Batteriespeicher, die im National Electricity Market (NEM) betrieben werden, verfügen durchschnittlich über 2,2 Stunden Speicherzeit. Allerdings machen vierstündige BESS 54 % der bis 2030 geplanten 12,5 GW aus, und die nächste Ausschreibung für Langzeitspeicher in New South Wales sucht nach 12 GWh mit acht oder mehr Stunden Speicherdauer. Wie schlägt sich die Wirtschaftlichkeit dieser längerfristigen Anlagen im Vergleich zum bestehenden, kurzzeitigen Bestand?

Laut Prognose von Modo Energy erzielen achtstündige Batterien in jeder Region und jedem Szenario die höchsten Renditen. Im Zentralszenario liefert 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.

​Wichtige 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 sinken als die Einnahmen, verbessert ein Ziel-Baubeginn 2030 die prognostizierte IRR.
• Eine spätere Erweiterung der Speicherkapazität ist möglich: Eine vierstündige Batterie, die 2030 gebaut und 2032 auf acht Stunden erweitert wird, erzielt 11,2 % – vergleichbar mit 11,1 % für acht Stunden von Anfang an.
• Es gibt eine 9-Prozentpunkte-IRR-Spanne zwischen den hohen und niedrigen Szenarien von Modo Energy sowie eine 4-Punkte-Spanne zwischen den p10- und p90-Referenzwetterjahren.
• Die Renditen an den besten und schlechtesten Anschlusspunkten eines Bundesstaates variieren um bis zu 3,4 %, was die Bedeutung der Modellierung auf Knotenebene unterstreicht.

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​Längere BESS-Dauer lohnt sich bis zu 8 Stunden

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

Die tägliche Preisstruktur deckt diese Mehrkosten. Von 2030 bis 2049 erzielen die fünft- und sechstteuersten Stunden eines Tages einen Spread von 126 $/MWh, die siebte und achte Stunde 90 $/MWh. Das deckt die Zusatzkosten für den Speicher und erklärt, warum achtstündige Batterien in jedem Szenario die höchsten Renditen erzielen.