​Südaustralien hat die erste Runde seiner Firming Energy Reliability Mechanism (FERM)-Ausschreibung gestartet – ein Programm, das darauf abzielt, lang andauernde, abrufbare Kapazitäten zu sichern, während der Bundesstaat auf einen höheren Anteil variabler erneuerbarer Energien umstellt. Die Ausschreibung wird von der Australian Energy Market Operator Services Limited (ASL) verwaltet und hat das Ziel, 400 MW an gesicherter Kapazität bis November 2028 ans Netz zu bringen.

Das System ähnelt dem CIS und LTESA, indem es eine Mindestumsatzgarantie mit einer Beteiligung an Mehrerlösen bietet. Die Gewinner der Ausschreibung erhalten einen 15-Jahres-Vertrag, das sogenannte FERM Agreement (FERMA).

Dieser Artikel erklärt, wie das FERM funktioniert, wer teilnehmen kann, was für künftige Ausschreibungsrunden geplant ist und was von der ersten Runde zu erwarten ist.

Was ist das südaustralische FERM?

Das FERM ist ein finanzieller Unterstützungsmechanismus, der berechtigten Projekten zur Netzstabilisierung einen Mindesterlös garantiert. Gleichzeitig müssen Anbieter einen Teil möglicher Mehrerlöse oberhalb dieses Mindesterlöses zurückgeben. Außerdem sind Verfügbarkeitsverpflichtungen integriert, um sicherzustellen, dass die teilnehmenden Anlagen in Zeiten mit Netzbedarf beitragen.

Der Mechanismus umfasst vier zentrale Komponenten:

1. Mindesterlös & Ausgleichszahlungen

Fällt der Nettoumsatz eines Projekts in einem bestimmten Jahr unter den vereinbarten Mindesterlös, erhält der Betreiber eine Ausgleichszahlung, die wie folgt berechnet wird:

Ausgleichszahlung = 90 % × (Mindesterlös − Nettoumsatz)

Diese Zahlung ist durch einen jährlichen Zahlungsdeckel begrenzt, der im Angebot definiert wird. Wenn Ausgleichszahlungen geleistet werden, ist für dieses Jahr keine Mehrerlösbeteiligung fällig.

2. Zahlungsdeckel

Der Zahlungsdeckel definiert die maximale Unterstützung und Haftung, die ein Projekt erfahren kann. Wenn die Einnahmen eines Projekts unter den Mindesterlös fallen, können nur bis zu diesem Maximalwert Zahlungen erfolgen. Dieser Deckel bestimmt auch, wie viel maximal zurückgezahlt wird, wenn der Mindesterlös übertroffen wird.

Der Deckel ist sowohl für Mehrerlös als auch Mindererlös symmetrisch und beeinflusst die Wettbewerbsfähigkeit des Angebots.

3. Mehrerlösbeteiligung

Übersteigt der Nettoumsatz den Mindesterlös, muss der Betreiber einen Anteil des Mehrerlöses zurückgeben:

Mehrerlösbeteiligung = 50 % × (Nettoumsatz − Mindesterlös)

Diese Mehrerlösbeteiligung ist auf den jeweils niedrigeren Wert begrenzt von:

• dem Mehrerlösdeckel, oder
• dem kumulierten Saldo der zuvor an den Betreiber geleisteten Nettozahlungen.

4. Kapazitätsverpflichtung

Teilnehmende müssen sich verpflichten, in Zeiten von Netzstress – basierend auf prognostizierten Lack of Reserve (LOR) 2 und 3 Ereignissen – verfügbar zu sein. Projekte müssen ihre zugesicherte Kapazität für 8 Stunden während solcher LOR-Ereignisse bereitstellen und mindestens 6 Stunden vorab informiert werden. Die Leistung wird jährlich hinsichtlich Verfügbarkeit und Speicherkapazität (bei Speicheranlagen) überprüft.

Bei Minderleistung erfolgt eine Rückzahlung vom Betreiber an die ASL.

Für Anlagen auf Brennstoffbasis bietet das System zudem einen Brennstoffausgleich, damit gasbetriebene Anlagen vergleichbarer mit Speichertechnologien teilnehmen können.

Weitere Eigenschaften des Mechanismus

• Nettoumsatz wird definiert als Betriebserlös abzüglich zulässiger Kosten.
• Eine jährliche Anpassung von Mindesterlös, Zahlungsdeckel und Mehrerlösdeckel erfolgt um den niedrigeren Wert aus VPI oder 3 %.
• Die Verträge laufen über 15 Jahre, wobei Speicheranlagen die langfristige Degradation berücksichtigen müssen (durch Nachrüstung oder Kapazitätsminderung).

Wer kann an den FERM-Ausschreibungen teilnehmen?

Die erste Ausschreibung steht Technologien ab 30 MW offen, die lang andauernde (8+ Stunden) abrufbare Kapazität bereitstellen können, darunter:

• Batteriespeicher (BESS)
• Müssen in der Lage sein, 8 Stunden bei der vertraglich vereinbarten Kapazität zu liefern (kann auf herabgesetzter Kapazität basieren, d. h. eine 4-Stunden-Batterie kann mit 50 % ihrer Kapazität bieten).
• Anlagen können ihr Gebot auch herabsetzen, um die Anforderungen an die Energieverfügbarkeit über 15 Jahre zu erfüllen oder eine Nachrüstung planen.
• Gasbetriebene Stromerzeugung
• Andere Formen abrufbarer Erzeugung, ausgenommen Kohle und Kernkraft

Geplante FERM-Ausschreibungen

Südaustralien hat drei Ausschreibungsrunden angekündigt:

Diese Runden sind auf den geplanten Rückzug thermischer Erzeugungskapazitäten im Bundesstaat und den erwarteten Nachfragesanstieg abgestimmt. Die verfügbare abrufbare Kapazität wird nach heutigem Stand bis Ende 2028 trotz 1 GW neuer BESS-Projekte niedriger erwartet.

Gleichzeitig wird erwartet, dass die Nachfrage im Bundesstaat zwischen 2029 und 2030 um 20 % steigt – unter anderem durch neue Bergbau-Lasten wie BHPs Olympic Dam.

Was ist von der ersten FERM-Ausschreibung zu erwarten?

Großes Interesse aus der Batteriespeicher-Pipeline

AEMOs Generation Information Database listet 47 BESS-Projekte in Südaustralien, die mitbieten könnten – insgesamt über 8 GW Kapazität (vor eventueller Herabsetzung im Angebot). Angesichts der üblichen Bauzeiten müssten diese Projekte in den nächsten sechs bis zwölf Monaten eine finale Investitionsentscheidung treffen, um den Zeitplan bis November 2028 einzuhalten.

Konkurrenz für BESS wohl nur durch ein neues OCGT-Projekt

Auf der Gasseite erscheint das von AGL geplante 280 MW Barker Inlet Stage 2 OCGT als wahrscheinlichstes Projekt für ein Gebot. Weitere potenzielle Gasprojekte sind begrenzt, während einige (wie Reeves Plains) auf Batterietechnologien umgestellt haben.

Pumpspeicherprojekte im Bundesstaat sind derzeit nicht weit genug fortgeschritten, um an der Ausschreibung teilzunehmen.

Bewertungskriterien der Ausschreibung

Vorschläge im Rahmen der Ausschreibung werden in vier Kategorien bewertet:

• Projektumsetzung & Zeitplan (20 %): basierend auf erreichten Meilensteinen und Wahrscheinlichkeit, den geplanten Inbetriebnahmetermin zu erreichen;
• Unternehmens- & Finanzierungskompetenz (20 %): basierend auf relevanter Erfahrung, Fähigkeiten und Gesamtstrategie;
• Finanzieller Wert (40 %): basierend auf prognostizierten Kosten und Haftung aus Mindesterlös und Zahlungsdeckel im Angebot, abgewogen gegen den Nutzen des Projekts, einschließlich:
• Verbesserte Versorgungssicherheit – der erwartete Beitrag des Projekts zur Risikominderung. Die Zuverlässigkeit wird durch Standort und Entladedauer bestimmt.
• Reduzierung der Großhandelspreise – das Potenzial des Projekts, die Stromkosten in Südaustralien zu senken. Auch dies hängt vor allem von Standort und Entladedauer ab.
• Verbesserte Netzstabilität – der Beitrag des Projekts zu Systemdienstleistungen, etwa durch netzbildende Wechselrichter oder als synchrone Maschine.
• Kommerzielle Abweichungen (20 %): basierend darauf, wie weit das Angebot vom Standard-FERM-Vertrag abweicht.

Wichtige Termine Runde 1

• Registrierung geöffnet: Jetzt
• Registrierungsschluss: 21. November 2025
• Angebotsfrist: 28. November 2025
• Bekanntgabe der Gewinner: März–April 2026

Erfolgreiche Bewerber gehen anschließend in die Vertragsausarbeitung und Umsetzung zur Erfüllung der Betriebsanforderung 2028 über.