Der Ausbau von Batteriespeichern im NEM beschleunigt sich und steuert darauf zu, bis Ende 2028 18 GW zu erreichen. Dies wird die Preisbildungsdynamik im NEM grundlegend verändern, da Batteriespeicher Gaskraftwerke unterbieten und im Wettbewerb um die Strombereitstellung stehen.
Am 6. August haben wir einen Livestream veranstaltet, um die Treiber dieses Wandels zu beleuchten, die Auswirkungen auf die Zukunft von Batteriespeichern zu diskutieren und unsere langfristige Preis- und Umsatzprognose für den NEM vorzustellen, die jetzt verfügbar ist.
Eine Aufzeichnung des Livestreams finden Sie unten, und Modo Energy-Abonnenten können die vollständige Präsentation am Ende des Artikels interaktiv nutzen. Die Fragen und Antworten aus der Session finden Sie hier.
Im Folgenden fassen wir die fünf wichtigsten Erkenntnisse aus dem Livestream zusammen.
1. Batteriespeicherkapazität auf Kurs zu 12 GW, mit doppelt so viel in der Pipeline
Mit der Inbetriebnahme der ersten 350 MW der Waratah Super Battery in dieser Woche verfügt der NEM nun über 3,1 GW und 5,4 GWh an betriebsbereiter Batteriespeicherkapazität. Darüber hinaus befinden sich weitere 8,8 GW an Projekten in Inbetriebnahme, Bau oder haben eine endgültige Investitionsentscheidung erhalten.
Das bedeutet, dass der NEM voraussichtlich 12 GW Batteriespeicherkapazität erreichen wird – unabhängig davon, was mit dem Rest der Pipeline geschieht. Selbst konservative Annahmen zur Realisierung dieser Projekte führen zu einem Ausbau von 16–18 GW bis 2028 – was die Preisbildungsdynamik im NEM transformieren wird.
2. Preisspitzen im Juni zeigen den Wert von Langzeitspeichern
Alle bisher in diesem Jahr installierten Batteriespeicher haben eine Entladedauer von zwei Stunden. Die extremen Preisspitzen im Juni hielten jedoch bis zu vier Stunden an. Dies verdeutlicht bereits jetzt neue Preisdynamiken, obwohl derzeit noch deutlich weniger Kapazität online ist.
Während die Batteriespeicher im Markt eingesetzt wurden, bestimmten sie überwiegend die Preise zwischen 9.000 und 10.000 $/MWh. Sie unterboten damit teurere Kapazitäten (vor allem Gaskraftwerke). Allerdings konnte dies nicht über den gesamten Abendpeak aufrechterhalten werden. Als die Batterien entladen waren, stiegen die Preise weiter an – auf über 15.000 $/MWh.
Kurzfristig zeigt dies, wie die ersten vierstündigen Batterien davon profitieren können, während solcher Ereignisse über die gesamte Dauer einsatzbereit zu sein. Langfristig zeigt sich, wie Batteriespeicher die Volatilität reduzieren und Gaskraftwerke im Markt unterbieten.
3. Preis-Spreads sinken mit mehr Batteriespeichern, aber Kraftwerksstilllegungen verändern das Bild ab 2027
In den nächsten Jahren wird der deutliche Ausbau von Batteriespeichern die durchschnittlichen Spreads im NEM verringern. Dieser Effekt ist besonders in New South Wales ausgeprägt, das schnell vom Bundesstaat mit der geringsten zur größten Batteriespeicherkapazität auf dem Festland aufsteigt.
Kraftwerksstilllegungen, insbesondere die 2,8 GW Eraring-Kohlekraftwerksschließung im Jahr 2027, verändern dieses Bild. Die Volatilität nimmt in New South Wales wieder zu, in geringerem Maße auch in Südaustralien und Victoria.
Letztlich wird der Umfang des Ausbaus von Batteriespeichern entscheidend dafür sein, wie sich die Spreads nach diesen Stilllegungen entwickeln. Bereits ein Rückgang der Batteriespeicherkapazität um 7 % kann die Spreads in New South Wales um bis zu 40 % erhöhen. Ein größerer Rückgang um 20 % (was 14 GW Batteriespeicher bis Ende 2028 entspricht) verstärkt die Volatilität in allen Festlandstaaten.
4. Tomago-Ankündigung zeigt: BESS-Investitionskosten sinken weiter
Mit sinkenden Spreads werden die Baukosten neuer Batteriespeicher entscheidend für die Wirtschaftlichkeit neuer Investitionen. Letzte Woche gab AGL bekannt, die finale Investitionsentscheidung (FID) für die 500 MW, 2.000 MWh Tomago-Batterie getroffen zu haben. Die angegebenen Kosten sind ein Rekordtief für eine vierstündige Batterie (besser als das bisherige Tief von Eraring 2) und für alle Systeme auf $/kWh-Basis.
Dieser aktuelle Datenpunkt zeigt, dass die Investitionskosten für Batteriespeicher im Markt weiter sinken – sogar über die 20 % jährliche Reduktion hinaus, die CSIRO im GenCost-Bericht 2024-25 letzte Woche berichtet hat.
Die Investitionskosten sind nach deutlichen Rückgängen bei den Lithiumpreisen in den letzten Jahren weiter gefallen. Fortschritte in Fertigung und Verpackung erhöhen die Energiedichte und senken die Kosten. Wir erwarten, dass weitere Kostensenkungen – wie sie in Märkten wie China zu beobachten sind – in den nächsten Jahren durchschlagen, bevor sich die Investitionskosten ab 2027 stabilisieren.
5. Kostensenkungen treiben den Trend zu 4-Stunden- und längeren Systemen
Diese veränderten Investitionskosten, zusammen mit den erwarteten geringeren Spreads, verschieben die Wirtschaftlichkeit zugunsten von länger laufenden Batteriespeichern. Während 2026 der Großteil der neuen Batteriekapazität (nach Leistung) noch zweistündig sein wird, dominieren ab 2027 Projekte mit vier oder mehr Stunden Entladedauer.
Auch wenn der Ausbau von Batteriespeichern die volatilsten Preise reduziert, bleibt eine grundlegende langfristige Preisspanne bestehen, die durch die Solarstromerzeugung zur Mittagszeit getrieben wird. Das macht diese Anlagen weiterhin attraktiv, wobei künftig der Fokus stärker auf Absicherungen wie dem Capacity Investment Scheme (oder vergleichbaren Instrumenten der Nelson-Reformen) liegen könnte.
Und ... The Energy Academy: Australia ist jetzt online
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