​Gas ist nun die kostengünstigste Option im WEM-Benchmark-Technologie-Review. Nach der aktuellen Methodik könnte die Technologie, die zur Festlegung der Kapazitätspreise verwendet wird, ab 2029-30 von Batterien wieder auf Gas umgestellt werden.

Die Kostendifferenz hat sich vergrößert, da die ESR-Daueranforderung von sechs auf sieben Stunden erhöht wurde. Die Kosten für Batterien 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 die zukünftigen Kapazitätserlöse für neue Batterien reduzieren.

​Der BRCP für 2028-29 ist bereits auf 488,5 Tsd. $/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-Businesscases, besonders in Monaten mit schwachen Merchant-Einnahmen. Ein niedrigerer Benchmark würde bedeuten, dass ein größerer Teil des Investitionsfalls über Energie, FCESS und Verträge zurückgewonnen werden muss.

Dieser Artikel untersucht, wie die Benchmark-Technologieüberprüfung die WEM-Kapazitätspreise verändern könnte, was ein Gas-Benchmark für Batterieerlöse bedeutet und warum die Beschaffung sich von Speichern hin zur Erzeugung verschiebt.

Zusammenfassung

• Gas könnte ab 2029-30 Batterien als WEM-Benchmark-Technologie ersetzen. Nach aktueller Methodik würde dies die Kapazitätspreise für neue Batterien senken.
• Die Sieben-Stunden-ESR-Anforderung verschiebt den Kostenvergleich weiter zugunsten von Gas. 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 verringern. Neue Batterien müssten mehr Wert aus Energie, FCESS und Verträgen schöpfen, um den Investitionsfall zu schließen.
• Gas ist nach aktueller Methodik 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 Speichern hin zur Erzeugung. Die Ausschreibung zielt auf 1,8 GW erneuerbare Erzeugung ohne eigenständiges Speichervolumen.

​Kapazitätserlöse lassen weiterhin eine Finanzierungslücke

​RCM-Erlöse bilden die Basis des WEM-Batterie-Businesscases. Sie bieten Kapazitätsunterstützung in Zeiten schwacher Merchant-Märkte und verringern die Abhängigkeit von Energie- und FCESS-Einnahmen allein.

Im Juli 2026 trugen diese Erlöse den Revenue-Stack. Grid-Scale-Batterien erzielten 38 Tsd. $/MW/Jahr, wobei RCM-Zahlungen 115 % der Gesamterlöse ausmachten, da Merchant-Einnahmen auf -6 Tsd. $/MW/Jahr sanken.

​Ein niedrigerer BRCP wirkt sich somit direkt auf die Finanzierbarkeit neuer Batterien aus. Kapazitätserlöse bilden die Basis des Revenue-Stacks, während Energie, FCESS und Verträge die verbleibende Lücke schließen müssen.

Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt 517 Tsd. $/MW/Jahr, um jährliche Kapitalkosten und fixe Betriebskosten zu decken. Selbst im Szenario hoher Kapazitätspreise bleibt über die Lebensdauer der Anlage eine Finanzierungslücke bestehen.

​Eine Sieben-Stunden-Anforderung verschiebt den Benchmark-Kostenvergleich

​Der Gaswechsel wird erwogen, weil sich die Speicheranforderung geändert hat. Der WEM ESOO 2026 erhöhte die ESR-Daueranforderung von sechs auf sieben Stunden, was die Kosten des Batterie-Benchmarks verändert.

​Batteriekosten steigen direkt mit der Dauer. Eine Sieben-Stunden-Batterie benötigt mehr Zellen, mehr gespeicherte Energie und mehr Anfangskapital als eine Sechs-Stunden-Batterie. Die Kosten für Gasturbinen bleiben weitgehend konstant, da der Benchmark-Test auf Fixkosten pro MW basiert.

​Der operative Anlagenpark hat im Durchschnitt nicht über das volle Sieben-Stunden-Fenster entladen. Von August 2025 bis Juli 2026 entluden WEM-Batterien hauptsächlich während der Abendspitze, aber die Leistung nahm vor Ende des ESR-Dauerfensters 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 ausgewählt. Er umfasst Kapital- und Fixbetriebskosten, berücksichtigt aber keine Emissionen oder den erwarteten Energie-Marktbetrieb.

Nach dieser Methodik ist eine E-Klasse-Gasturbine, die mit Gas betrieben wird und Destillat als Reservebrennstoff nutzt, der günstigste Kandidat. Energy Policy WA (EPWA) bezifferte die Kosten auf 345 Tsd. $/MW/Jahr, 26 % unter einer Sieben-Stunden-Batterie mit 467 Tsd. $/MW/Jahr.

​Die Verwendung der ERA-spezifischen Kostengrundlage für Westaustralien ergibt höhere absolute Kosten, aber das Verhältnis bleibt gleich. Der Gas-Benchmark liegt bei 398 Tsd. $/MW/Jahr im Vergleich zu 517 Tsd. $/MW/Jahr für eine Sieben-Stunden-Batterie.

Die Brennstoffversorgung bestimmt das Gas-Ergebnis. Festgas-Konfigurationen mit größeren seitlichen Anschlüssen sind teurer, während die mit Destillat abgesicherte Option die Fixkosten niedrig hält. Jede zusätzliche Batteriestunde erhöht die Kosten für gespeicherte Energie, sodass die Sieben-Stunden-Anforderung das Batterie-Benchmark-Argument schwächt.

​Ein längerer Markt senkt den RCP weiter

​Ein Gas-Benchmark würde den BRCP senken, aber auch der Reserve Capacity Price fällt, wenn der Markt mehr Kapazität als benötigt hat. Die Nachfragekurve wendet einen Abschlag auf den BRCP an, wenn zugewiesene Kapazitätsgutschriften die erforderliche Reservekapazität übersteigen.

​Dieser Effekt verstärkt sich in der Prognose, da neue erneuerbare Erzeugung, Speicher und CIS-unterstützte Kapazität in den Markt eintreten. Die Kapazitätsgutschriften liegen 2028-29 über dem Bedarf, anschließend vergrößert sich der Überschuss im nächsten Jahrzehnt weiter.

Ein gut versorgter Kapazitätsmarkt zieht daher den RCP unter den BRCP. Wird Gas zum Benchmark, wirken beide Effekte gleichzeitig: geringere Benchmark-Kosten und ein größerer Abschlag durch Überkapazität.

​CIS-Tender 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung

Die jüngste CIS-Ausschreibung weist auf eine geänderte Beschaffungspriorität im WEM hin. Frühere Runden förderten Speicher- und Hybridprojekte, aber Tender 11 zielt auf erneuerbare Erzeugung, die durch Speicher abgesichert werden kann, statt auf eigenständige Speicherkapazität.

Tender 2 vergab im März 2025 654 MW / 2,6 GWh regelbare Speicher. Tender 5 und 6 vergaben im Mai 2026 insgesamt 1,9 GW neue Wind- und Solarenergie sowie 482 MW / 3,7 GWh Speicher.

Tender 11 sucht 1,8 GW erneuerbare Erzeugung. Die Gebotsabgabe begann am 27. August 2026, endet am 22. Oktober 2026, und die Vergabe wird für März 2027 erwartet.

Die Beschaffung verschiebt sich somit in Richtung Energieversorgung. Speicher spielt weiter eine Rolle zur Absicherung dieser Erzeugung, aber die eigenständige Kapazitätslücke ist nicht mehr das Hauptziel des CIS im WEM.

​Die Benchmark-Entscheidung ist noch offen

Der Gaswechsel ist weiterhin eine Empfehlung. Er durchläuft nun eine Konsultation, bevor eine endgültige Entscheidung getroffen wird. Die Benchmark-Technologie für 2029-30 ist also noch nicht bestätigt.

Mehrere Faktoren können das Ergebnis noch beeinflussen. Die endgültigen Kosten des Gas-Benchmarks sind nicht öffentlich, Emissionen könnten in der Methodik expliziter gemacht werden und der Koordinator muss noch entscheiden, ob Gas oder Batterien den Benchmark setzen.

Die Richtung ist klarer als die endgültige Zahl. Eine Sieben-Stunden-Daueranforderung schwächt das Batterie-Benchmark-Argument, während die CIS-Beschaffung sich auf erneuerbare Erzeugung verlagert. 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 die Größe der Lücke, beseitigt sie aber nicht. Kapazitätserlöse bleiben für WEM-Batterien zentral, reichen aber allein nicht aus, um den gesamten Businesscase zu tragen.