Batterien bestimmen mittlerweile 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, verglichen mit 17,6% im Januar 2025.

Die meisten von Batterien bestimmten Preise stammen mittlerweile von der Ladevorgangs-Seite. In 58% der Intervalle, in denen Batterien den Preis festlegten, kam 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 bezahlen, statt was ein Generator zum Betrieb verdienen muss.

Die Economic Regulation Authority (ERA) hat ihre Offer Construction Guideline zur Überprüfung freigegeben. Die Überprüfung behandelt, wie Batterien das Laden bewerten sollen, wenn zukünftige Energie- und FCESS-Chancen unsicher sind, wenn wiederholte Angebotsanpassungen aktualisierte Opportunitätskosten widerspiegeln und ob Ladeangebote nur die eigenen effizienten Kosten des Assets oder auch Anreize aus dem Gesamtportfolio abbilden 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 stehen nun im Zentrum der Preisbildung. Sie machten im Juli 2026 58% der von Batterien bestimmten Intervalle aus – der Preis spiegelt also zunehmend wider, was Batterien bereit sind, fürs Laden zu zahlen.
• Die Kosten für das Laden von Batterien 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 verändert die Wirtschaftlichkeit von Ladevorgängen zu hohen Preisen. An 71 Tagen mit hohen Ladepreisen zahlten Synergys Batterien 7,3 Mio. $ fürs Laden, während die Stromerzeugung 18,4 Mio. $ einbrachte.
• Klarere Regeln für Ladeangebote würden ändern, wie Betreiber ihre Gebote rechtfertigen. Betreiber müssten stärkere Nachweise für Opportunitätskosten-Annahmen, Angebotsanpassungen und portfoliogebundenes Ladeverhalten liefern.

Thema 1: Die Kosten des Batterieladens hängen von prognostizierten Opportunitätskosten ab

Die ERA muss definieren, wie Batterien unsicheren zukünftigen Wert in ein Ladeangebot umwandeln sollen.

Die aktuellen WEM-Regeln verlangen von den Erzeugern, Kapazitäten zu effizienten variablen Kosten (EVC) anzubieten. Für thermische Einheiten hängen diese Kosten meist von Brennstoff- und Betriebskosten ab.

Für Batterien ist der effiziente variable Kostenbegriff schwerer zu definieren. Ein Ladeangebot muss berücksichtigen, was gespeicherte Energie später durch Energie-Dispatch, FCESS oder durch das Vermeiden hoher Ladepreise einbringen könnte. Wer entscheidet, wie viel für Energie um 10 Uhr gezahlt wird, bewertet gleichzeitig, was diese Energie später am Tag wert sein könnte.

Pre-Dispatch-Prognosen zeigen, wie sehr 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.

Diese Prognose-Variation ist für die ERA-Überprüfung relevant. Wenn Ladeangebote auf Opportunitätskosten beruhen müssen, muss die Guideline definieren, wie weit im Voraus ein Betreiber blicken darf und welche Nachweise diese Prognose stützen.

Prognoseunsicherheiten zeigen sich auch in den realisierten Handelsergebnissen. Eine Batterie verdient nur dann durch Arbitrage, wenn sie zu einem höheren Preis entlädt als sie fürs Laden bezahlt hat – unter Berücksichtigung der Rundreiseverluste.

​Synergys realisierter Spread fiel zuletzt nahezu auf null und verzeichnete in drei der letzten vier Monate negative Ergebnisse. Neoens Spread blieb im selben Zeitraum positiv.

Beide Flotten speisen in denselben Markt ein. Der Unterschied liegt auf der Lade-Seite: Synergys Batterien zahlten mehr für Energie und konnten einen geringeren Teil des verfügbaren Spreads abschöpfen.

Das allein deutet nicht auf einen Regelverstoß hin. Es zeigt, warum Ladeangebote nun zentral für die Batterieökonomie sind und warum die ERA-Überprüfung klarere Vorgaben braucht, wie Opportunitätskosten fürs Laden gebildet werden sollen. Das Thema dürfte unter dem von Energy Policy WA vorgeschlagenen State-of-Charge-Mandat noch wichtiger werden. Danach könnte AEMO Batterien anweisen, vor einem erwarteten Systemstress-Ereignis zu laden, was laut ERA „auch die Marktpreise vor einer ESROI-Periode erhöhen könnte“.

Thema 2: Häufige Angebotsanpassungen brauchen klarere Begründungen

Die ERA muss klarstellen, welche Nachweise ein angepasstes Angebot stützen, wenn dieses den Marktpreis beeinflussen kann.

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

Deshalb sind häufige Anpassungen ein normales Merkmal des Batterie-Betriebs.

Batterien passen ihre Gebote – nach 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 verschieben, wenn sich der Wert der gespeicherten Energie ändert.

Das politische Problem ist nicht die Anzahl der Anpassungen. Die ERA hat bereits klargestellt, dass häufige Änderungen allein kein Problem darstellen. Die Frage ist, welche Nachweise jedes angepasste Angebot stützen, wenn dieses den Marktpreis beeinflusst.

​Am 12. Juli lag Synergys Ladeangebot über weite Teile des Tages nahe am Clearing-Preis, da es häufig das marginale Angebot war. Als Synergy sein Ladeangebot anhob, stieg der Clearing-Preis mit und die Flotte lud weiterhin zum höheren Preis.

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

Ein Ladeangebot einer Batterie sollte die Opportunitätskosten widerspiegeln, aber in diesen Intervallen wird der beobachtete Marktpreis durch dasselbe Angebot bestimmt, das zu seiner Rechtfertigung herangezogen wird.

Synergy und Neoen passten ihre Angebote in ähnlicher Frequenz an. Der Unterschied lag darin, wo diese Anpassungen landeten. Synergys Ladeangebote lagen häufiger an der Marge, sodass das gleiche Verhalten einen größeren Einfluss auf die Marktpreise hatte.

Thema 3: Portfolio-Anreize können Ladeangebote beeinflussen

Die ERA muss die Kosten des Batterie-Betriebs vom Wert trennen, der an anderer Stelle im Portfolio entsteht.

​Ein hohes Ladeangebot erhöht zwar den von der Batterie gezahlten Preis, kann aber auch den von der Stromerzeugung 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 Hochpreisfenstern. Gleichzeitig erzeugten die Gas- und Kohleblöcke Strom – das Portfolio kaufte und verkaufte also beim selben Preisereignis.

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

Die Frage ist, ob das Ladeangebot dazu beitrug, den Preis zu stützen. AEMOs veröffentlichter Angebots-Stack erlaubt es, denselben Tag mit geglätteten Ladeangeboten von Synergy neu zu berechnen, wobei die gekaufte Energiemenge konstant bleibt.

​Unter den eingereichten Angeboten lud Synergy durch das Nachmittags-Peak. Mit einem flachen Ladeangebot wurde die gleiche Energiemenge in günstigeren Intervallen gekauft und der Spitzenpreis war niedriger.

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

An Tagen mit hohen Ladepreisen erzielte Synergys Erzeugung fast immer mehr Einnahmen, als die Batterien fürs Laden zahlten. Eine eigenständige Batterie kann hohe Ladekosten nicht mit Erzeugungserlösen aus demselben Preisereignis ausgleichen.

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

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

Was das für die WEM-Batterieerlöse bedeutet

Ladeangebote von Batterien beeinflussen mittlerweile die marktweite Preisbildung. Im Juli 2026 bestimmten Batterien in mehr als 90% der Dispatch-Intervalle den WEM-Preis, wobei Ladeangebote den größten Anteil ausmachten.

Klarere Vorgaben würden ändern, wie Betreiber das Ladeverhalten begründen. Annahmen zu Opportunitätskosten, Angebotsanpassungen und portfoliogebundene Ladeangebote müssten dann wohl besser belegt werden.

Eigenständige Batterien würden am meisten von niedrigeren Ladepreisen profitieren. Wenn strengere Vorgaben den Mindestpreis senken, würde sich der realisierte Spread für Batterien, die nur durch Arbitrage und FCESS verdienen, vergrößern.

Portfolio-gestützte Batterien stehen vor einem anderen Zielkonflikt. Niedrigere Ladepreise würden zwar die Ladekosten senken, könnten aber auch die Erzeugungserlöse an anderer Stelle im Portfolio reduzieren.

Die zentrale politische Frage ist, wo die effizienten variablen Kosten enden. Wenn die ERA den Umgang mit Opportunitätskosten, Nachweisen für Angebotsanpassungen und Portfolio-Anreizen verschärft, werden Ladeangebote von Batterien leichter zu bewerten und schwerer mit Portfolio-Vorteilen zu rechtfertigen.