netz wieder auftreten.

Dadurch wird das Anschlussrisiko granularer, als es eine Prognose auf Bundesstaatsebene abbilden kann. Zwei Projekte in derselben Region können je nach Engpassrisiko, Netzzeitplan und nahegelegenem Ausbau erneuerbarer Energien unterschiedliche Erlösentwicklungen haben.

Das nodale Modell von Modo Energy bildet diese Dynamiken mit fünfminütiger Granularität ab. Es ermöglicht Entwicklern und Investoren zu testen, wie sich Engpässe um ein Projekt herum entwickeln und wie der Netzausbau die Wirtschaftlichkeit beeinflusst, bevor Kapital gebunden wird.