​Die Merchanterlöse aus Windenergie im NEM (National Electricity Market) im Versorgungsmaßstab stiegen im Oktober 2026 um 41 % auf 162.000 $/MW/Jahr.

Die Winderzeugung sank um 10 %, während der durchschnittliche RRP um 61 % auf 74 $/MWh anstieg. Mit weniger Wind im Energiemix boten Kohlekraftwerke Strom zu höheren Preisen an und konnten dennoch verkaufen. Dadurch stiegen die Capture-Preise genug, um den Rückgang der Erzeugung auszugleichen.

Der Einfluss der Kohle auf den RRP wirkte sich am stärksten auf New South Wales und Queensland aus, wo Kohle einen größeren Anteil am Erzeugungsmix hat. South Australia profitierte am wenigsten, aber die Erlöse stiegen dort dennoch um 7 %, trotz eines Rückgangs der Winderzeugung um 25 %.

Weitere relevante NEM-Benchmarks finden Sie in unseren Oktober-Berichten zu Solar- und Batterie-Erlösen. Geringere Windproduktion erhöhte die Mittagsstrompreise, was die Solarerlöse steigerte, aber die Batterieladekosten erhöhte.

Dieser Bericht behandelt Merchanterlöse, um den zugrunde liegenden Windmarkt abzubilden.

Zusammenfassung

• Die Winderlöse stiegen um 41 % auf 162.000 $/MW/Jahr, da höhere Preise den geringeren Output übertrafen. Der Wind-Capture-Preis stieg um 57 % auf 55 $/MWh, während die Winderzeugung um 10 % fiel.
• Queensland lag mit 300.000 $/MW/Jahr vorn. Die Windkraft dort hatte den höchsten Kapazitätsfaktor auf dem Festland und passte am besten zum Tagespreisprofil.
• Die Preisstruktur des Windes in Victoria hielt die Erlöse am niedrigsten bei 87.000 $/MW/Jahr. Wind deckte 28 % der Nachfrage in Victoria und drückte die Preise, wenn die Erzeugung hoch war.
• Das Preisereignis am 12. Oktober spaltete die Windparks in New South Wales. Unbeschränkte Windparks in den Southern Tablelands verdienten im Laufe des Monats 60 % mehr als ihre eingeschränkten Nachbarn.

Hohe Capture-Raten verschafften Queensland den Vorsprung, während Einschränkungen New South Wales bremsten

Queensland erzielte mit 300.000 $/MW/Jahr die höchsten Winderlöse im NEM. Es hatte die höchste Capture-Rate (92,4 %) und den höchsten Kapazitätsfaktor unter den Festlandsstaaten (35 %).

Die Windproduktion in Queensland entsprach zudem stärker dem Tagespreisverlauf als in anderen Bundesstaaten. Wind deckt dort nur 13 % der Nachfrage, was die Preiskanibalisierung begrenzt – im Gegensatz zu den südlichen Staaten mit höherem Windanteil.

New South Wales hatte mit 128 $/MWh den höchsten durchschnittlichen RRP. Die Winderlöse erreichten jedoch mit 270.000 $/MW/Jahr weniger als in Queensland. Am 12. Oktober führten Hitze, Wolken und Netzengpässe zu einem Preis von 23.107 $/MWh. Allerdings verhinderten die gleichen Netzengpässe, dass mehrere Windparks während des Preissprungs produzieren konnten. Das verursachte den Großteil der Kürzungskosten des Bundesstaates.

Unsere Methodik zur Wind-Capture-Rate erklärt jeden Schritt der Analyse.

Preise verdoppelten sich in New South Wales und stiegen in Queensland um 65 %

In New South Wales verdoppelte sich der durchschnittliche RRP. Die Winderzeugung sank um 9 %, die Kohleverfügbarkeit um 4 %, sodass Kohlekraftwerke Strom zu höheren Preisen anboten. Die Gaserzeugung stieg fast auf das Fünffache, auf 81 GWh. Dadurch verdiente Wind trotz geringerer Produktion mehr. Der Preissprung am 12. Oktober machte 17 $/MWh des Capture-Preises aus.

Auch in Queensland stieg die Nachfrage, während die Windproduktion sank. Die Kohleerzeugung stieg um 17 %, um die Lücke zu füllen, und die Preise lagen bei Dispatch um 15 % höher. Damit verzeichnete Queensland mit 59 % den größten Erlöszuwachs.

AEMO hat zum Zeitpunkt des Schreibens die Preissteller-Daten für Oktober noch nicht veröffentlicht, daher haben wir den durch Kohle gesetzten Preis geschätzt. Die Schätzung basiert auf Intervallen, in denen der Regionalpreis dem Angebot einer Kohleeinheit entsprach, angepasst um Verluste zum regionalen Referenzpunkt.

Capture-Preise stiegen um 57 % auf 55 $/MWh

Die Wind-Capture-Preise reichten von 101 $/MWh in New South Wales bis 29 $/MWh in Victoria. Sie spiegeln weitgehend wider, wie viel der Nachfrage im jeweiligen Bundesstaat durch Wind gedeckt wird: nur 11 % in New South Wales und 13 % in Queensland, gegenüber 28 % in Victoria.

South Australia erzielte 42 $/MWh, obwohl Wind dort 64 % der Nachfrage deckte. Anders als in Victoria hielt South Australia während windreicher Perioden mehr vom Preis. Die braunkohlebetriebenen Generatoren in Victoria bieten oft zu negativen Preisen an, da Abschalten und Neustarten teuer ist. Das drückt die Preise bei hoher Windproduktion und zwingt Windparks, zu negativen Preisen zu produzieren oder zu drosseln. South Australia ist davon weniger betroffen.

Netzengpässe hatten den größten Einfluss auf Windparks in den Southern Tablelands von New South Wales sowie in Zentral- und Nord-Queensland. Die folgenden Bundesstaatenabschnitte erläutern die Auswirkungen auf die Erlöse im Detail.

Nordwest-Victoria verlor den größten Teil der verfügbaren Windproduktion durch Kürzungen. Die meisten Kürzungen fanden jedoch zu Zeiten negativer Preise statt, sodass der finanzielle Effekt gering war.

Die Winderlöse stiegen im Oktober 2026 um 29 %

Die Winderlöse erreichten im Oktober 162.000 $/MW/Jahr, ein Plus von 29 % gegenüber 126.000 $/MW/Jahr im Oktober 2025. Dies trotz 14 % weniger Erzeugung pro MW. Höhere Marktpreise und höhere Capture-Raten trieben den Capture-Preis um 52 % auf 55 $/MWh.

Die Capture-Rate des Windes stieg im Jahresvergleich um 10 Prozentpunkte auf 75 %. Das spiegelte vor allem eine geringere Exponierung gegenüber negativen Preisen wider. Im Oktober 2025 fiel 45 % der verfügbaren Windproduktion mit negativen Preisen zusammen. Im Oktober 2026 waren es nur noch 24 %.

Geringere Windproduktion verringerte das Angebot im Wettbewerb um die Nachfrage. Gleichzeitig verdoppelte sich das Laden der Batteriespeicherflotte, was die Phasen mit negativen Preisen reduzierte.

Analyse nach Bundesstaaten

Eine Leitungsstörung kostete Windparks in den Southern Tablelands bis zu 75 $/MWh

• Das Ereignis am 12. Oktober zwang Collector, Crookwell, Gullen Range und Rye Park auf null, während der Preis auf 23.107 $/MWh stieg.
• Taralga und Woodlawn liegen in derselben Region, waren aber nicht eingeschränkt und verdienten an diesem Tag rund 12.500 $/MW – 40 % ihres Monatserlöses.
• White Rock war die schwächste der nicht eingeschränkten Anlagen mit dem schlechtesten MLF (0,83), was zu einem Verlust von 19,36 $/MWh führte.

Queenslands nördliche Windparks verloren am meisten durch eine neue Einschränkung

• Clarke Creek führte den Bundesstaat mit 393.000 $/MW/Jahr an, profitierte von einem Kapazitätsfaktor von 48 % gegenüber 34 % im Rest des Bundesstaats.
• Mount Emerald war mit 179.000 $/MW/Jahr der schwächste Standort, nachdem Einschränkungen 20 % der verfügbaren Produktion gekostet hatten.
• Wambo 1 war während des Großteils des Oktobers außer Betrieb, während Wambo 2 weiter in der Inbetriebnahme war. Beide sind in der Analyse ausgeschlossen.

Victoria hat die meiste Windkapazität und verdiente am wenigsten

• Victoria verfügt über 43 % der Windkapazität des NEM, vor allem in einem Cluster im Westen und um Ballarat und Geelong. Diese Parks produzieren gleichzeitig und verloren 20 bis 27 $/MWh durch ihre Preisstruktur (Tagesverlauf und Kanibalisierung).
• Windparks in Victoria werden zudem regelmäßig zu negativen Preisen abgerufen. Jedes Windprojekt in unserer Analyse hat einen PPA oder Regierungsvertrag.
• Golden Plains ist jetzt mit 1,29 GW über fünf Einheiten der größte Windpark im NEM. West 2 wird in den Novembererlösen enthalten sein, wenn die volle Kapazität weiter abgerufen wird.

South Australian Wind zahlte am meisten im NEM für Dispatch unter Null

• Dispatch bei negativen Preisen kostete South Australian Wind 5,16 $/MWh – mehr als in jedem anderen Bundesstaat.
• Lincoln Gap 2 lag mit 172.000 $/MW/Jahr vorn, da er während negativer Preise drosselte.
• Die drei Hornsdale-Stufen produzierten auch bei negativen Preisen, was ihre Merchant-Capture-Rate um 29 Prozentpunkte reduzierte. Alle drei verfügen über ACT-Regierungs-Einspeisetarife.

Ausblick

Der Oktober zeigte, wie höhere Capture-Preise geringere Produktion ausgleichen können. Die Exponierung gegenüber Einschränkungen entscheidet auch darüber, welche Parks von diesem Anstieg profitieren. Diese Exponierung reicht bis in den Sommer hinein.

Die El Niño-Analyse von Modo Energy ergab, dass stabile Hochdrucklagen im Sommer zu Windflauten in Victoria und South Australia führen könnten, was die Abendpreise steigen lässt. Von höheren Preisen profitieren jedoch nur Parks, die in diesen Zeiten produzieren – eine längere Windflaute kann die Erlöse dennoch senken.

Modo Energy erfasst Windanlagen in unserer Global Asset Library. Sie können auch individuelle Erlöseprognosen für Ihre Windanlage erstellen. Sehen Sie sich Benchmarks und Ausblicke im Modo Terminal an.