Batterien, die im National Electricity Market (NEM) betrieben werden, verfügen im Durchschnitt über 2,2 Stunden Speicherdauer. Allerdings machen vierstündige BESS 54 % der 12,5 GW aus, die bis 2030 gebaut werden sollen, und die nächste Ausschreibung für Langzeitspeicher in New South Wales zielt auf 12 GWh Speicher mit mindestens acht Stunden Dauer ab. Wie schneidet das Geschäftsmodell dieser länger laufenden Anlagen im Vergleich zum bestehenden, kürzer laufenden Bestand ab?

Laut Prognose von Modo Energy erzielen achtstündige Batterien die höchsten Renditen – in jeder Region und in jedem Szenario. Im Zentralszenario bringt eine achtstündige Batterie, die 2030 ans Netz geht, eine Rendite von 11,1 % über die vier Festlandregionen hinweg und 12,1 % in New South Wales (unverschuldet, vor Steuern). Über acht Stunden hinaus sinken die Renditen: Eine zwölfstündige Batterie erzielt 17 % mehr Umsatz als eine achtstündige, kostet aber 37 % mehr im Bau.

​Wichtigste Erkenntnisse

• Achtstündige BESS erzielen die höchsten Renditen: 11,1 % im Zentralszenario von Modo Energy, gegenüber 8,7 % bei vier Stunden.
• Sinkende Kostenprognosen fördern spätere Inbetriebnahmen. Da die Investitionskosten schneller fallen als die Einnahmen, verbessert ein angepeiltes Baujahr 2030 die prognostizierte IRR.
• Spätere Erweiterung der Speicherkapazität ist eine sinnvolle Option: Eine vierstündige Batterie, die für 2030 gebaut und 2032 auf acht Stunden erweitert wird, erzielt 11,2 % Rendite – ähnlich wie 11,1 % bei acht Stunden von Anfang an.
• Es besteht eine IRR-Spanne von 9 Prozentpunkten zwischen den hohen und niedrigen Szenarien von Modo Energy und eine Spanne von 4 Punkten zwischen den Wetterjahren p10 und p90.
• Die Renditen an den besten und schlechtesten Netzanschlusspunkten eines Bundesstaates unterscheiden sich um bis zu 3,4 % – das zeigt die Bedeutung von Modellierungen auf Knotenebene.

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​Längere BESS lohnen sich bis zu 8 Stunden zusätzlicher Investitionen

Eine längere Speicherdauer erschließt zusätzliches Arbitragepotenzial, erhöht aber die Energiekapazitätskosten (Kosten für zusätzliche MWh). Eine Verdopplung der Batteriedauer von vier auf acht Stunden erhöht die Gesamtinvestition um 58 % (195.000 $/MWh für jede zusätzliche MWh gegenüber 337.000 $/MWh für die ersten vier).

Die tägliche Preisstruktur deckt diese Zusatzkosten. Im Zeitraum 2030–49 erzielen die fünft- und sechstteuersten Stunden eines Tages eine Spanne von 126 $/MWh, die siebte und achte Stunde 90 $/MWh. Das deckt die Kosten für zusätzlichen Speicher und erklärt, warum achtstündige Batterien in jedem Szenario die besten Renditen liefern.