WEM-Benchmarktechnologie könnte ab 2029-30 wieder auf Gas umschwenken
WEM-Benchmarktechnologie könnte ab 2029-30 wieder auf Gas umschwenken
Die Überprüfung der WEM-Benchmarktechnologie identifiziert Gas ab 2029-30 als kostengünstigste Option. Nach der aktuellen Methodik könnte die Technologie zur Festlegung der Kapazitätspreise ab 2029-30 von Batterien wieder auf Gas wechseln.
Was bedeutet das WEM Benchmark-Technologie-Review für die Batterie-Erlöse?
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Ko fragen →Die Kostendifferenz hat sich vergrößert, da die ESR-Daueranforderung von sechs auf sieben Stunden erhöht wurde. Die Batteriekosten steigen mit der Dauer, während die Fixkosten von Gasturbinen im Benchmark-Test weitgehend unverändert bleiben.
Ein Gas-Benchmark würde den Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP) senken und künftige Kapazitätserlöse für neue Batterien reduzieren.
Der BRCP für 2028-29 ist bereits auf 488.500 $/MW/Jahr festgelegt, basierend auf einer Sechs-Stunden-Batterie. Ab 2029-30 wird die Wahl des Benchmarks wichtiger.
Die Kapazitätserlöse bilden die Grundlage des WEM-Speicher-Business-Case, insbesondere in Monaten mit schwachen Handelserlösen. Ein niedrigerer Benchmark würde mehr vom Investitionsbedarf auf Energie, FCESS und Verträge verlagern.
Dieser Artikel beleuchtet, wie die Überprüfung der Benchmarktechnologie die WEM-Kapazitätspreise verändern könnte, welche Auswirkungen ein Gas-Benchmark auf Batterieerlöse hat und warum die Beschaffung sich von Speicher hin zur Erzeugung verschiebt.
Kurzfassung
- Gas könnte Batterien ab 2029-30 als WEM-Benchmarktechnologie ersetzen. Nach aktueller Methodik würde dies die Kapazitätspreise für neue Batterien senken.
- Die siebenstündige ESR-Anforderung verschiebt den Kostenvergleich zugunsten von Gas. Die Batteriekosten steigen mit der Dauer, während die Fixkosten von Gasturbinen im Benchmark-Test weitgehend unverändert bleiben.
- Ein niedrigerer BRCP würde die Basis der WEM-Batterieerlöse verringern. Neue Batterien müssten mehr Wert aus Energie, FCESS und Verträgen erzielen, um den Investitionsfall zu schließen.
- Nach aktueller Methodik ist Gas 26 % günstiger als eine Sieben-Stunden-Batterie. Der Benchmark-Test basiert auf Fixkosten pro MW und enthält keinen Emissionsfilter.
- CIS-Tender 11 verschiebt die Beschaffung von Speicher hin zur Erzeugung. Die Ausschreibung sucht 1,8 GW erneuerbare Erzeugung ohne eigenständiges Speichervolumen.
Kapazitätserlöse schließen weiterhin nicht die Finanzierungslücke
RCM-Erlöse bilden die Grundlage des WEM-Batteriegeschäfts. Sie sichern die Kapazität in Zeiten schwacher Handelsmärkte und verringern die Abhängigkeit von Energie- und FCESS-Erlösen allein.
Im Juli 2026 trugen diese Erlöse den Umsatzstapel. Großbatterien erzielten 38.000 $/MW/Jahr, wobei RCM-Zahlungen 115 % des Gesamterlöses ausmachten, da die Handelserlöse auf -6.000 $/MW/Jahr fielen.
Ein niedrigerer BRCP wirkt sich daher direkt auf die Finanzierbarkeit neuer Batterien aus. Kapazitätserlöse bilden die Basis der Erlösstruktur, Energie, FCESS und Verträge müssen die verbleibende Lücke schließen.
Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt 517.000 $/MW/Jahr, um die jährlichen Investitions- und Betriebskosten zu decken. Selbst im Szenario mit hohem Kapazitätspreis bleibt über die Lebensdauer der Anlage eine Finanzierungslücke bestehen.
Eine siebenstündige Anforderung verschiebt den Benchmark-Kostenvergleich
Der Wechsel zu Gas wird erwogen, weil sich die Speicheranforderung geändert hat. Das WEM ESOO 2026 hat die ESR-Daueranforderung von sechs auf sieben Stunden angehoben, was die Kosten des Batterie-Benchmarks verändert.
Die Batteriekosten steigen direkt mit der Dauer. Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt mehr Zellen, mehr gespeicherte Energie und mehr Kapital als eine Sechs-Stunden-Batterie. Die Kosten der Gasturbine bleiben weitgehend konstant, da der Benchmark-Test auf Fixkosten pro MW basiert.
Der operative Bestand hat im Durchschnitt nicht das volle siebenstündige Fenster entladen. Von August 2025 bis Juli 2026 entluden WEM-Batterien hauptsächlich während der Abendspitze, aber die Leistung nahm vor Ende des ESR-Fensters ab.
Das erschwert den Kostenvergleich für Batterien. Nach aktueller Methodik ist die kostengünstigere Benchmark-Option nicht mehr die Batterie, sondern die Gasturbine.
Gas ist nach aktueller Methodik 26 % günstiger
Der Benchmark wird nach den niedrigsten jährlichen Fixkosten pro MW gewählt. Er umfasst Kapital- und Fixbetriebskosten, aber keine Emissionen oder erwarteten Energie-Markteinsatz.
Nach dieser Methodik ist eine E-Klasse-Gasturbine, die mit Gas läuft und Destillat als Reserve nutzt, der günstigste Kandidat. Die Kostenschätzungen des Benchmark Technology Review setzen ihn bei 345.000 $/MW/Jahr an – 26 % unter einer Sieben-Stunden-Batterie mit 467.000 $/MW/Jahr.
Die Nutzung der ERA-spezifischen Kostenbasis für WA ergibt höhere absolute Kosten, aber das Verhältnis bleibt gleich. Der Gas-Benchmark liegt bei 398.000 $/MW/Jahr, verglichen mit 517.000 $/MW/Jahr für eine Sieben-Stunden-Batterie.
Die Brennstoffversorgung ist ausschlaggebend für das Gas-Ergebnis. Festgas-Konfigurationen mit größeren Anschlüssen sind teurer, während die Destillat-Backup-Option die Fixkosten niedrig hält. Jede zusätzliche Batteriestunde erhöht die Speicherkosten, sodass die Sieben-Stunden-Anforderung das Batterie-Benchmark schwächt.
Ein längerer Markt senkt den RCP weiter
Ein Gas-Benchmark würde den BRCP senken, aber der Reserve Capacity Price sinkt auch, wenn der Markt mehr Kapazität aufweist als benötigt. Die Nachfragekurve wendet einen Abschlag auf den BRCP an, wenn die zugewiesenen Kapazitätsgutschriften den Reservebedarf übersteigen.
Dieser Effekt verstärkt sich in der Prognose, da neue erneuerbare Erzeugung, Speicher und CIS-unterstützte Kapazitäten auf den Markt kommen. Die Kapazitätsgutschriften liegen 2028-29 über dem Bedarf, und der Überschuss wächst im folgenden Jahrzehnt weiter.
Ein gut versorgter Kapazitätsmarkt drückt daher den RCP unter den BRCP. Wird Gas zum Benchmark, wirken beide Effekte gleichzeitig: niedrigere Benchmarkkosten und ein größerer Abschlag durch Überkapazität.
CIS-Tender 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung ab
Die aktuelle CIS-Ausschreibung zeigt eine andere Beschaffungspriorität im WEM. Frühere Runden unterstützten Speicher- und Hybridprojekte, aber Tender 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung ab, die durch Speicher abgesichert werden kann, statt auf reine Speicherprojekte.
Tender 2 vergab im März 2025 654 MW / 2,6 GWh regelbare Speicher. Tender 5 und 6 vergaben im Mai 2026 1,9 GW neue Wind- und Solarleistung sowie 482 MW / 3,7 GWh Speicher.
Tender 11 sucht 1,8 GW erneuerbare Erzeugung. Die Gebotsphase begann am 27. August 2026, endet am 22. Oktober 2026, und die Vergabe wird im März 2027 erwartet.
Die Beschaffung verschiebt sich daher in Richtung Energieversorgung. Speicher bleibt wichtig zur Absicherung der Erzeugung, aber die eigenständige Kapazitätslücke ist nicht mehr das Hauptziel des CIS im WEM.
Die Benchmark-Entscheidung ist noch offen
Der Wechsel zu Gas ist weiterhin eine Empfehlung. Nun folgt ein Konsultationsprozess, bevor eine endgültige Entscheidung getroffen wird. Die Benchmarktechnologie für 2029-30 steht also noch nicht fest.
Der finale Benchmark hängt von den Annahmen zu Gaskosten, dem Umgang mit Emissionen und der endgültigen Entscheidung des Koordinators ab.
Die Sieben-Stunden-Anforderung verschiebt den Benchmark-Vergleich zugunsten von Gas, während die CIS-Beschaffung sich von Speicher zur Erzeugung verschiebt. Beides deutet auf einen WEM-Investitionsfall hin, bei dem Batterien mehr Wert aus Energie, FCESS und Verträgen schöpfen müssen.
Für Investoren verändert die Benchmark-Entscheidung, wie viel Erlös Batterien außerhalb des RCM erzielen müssen. Kapazitätserlöse bleiben zentral für WEM-Batterien, reichen aber allein nicht mehr für den vollen Business-Case aus.
