Batterien bestimmen inzwischen häufiger als jede andere Technologie den Preis am Wholesale Electricity Market (WEM). Im Juli 2026 setzten Batterien in 90,7 % der Dispatch-Intervalle den Preis fest – ein Anstieg gegenüber 17,6 % im Januar 2025.

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Die meisten von Batterien bestimmten Preise entstehen mittlerweile durch das Laden. In 58 % der Intervalle, in denen Batterien den Preis festlegen, stammt das marginale Angebot von einem Batterie-Ladeangebot.

Gas und Kohle bestimmten im Juli 2026 jeweils in weniger als 4 % der Intervalle den Preis. Der Marktpreis spiegelt zunehmend wider, was eine Batterie bereit ist, für das Laden zu zahlen – und weniger, was ein Generator verdienen muss, um zu laufen.

Die Economic Regulation Authority (ERA) hat ihre Offer Construction Guideline zur Überprüfung geöffnet. Die Überprüfung behandelt, wie Batterien das Laden bewerten sollen, wenn zukünftige Energie- und FCESS-Chancen unsicher bleiben, wenn wiederholte Angebotsanpassungen den aktualisierten Opportunitätskosten entsprechen und ob Ladeangebote nur die eigenen effizienten Kosten des Assets oder auch Portfolio-Anreize widerspiegeln sollen.

Dieser Artikel analysiert, wie sich Batterie-Ladeangebote, Angebotsanpassungen, Preisbildungs-Verhalten und Portfolio-Ergebnisse von Januar 2025 bis August 2026 verändert haben.

Zusammenfassung

• ​Batterien bestimmten im Juli 2026 in 90,7 % der Dispatch-Intervalle den WEM-Preis, verglichen mit 17,6 % im Januar 2025.
• Ladeangebote sind jetzt zentral für die Preisbildung. Sie machten im Juli 2026 58 % der von Batterien bestimmten Intervalle aus, der Preis spiegelt also zunehmend wider, was Batterien bereit sind, für das Laden zu zahlen.
• Batterie-Ladekosten basieren auf prognostizierten Opportunitätskosten. Am 12. Juli bewegten sich Pre-Dispatch-Prognosen für ein einzelnes Intervall im Tagesverlauf um mehr als 300 $/MWh.
• Portfolio-Besitz ändert die Wirtschaftlichkeit von Hochpreis-Ladevorgängen. An 71 Hochpreis-Ladetagen zahlten Synergys Batterien 7,3 Mio. $ für das Laden, während die eigene Stromerzeugung 18,4 Mio. $ einbrachte.
• Klarere Regeln für Ladeangebote würden die Begründung von Geboten verändern. Betreiber müssten stärkere Nachweise für Opportunitätskosten, Angebotsanpassungen und portfolio-gebundenes Ladeverhalten vorlegen.

Problem 1: Batterie-Ladekosten hängen von prognostizierten Opportunitätskosten ab

Die ERA muss definieren, wie Batterien unsichere zukünftige Werte in ein Ladeangebot übersetzen sollen.

Die aktuellen WEM-Regeln verlangen von Erzeugern, Kapazität zu effizienten variablen Kosten (EVC) anzubieten. Bei thermischen Anlagen hängen diese Kosten meist von Brennstoff- und Betriebskosten ab.

Für Batterien sind effiziente variable Kosten schwerer zu definieren. Ein Ladeangebot muss berücksichtigen, was gespeicherte Energie später durch Energie-Dispatch, FCESS oder vermiedene Hochpreis-Ladevorgänge einbringen könnte. Ein Betreiber, der entscheidet, wie viel er um 10 Uhr für Energie zahlen will, bildet gleichzeitig eine Meinung darüber, was diese Energie später am Tag wert sein könnte.

Pre-Dispatch-Prognosen zeigen, wie stark sich diese Einschätzung ändern kann. Am 12. Juli bewegten sich die Prognosen für ein einzelnes Intervall im Tagesverlauf um mehr als 300 $/MWh, obwohl der festgelegte Preis bei etwa 110 $/MWh blieb.

Prognoseabweichungen sind für die ERA-Überprüfung relevant. Wenn Ladeangebote auf Opportunitätskosten basieren müssen, muss die Richtlinie definieren, wie weit ein Betreiber vorausschauen darf und welche Nachweise diese Prognose stützen.

Auch in den realisierten Handelsergebnissen zeigt sich Prognoseunsicherheit. Eine Batterie verdient nur dann an Arbitrage, wenn sie zu einem höheren Preis entlädt, als sie für das Laden gezahlt hat – unter Berücksichtigung der Rundreiseverluste.

​Synergys realisierter Spread näherte sich zuletzt der Null und war in drei der letzten vier Monate negativ. Neoens Spread blieb im selben Zeitraum positiv.

Beide Flotten entladen im selben Markt. Der Unterschied liegt beim Laden: Synergys Batterien zahlten mehr für Energie und erzielten weniger vom verfügbaren Spread.

Das allein weist nicht auf einen Regelverstoß hin. Es zeigt jedoch, warum Ladeangebote jetzt zentral für die Batterie-Ökonomie sind und warum die ERA-Überprüfung klarere Leitlinien braucht, wie Opportunitätskosten fürs Laden gebildet werden sollen. Das Thema dürfte unter dem von Energy Policy WA vorgeschlagenen State-of-Charge-Mandat an Bedeutung gewinnen. Nach diesem Vorschlag könnte AEMO Batterien anweisen, vor einem erwarteten Systemstressereignis zu laden, was laut ERA „auch die Marktpreise vor einer ESROI-Periode erhöhen könnte“.

Problem 2: Häufige Angebotsanpassungen brauchen klarere Begründung

Die ERA muss klären, welche Nachweise eine Angebotsanpassung stützen, wenn diese den Marktpreis beeinflussen kann.

Batterieangebote ändern sich häufiger als thermische Angebote, weil sich die Opportunitätskosten von Batterien im Tagesverlauf ändern. Prognosen verändern sich, der Ladezustand ändert sich und der Wert des Ladens oder Entladens schwankt mit jedem Intervall.

Häufige Anpassungen sind daher ein normales Merkmal des Batterie-Betriebs.

Batterien passen ihre Gebote – auf die Kapazität normiert – doppelt so häufig an wie der Rest der Flotte. Das spiegelt den Unterschied zwischen Brennstoffkosten und Opportunitätskosten wider. Die Kosten einer thermischen Einheit ändern sich langsam, während sich die Opportunitätskosten einer Batterie immer dann ändern, wenn sich der Wert gespeicherter Energie verändert.

Das politische Problem ist nicht die Anzahl der Anpassungen. Die ERA hat bereits festgestellt, dass häufige Änderungen allein kein Problem darstellen. Die Frage ist, welche Nachweise jede Angebotsanpassung stützen, wenn sie den Marktpreis beeinflusst.

​Am 12. Juli lag Synergys Ladeangebot über weite Teile des Tages nahe am Clearingpreis, weil es oft das marginale Angebot war. Wenn Synergy sein Ladeangebot nach oben anpasste, bewegte sich der Clearingpreis mit – und die Flotte lud weiter, trotz des höheren Preises.

Das erzeugt die Zirkularität, die die ERA-Überprüfung ansprechen muss.

Das Ladeangebot einer Batterie sollte Opportunitätskosten widerspiegeln. In diesen Intervallen wird jedoch der beobachtete Marktpreis durch das gleiche Angebot bestimmt, das zur Begründung herangezogen wird.

Synergy und Neoen passten ihre Angebote ähnlich häufig an. Der Unterschied lag darin, wo diese Anpassungen landeten: Synergys Ladeangebote waren häufiger am Rand, sodass sich das gleiche Verhalten stärker auf die Marktpreise auswirkte.

Problem 3: Portfolio-Anreize können Ladeangebote beeinflussen

Die ERA muss die Kosten für den Betrieb der Batterie von den Vorteilen trennen, die an anderer Stelle im Portfolio entstehen.

​Ein hohes Ladeangebot erhöht zwar den von der Batterie gezahlten Preis, kann aber auch den von der Erzeugung im selben Portfolio erzielten Preis steigern. Das ist besonders relevant für Teilnehmer, die sowohl Batterien als auch Erzeugung besitzen.

​Am 12. Juli luden Synergys Batterien in beiden Hochpreis-Phasen. Gleichzeitig produzierten die Gas- und Kohleeinheiten, sodass das Portfolio bei demselben Preisanstieg sowohl kaufte als auch verkaufte.

Für eine eigenständige Batterie ist das Laden in einem Hochpreis-Intervall ein Kostenfaktor. Für ein Portfolio mit Erzeugung kann diese Kosten durch höhere Einnahmen aus der Stromerzeugung an anderer Stelle im Portfolio ausgeglichen werden.

Die Frage ist, ob das Ladeangebot dazu beigetragen hat, den Preis zu stützen. Mit dem veröffentlichten Angebotsstapel von AEMO kann derselbe Tag neu berechnet werden, wobei Synergys Ladeangebote geglättet werden, während die gekaufte Energiemenge gleich bleibt.

​Mit den eingereichten Angeboten lud Synergy während des Nachmittagspeaks. Mit einem flachen Ladeangebot wurde dieselbe Energiemenge in günstigeren Intervallen gekauft, und der Spitzenpreis war niedriger.

Das Ladeangebot half, den Preis in dem Fenster zu stützen, in dem Synergys Erzeugung verkauft wurde.

An Hochpreis-Ladetagen verdiente Synergys Erzeugung fast immer mehr, als die Batterien fürs Laden zahlten. Eine eigenständige Batterie kann hohe Ladekosten nicht mit Einnahmen aus derselben Preissituation ausgleichen.

​Aus Dispatch-Daten lässt sich nicht beweisen, warum eine Batterie über dem Tagesdurchschnittspreis lädt. Kapazitätsverpflichtungen, Prognosefehler und Portfolio-Anreize können allesamt zu höheren Ladeangeboten führen.

Die Aufgabe der ERA ist es zu klären, welche Kosten in die effizienten variablen Kosten einer Batterie gehören. Portfolio-Vorteile sind bereits von den EVC ausgeschlossen. Die Frage ist, wie direkt die Richtlinie dies bei Ladeangeboten prüft.

Was das für die WEM-Batterieerlöse bedeutet

Batterie-Ladeangebote beeinflussen nun die marktweite Preisbildung. Im Juli 2026 bestimmten Batterien in über 90 % der Dispatch-Intervalle den WEM-Preis, wobei Ladeangebote den größten Anteil ausmachen.

Klarere Leitlinien würden verändern, wie Betreiber ihr Ladeverhalten begründen. Annahmen zu Opportunitätskosten, Angebotsanpassungen und portfolio-gebundene Ladeangebote müssten dann wahrscheinlich besser belegt werden.

Eigenständige Batterien würden am meisten von niedrigeren Ladepreisen profitieren. Wenn strengere Leitlinien den Preisboden senken, würden sich die realisierten Spreads für Batterien, die nur mit Arbitrage und FCESS verdienen, vergrößern.

Portfolio-gestützte Batterien stehen vor einem anderen Zielkonflikt. Niedrigere Ladepreise würden die Ladekosten senken, könnten aber auch die Einnahmen aus der Stromerzeugung im Portfolio verringern.

Die zentrale politische Frage ist, wo die effizienten variablen Kosten enden. Wenn die ERA die Behandlung von Opportunitätskosten, Nachweisführung bei Angebotsanpassungen und Portfolio-Anreizen verschärft, werden Batterie-Ladeangebote leichter zu bewerten und schwerer durch Portfolio-Vorteile zu rechtfertigen.