WEM-Benchmarktechnologie könnte ab 2029/30 wieder auf Gas umschalten
WEM-Benchmarktechnologie könnte ab 2029/30 wieder auf Gas umschalten
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 wieder von Batterien auf Gas umgestellt werden.
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Die Kostenlücke vergrößerte sich, als 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 konstant bleiben.
Ein Gas-Benchmark würde den Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP) senken und die zukünftigen Kapazitätserlöse für neue Batterien reduzieren.
Der BRCP für 2028/29 ist bereits auf 488,5 Tsd. $/MW/Jahr fixiert, basierend auf einer Sechs-Stunden-Batterie. Ab 2029/30 wird die Wahl des Benchmarks entscheidender.
Kapazitätserlöse bilden die Basis des WEM-Stromspeicher-Geschäftsmodells, insbesondere in Monaten mit schwachen Merchant-Einnahmen. Ein niedrigerer Benchmark bedeutet, dass mehr des Investitionsfalls durch Energie, FCESS und Verträge gedeckt werden muss.
Dieser Artikel untersucht, wie die Benchmark Technology Review die WEM-Kapazitätspreise beeinflussen könnte, was ein Gas-Benchmark für Batterieerlöse bedeutet und warum sich die Beschaffung von Speicherung hin zur Erzeugung verschiebt.
Zusammenfassung
- Gas könnte ab 2029/30 Batterien als WEM-Benchmarktechnologie ersetzen. Nach der aktuellen Methodik würde dies die Kapazitätspreise für neue Batterien senken.
- Die Sieben-Stunden-ESR-Anforderung verschiebt den Kostenvergleich weiter in Richtung Gas. Die Batteriekosten steigen mit der Dauer, während die Fixkosten von Gasturbinen im Benchmark-Test weitgehend konstant bleiben.
- Ein niedrigerer BRCP würde die Basis der WEM-Batterieerlöse reduzieren. Neue Batterien müssten mehr Wert aus Energie, FCESS und Verträgen schöpfen, um die Investitionslücke 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-Ausschreibung 11 verschiebt die Beschaffung von Speicherung zur Erzeugung. Die Ausschreibung sucht 1,8 GW erneuerbare Erzeugung ohne Ziel für eigenständige Speicherung.
Kapazitätserlöse hinterlassen weiterhin eine Finanzierungslücke
RCM-Erlöse bilden die Grundlage des WEM-Batteriegeschäfts. Sie bieten Kapazitätsunterstützung in Zeiten schwacher Merchant-Märkte und verringern die Abhängigkeit von Energie- und FCESS-Einnahmen allein.
Im Juli 2026 trugen diese Zahlungen maßgeblich zum Erlösstapel bei. Netzbatterien erzielten 38 Tsd. $/MW/Jahr, wobei RCM-Zahlungen 115 % des Gesamterlöses ausmachten, da Merchant-Einnahmen auf -6 Tsd. $/MW/Jahr sanken.
Ein niedrigerer BRCP wirkt sich daher direkt auf die Finanzierbarkeit neuer Batterien aus. Kapazitätserlöse bilden die Basis des Erlösstapels; Energie, FCESS und Verträge müssen die verbleibende Lücke schließen.
Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt 517 Tsd. $/MW/Jahr, um jährliche Investitions- und Fixkosten zu decken. Selbst im Hochpreis-Szenario bleibt über die Lebensdauer eine Finanzierungslücke bestehen.
Eine Sieben-Stunden-Anforderung verschiebt den Benchmark-Kostenvergleich
Der Gasschwenk wird erwogen, weil sich die Speicheranforderung geändert hat. Der WEM ESOO 2026 erhöhte die ESR-Daueranforderung von sechs auf sieben Stunden, was die Benchmark-Kosten für Batterien verändert.
Batteriekosten steigen direkt mit der Dauer. Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt mehr Zellen, mehr gespeicherte Energie und mehr Startkapital als eine Sechs-Stunden-Batterie. Gasturbinenkosten bleiben weitgehend unverändert, da der Benchmark-Test auf Fixkosten pro MW basiert.
Der operative Bestand hat im Durchschnitt nicht das volle Sieben-Stunden-Fenster entladen. Von August 2025 bis Juli 2026 entluden WEM-Batterien hauptsächlich während der abendlichen Spitze; die Leistung nahm jedoch vor Ende des ESR-Fensters ab.
Das erschwert den Kostenvergleich für Batterien. Nach aktueller Methodik ist die günstigere Benchmark-Option keine Batterie mehr, sondern eine Gasturbine.
Gas ist nach aktueller Methodik 26 % günstiger
Der Benchmark wird anhand der niedrigsten jährlichen Fixkosten pro MW gewählt. Es werden Investitions- und Fixkosten berücksichtigt, aber keine Emissionen oder erwartete Marktoperationen.
Nach dieser Methodik ist eine E-Klasse-Gasturbine, die mit Gas und Destillat als Reserve betrieben wird, der günstigste Kandidat. Die Kostenschätzung des Benchmark Technology Review liegt bei 345 Tsd. $/MW/Jahr, 26 % unter einer Sieben-Stunden-Batterie mit 467 Tsd. $/MW/Jahr.
Eine Kostenbasis nach ERA für Westaustralien ergibt zwar höhere absolute Kosten, aber das Verhältnis bleibt bestehen. Der Gas-Benchmark liegt bei 398 Tsd. $/MW/Jahr gegenüber 517 Tsd. $/MW/Jahr für eine Sieben-Stunden-Batterie.
Die Brennstoffversorgung ist entscheidend für das Gas-Ergebnis. Feste Gas-Konfigurationen mit größeren Anschlüssen sind teurer, während die Destillat-gestützte Option die Fixkosten niedrig hält. Jede zusätzliche Batteriestunde erhöht die Kosten für gespeicherte Energie, wodurch die Benchmark-Position der Batterie geschwächt wird.
Ein längerer Markt senkt den RCP weiter
Ein Gas-Benchmark würde den BRCP senken, aber der Reserve Capacity Price fällt auch, wenn der Markt mehr Kapazität als benötigt hat. Die Nachfragekurve wendet einen Abschlag auf den BRCP an, wenn die zugewiesenen Kapazitätszertifikate den Reservebedarf übersteigen.
Dieser Effekt verstärkt sich in der Prognose, wenn neue erneuerbare Erzeugung, Speicher und CIS-gestützte Kapazität in den Markt eintreten. Die Kapazitätszertifikate liegen 2028/29 über dem Bedarf, der Überschuss wächst im folgenden Jahrzehnt weiter.
Ein gut versorgter Kapazitätsmarkt zieht den RCP also unter den BRCP. Wird Gas zum Benchmark, wirken beide Effekte gleichzeitig: ein niedrigerer Benchmark-Kostensatz und ein größerer Abschlag durch Überschusskapazität.
CIS-Ausschreibung 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung
Die aktuelle CIS-Ausschreibung zeigt eine andere Beschaffungspriorität im WEM. Frühere Runden unterstützten Speicher- und Hybridprojekte, aber Ausschreibung 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung, die durch Speicher abgesichert werden kann, statt auf eigenständige Speicher.
Ausschreibung 2 vergab im März 2025 654 MW / 2,6 GWh regelbare Speicher. Ausschreibungen 5 und 6 vergaben im Mai 2026 1,9 GW neue Wind- und Solarenergie zusammen mit 482 MW / 3,7 GWh Speicher.
Ausschreibung 11 sucht 1,8 GW erneuerbare Erzeugung. Die Gebotsphase begann am 27. August 2026, endet am 22. Oktober 2026, die Vergabe wird für März 2027 erwartet.
Die Beschaffung verschiebt sich also in Richtung Energieversorgung. Speicher spielt weiterhin eine Rolle bei der Absicherung der Erzeugung, aber die eigenständige Kapazitätslücke ist nicht mehr das Hauptziel des CIS im WEM.
Die Benchmark-Entscheidung ist noch offen
Der Gasschwenk ist bislang eine Empfehlung. Nun folgt ein Konsultationsprozess vor einer endgültigen Entscheidung, daher ist die Benchmarktechnologie für 2029/30 noch nicht bestätigt.
Der finale Benchmark hängt von den Gaspreisannahmen, dem Umgang mit Emissionen und der abschließenden Entscheidung des Koordinators ab.
Die Sieben-Stunden-Anforderung verschiebt den Benchmark-Vergleich in Richtung Gas, während die CIS-Beschaffung sich von Speicherung zur Erzeugung verschiebt. Beides deutet auf ein WEM-Investitionsmodell, bei dem Batterien mehr Wert aus Energie, FCESS und Verträgen schöpfen müssen.
Für Investoren ändert die Benchmark-Entscheidung, wie viel Erlös Batterien außerhalb des RCM erwirtschaften müssen. Kapazitätserlöse bleiben zentral für WEM-Batterien, reichen aber allein nicht für das vollständige Geschäftsmodell aus.
