​Die NEM-Prognose vom April 2026 verändert unsere Markteinschätzung in mehreren Dimensionen: wie schnell die Nachfrage wächst, wie viel Kohle vom Netz geht, wie rasant der Ausbau von Batteriespeichern erfolgt und wo sich die Preisspreads ausweiten oder verringern. Dies beeinflusst wiederum die wirtschaftliche Perspektive für BESS, insbesondere welche Bundesstaaten und Speicherlaufzeiten optimal sind und für welches Inbetriebnahmejahr. Diese Faktoren sind entscheidend für neue Investoren.

Diese Entwicklungen laufen auf unterschiedlichen Zeitachsen ab. Der Kohleausstieg vergrößert die Spreads bis zu einem Höhepunkt im Jahr 2030. Der Ausbau der Speicher sorgt bis Ende der 2030er für eine Verengung. Die Verschiebung zu 8-Stunden-BESS erfolgt um 2037. Die Wirtschaftlichkeit eines Projekts hängt davon ab, an welchem Punkt dieser Entwicklung es sich positioniert.

Dieser Artikel zeigt, wie diese Anpassungen die NEM-Dispatch, die BESS-Spreads und die optimale Speicherlaufzeit bis 2050 verändern – und was jede Verschiebung für das jeweilige Inbetriebnahmejahr bedeutet.

Wichtigste Erkenntnisse

• Der Ausbau von Heimspeichern in Australien hat die Erwartungen übertroffen. Die Prognose vom April 2026 erhöht die Kapazitätserwartung für 2030 von 10,4 auf 18,1 GWh (+74%).
• Die Brennstoffmärkte an der Ostküste haben sich auseinanderentwickelt. Die Newcastle-Kohlekontrakte stiegen aufgrund engerer Exportmärkte um 25–30 %, während die Wallumbilla-Gaspreise sanken, da die gedeckelte LNG-Exportkapazität das Ostküstengas von den globalen Märkten abkoppelte.
• Die 4-Stunden-Spreads erreichen 2030 ihren Höhepunkt, verringern sich dann bis 2035 um 25–50 % in NSW, Südaustralien und Victoria, da Heimspeicher skalieren; Queensland bleibt bis 2040 stabil.
• Ab etwa 2037 erzielt 8-Stunden-BESS pro MW mehr Umsatz als 4-Stunden-BESS, getrieben durch Haushalts- und Netzspeicher, die die Tagespreisspitzen abflachen.

Rohstoffpreise und Heimspeicher treiben die Revision im April 2026

Zwei Faktoren erklären den Großteil der Anpassungen zwischen Februar und April. Die Newcastle-Kohlekontrakte stiegen um 25–30 % aufgrund engerer Exportmärkte und erhöhten die Großhandelspreise kurzfristig. Die Subvention für Heimspeicher erhöhte die Prognose für die installierte Kapazität 2030 um 74 % und verringerte die Spreads in den späten 2030ern. Wallumbilla-Gas, die CIS- und LTESA-Ausschreibungen sowie der Kohleausstiegsfahrplan änderten sich weniger. Diese Verschiebungen bestimmen das Nachfrage- und Angebotsumfeld für das kommende Jahrzehnt.