​Western Australia zahlt Batteriebetreibern im WEM eine jährliche Kapazitätsvergütung für die Verfügbarkeit während Spitzenlastzeiten – eine Einnahmequelle, die unabhängig vom Energiehandel ist. Der Entwurf des Benchmark Reserve Capacity Price (BRCP) für das Kapazitätsjahr 2028/29 liegt bei 491.700 $/MW/Jahr, was einem Anstieg von 36 % gegenüber dem Vorjahr entspricht. Für Projekte zur Batteriespeicherung von Energie, die auf den westaustralischen Markt abzielen, ist das auf den ersten Blick ein starkes Signal.

Doch der Benchmark-Kapazitätspreis ist nur ein Teil des Preisgefüges. Ein prognostizierter Kapazitätsüberschuss könnte den Reserve Capacity Price (die tatsächlich gezahlte Vergütung) auf 422.372 $/MW/Jahr senken.

Der Artikel erklärt, was den 36%-Anstieg des Benchmark-Preises verursacht hat, wie die Überschusslogik von AEMO den Preis um 14 % unter den Benchmark drückt und welche Aspekte Entwickler bei der Wahl zwischen Festpreis- und variablen Preisoptionen abwägen sollten.

Zusammenfassung

• Der Entwurf des Benchmark-Preises steigt um 36 % auf 491.700 $/MW/Jahr. Gründe sind eine 6-Stunden-Kapazitätsanforderung, höhere Baukosten und eine „Fixed Capital Charge“ von 100.000 $/MW.
• AEMO prognostiziert für 2028/29 einen Spitzenüberschuss von 495 MW. Das drückt den Preis auf voraussichtlich 422.372 $/MW/Jahr und begrenzt den Anstieg gegenüber 2027/28 auf 17 %.
• Die Benchmark-Kosten der ERA von 520 $/kWh liegen deutlich über den nationalen Schätzungen der CSIRO von 301–377 $/kWh. Die Differenz deutet darauf hin, dass der BRCP die typischen Baukosten mehr als ausgleicht, selbst unter Berücksichtigung regionaler Aufschläge in WA.
• Eine 200 MW-Batterie mit 10 Jahren Festpreisbindung sichert 844,7 Millionen Dollar Kapazitätserlöse. Das ist trotz niedriger Multiplikatoren ein solider Mindestwert. Allerdings bedeutet Festpreisvergabe den Verzicht auf Priorität bei der Network Access Quantity und auf mögliche Mehrerlöse, falls der Überschuss abgebaut wird.

Von 360.000 $ auf 491.000 $: Was hat sich im Modell geändert?

Der Benchmark Reserve Capacity Price steht für die geschätzten jährlichen Kosten einer „Benchmark“-Batterie mit 200 MW/1.200 MWh, ausgedrückt in $/MW/Jahr. Für 2028/29 schlägt die Economic Regulation Authority (ERA) einen Benchmark-Preis von 491.700 $/MW/Jahr vor.

Die Hauptgründe für den Anstieg um 36 % sind:

• Erhöhung der Speicherkapazität von 4 auf 6 Stunden (was zu höheren Investitionskosten durch 50 % mehr Batteriemodule sowie teurere Stromumwandlung und Balance-of-Plant führt),
• Steigende Arbeitskosten und
• Eine neue Fixed Capital Charge von 100.000 $/MW für gemeinsame Übertragungsnetz-Anlagen.

Die ERA nimmt Stellungnahmen zum Entwurf bis Freitag, den 13. Februar 2026 entgegen. Die endgültige Festlegung des Benchmarks ist für den 16. März 2026 geplant.

Alle Annahmen zum Entwurf des BRCP finden Sie in der BRCP-Entscheidung der ERA.

Wie sich die ERA-Kapazitätskosten im nationalen Vergleich einordnen

Die Kostenschätzung der ERA von 628,8 Millionen Dollar für die Benchmark-Batterie (200 MW/1.200 MWh) entspricht 520 $/kWh. Das liegt deutlich über den GenCost-Schätzungen der CSIRO von 301–377 $/kWh für 4–8-Stunden-Batterien in Australien im Jahr 2026. Ein Teil der Differenz spiegelt echte regionale Mehrkosten in WA wider: Engere Arbeitsmärkte, höhere Löhne, aufwendigere Logistik und die neue Fixed Capital Charge treiben die Projektkosten im WEM über die Benchmarks der Ostküste.

Dennoch deutet die Differenz darauf hin, dass wirtschaftlich attraktive Projekte möglich sind. Entwickler, die Baukosten näher am nationalen Durchschnitt erzielen, würden durch den Benchmark ausreichend entschädigt.

Den Entwurf des 2025-26 CSIRO GenCost Reports finden Sie hier.

Wie AEMO die installierte MW-Leistung in angerechnete Kapazität umwandelt

AEMO führt jährlich den Reserve Capacity Mechanism (RCM) durch, der Kapazitätszertifikate vergibt und die Preise pro Zertifikat festlegt. Zwei Mechanismen bestimmen die angerechnete Kapazität:

Relevant Level Methodology (RLM) legt die Kapazität auf Basis der tatsächlich gemessenen Leistung in kritischen Zeiträumen fest: Abendspitzen (Peak Capacity) und Nebenzeiten oder Nächte (Flexible Capacity).

Network Access Quantity (NAQ) setzt eine Lieferbarkeitsgrenze. Wenn Netzengpässe bedeuten, dass eine Batterie ihre Kapazität nicht ins Netz einspeisen kann, begrenzt NAQ die angerechneten MW.

In der Praxis zählt der jeweils niedrigere Wert.

Warum eine 100 MW/800 MWh-Batterie nur für 67 MW vergütet wird

Die angerechnete Kapazität einer Batterie richtet sich nach der Fähigkeit zur 6-stündigen Dauerentladung, die ab dem Zyklus 2025 von zuvor 4 Stunden auf 6 Stunden erhöht wurde. Kurzlaufende Batterien, die ab 2025 in Betrieb gehen, werden proportional zur Dauer abgewertet. Das bedeutet: Eine 100 MW/800 MWh-Batterie erhält eine Kapazitätsgutschrift für zwei Drittel der Nennleistung, also 67 MW statt 100 MW.

Diese Abwertung schafft einen starken Anreiz, in längere Speicherdauer zu investieren, da so 50 % mehr Kapazitätserlöse bei weniger als 50 % höheren Kosten erzielt werden können.

Dauer-Schutzregelungen: Bestandsbatterien, die bis zum Zyklus 2024 in Betrieb gehen, sind für 10 Jahre gegen Änderungen der Daueranforderung geschützt. Das gilt auch für 6-Stunden-Batterien, die ab 2025 in Betrieb gehen. Das schafft Anreize, auf den aktuellen 6-Stunden-Standard zu bauen, aber nicht darüber hinaus – denn zusätzliche Speicherdauer wird erst bei künftigen Änderungen angerechnet.

Was ist 2026 anders?

Im Zyklus 2026 gibt es neben der bestehenden 5-Jahres-Option erstmals auch 10-jährige Festpreisverträge für neue Kapazitäten. Batterien können den Preis für ein ganzes Jahrzehnt sichern, verzichten bei Festpreiswahl aber auf eine höhere Netzwerkzugangs-Priorität und auf mögliche Preiserhöhungen in künftigen Zyklen.

AEMO hat zudem eine probabilistische Kapazitätsberechnung für volatile Erzeuger wie Wind und Solar eingeführt, was deren Beitrag unter Systemstress besser abbildet. Die Änderung erhöht die Kapazitätszertifikate für erneuerbare Energien.

Anders als in früheren Zyklen wird die ERA den Benchmark-Preis bis spätestens 16. März 2026 finalisieren, und zwar nach Abschluss des EOI-Prozesses für Kapazitäten. Entwickler gehen also mit dem Entwurfspreis in die Interessenbekundung, die endgültige Festlegung erfolgt aber erst zum offiziellen Antragsfenster im April.

Warum ein höherer BRCP nicht automatisch höhere Einnahmen bedeutet

Der Benchmark-Preis steigt auf 491.700 $/MW, aber Batterien werden voraussichtlich nur 422.372 $/MW verdienen. Der Spitzenüberschuss von 495 MW drückt den Multiplikator auf 0,86 und begrenzt das Erlöswachstum auf 17 %.

So funktioniert der Multiplikator: Die ERA legt den Benchmark fest. AEMO vergleicht dann das prognostizierte Reserve Capacity-Angebot mit dem Zielwert (je für Peak und Flexible Capacity). Liegt das Angebot über dem Ziel (Überschuss), fällt der Multiplikator unter 1,0. Dieser wird auf den Benchmark angewendet, um die endgültigen Peak- und Flexible-Preise zu berechnen, die für die angerechnete Kapazität gezahlt werden.

Der Überschuss 2028/29: Laut AEMO steuert der Markt auf einen Spitzenüberschuss von 495 MW zu. Bei einem Zielwert von 6.330 MW und einer geschätzten Versorgung von 6.825 MW entspricht das einem Überschuss von 8 %. Dieser Überschuss senkt den Multiplikator auf ca. 0,86 und damit den Peak RCP auf rund 422.372 $/MW/Jahr.

Warum Flexible Capacity keine Zusatzerlöse bringt

Für 2028/29 wird ein Flexible-Überschuss von 1.440 MW gegenüber dem Ziel von 2.637 MW prognostiziert – also 55 % Überangebot. Das drückt den Flexible-Multiplikator deutlich unter den für Peak. Batterien erhalten den Peak Capacity Price und nur dann einen Zusatzbetrag, wenn der Flexible RCP höher als der Peak RCP ist – was aktuell nicht der Fall ist.

Für Entwickler bedeutet das: Flexible-Akkreditierung bringt derzeit keine Zusatzerlöse, solange der Überschuss anhält.

Wichtige Termine für den Kapazitätsmarkt 2028/29

Der Zyklus 2026 folgt einer klaren Zeitschiene von Januar 2026 bis zur endgültigen Kapazitätszuweisung im November 2026:

• Interessenbekundung (15. Januar bis 3. März 2026)
• Antragsfenster für Kapazität (14. April bis 24. Juni 2026)
• Zuweisungsfenster (12. August bis 30. September 2026)
• Endgültige Zuteilung und Preisfestlegung (1. Oktober bis 6. November 2026)

Der erste Handelstag ist der 1. Oktober 2028.

Den vollständigen Zeitplan mit allen regulatorischen Meilensteinen finden Sie auf der Website von AEMO.

Wichtige Überlegungen für Entwickler

• Der Entwurf des Benchmark-Kapazitätspreises stieg um 36 % auf 491.700 $/MW, aber Überschussdynamiken begrenzen das Wachstum des Zyklus auf 17 %.
• Eine 200 MW-Batterie mit Festpreisbindung zu 422.372 $/MW/Jahr sichert 844,7 Millionen Dollar über 10 Jahre – vor weiteren Einnahmen.
• Die Benchmark-Kosten liegen deutlich über den CSIRO-Schätzungen von 301–377 $/kWh, was darauf hindeutet, dass der Kapazitätspreis die Batteriekosten mehr als ausgleicht, vor allem für Entwickler mit Kosten nahe dem nationalen Durchschnitt.
• Die Benchmark-Preissteigerungen sind strukturell. Solange 6-Stunden-Speicher Standard bleibt und die Baukosten hoch sind, sollte das Niveau relativ zu den Batteriekosten erhalten bleiben.
• Der Überschuss drückt die tatsächlichen Einnahmen. Zusätzliche Erlöspotenziale hängen davon ab, dass künftige Zyklen den Überschuss durch Kohleausstieg und wachsenden Speicherbedarf abbauen.
• Festpreise bieten Planungssicherheit für die Finanzierung, aber verzichten auf Upside und NAQ-Priorität.

Fazit: Zehn Jahre Kapazitätserlöse zu 422.000 $/MW bedeuten einen soliden Cashflow im Vergleich zu konservativen Benchmark-Kosten. Festpreiswahl ist sinnvoll für Projekte mit Fokus auf Finanzierungssicherheit. Variable Preise lohnen sich für Entwickler, die auf den Abbau des Überschusses setzen und kurzfristige Multiplikator-Dämpfung für mittelfristige Chancen in Kauf nehmen.