Die Erlöse der Batteriespeicherflotte im australischen NEM beliefen sich im Oktober auf 37,62 Mio. AUD

de.wedoany.com-Bericht: Am 2. November erzielten die netzgekoppelten Batteriespeichersysteme (BESS) im australischen National Electricity Market (NEM) im Oktober 2026 einen geschätzten Bruttomarkterlös von rund 37,62 Mio. AUD (etwa 26,48 Mio. USD). Die Statistik umfasst 63 große Speichersysteme in New South Wales, Victoria, Queensland und South Australia mit einer aktiven installierten Leistung von insgesamt 9.595 MW und einer Speicherkapazität von insgesamt 22.964 MWh.

Die Erlöse konzentrierten sich zeitlich deutlich. Von den 31 Tagen im Oktober trugen nur 5 Tage 38 % des Gesamterlöses der Batteriespeicherflotte in diesem Monat bei. Der 12. Oktober war mit einem geschätzten Tageserlös von 6,82 Mio. AUD der ertragsstärkste Tag. An diesem Tag kam es in New South Wales zu einem Extrempreisereignis; der Großhandelspreis stieg zeitweise auf 23.107 AUD/MWh und näherte sich damit der Preisobergrenze des Marktes von 23.200 AUD/MWh für 2026–2027. Franz David Schaefer, leitender Marktanalyst bei EnergyAustralia, schätzt, dass die Speichersysteme in New South Wales innerhalb von etwa zwei Stunden rund 5,63 Mio. AUD erlösten.

Energiearbitrage war im Berichtsmonat die wichtigste Erlösquelle und machte etwa 97 % des Gesamterlöses aus. Die Speicherbetreiber kauften Strom zum Laden bei niedrigen Großhandelspreisen und verkauften ihn bei steigenden Preisen durch Entladen, wodurch sie Preisdifferenzgewinne erzielten. Frequenzregelungs-Nebenleistungen (FCAS) trugen etwa 2 % bei, weitere rund 254.000 AUD stammten aus Frequenzleistungszahlungen, mit denen Geräte belohnt werden, die zur Korrektur von Frequenzabweichungen im Netz beitragen. Innerhalb der FCAS entfielen 57 % auf Regelleistungen und 43 % auf Notfallleistungen.

Auch zwischen den Regionen gab es Unterschiede bei den Erlösen der Speichersysteme. Die 17 Systeme in New South Wales erzielten zusammen etwa 11,87 Mio. AUD und lagen damit an der Spitze der vier erfassten Regionen; Victoria folgte mit 10,60 Mio. AUD, Queensland mit 8,49 Mio. AUD und South Australia mit 6,66 Mio. AUD. Bei einer normierten Betrachtung nach installierter Leistung und Kapazität schnitt South Australia besonders gut ab: Der Erlös pro Leistungseinheit erreichte 5.839 AUD/MW, der Erlös pro Kapazitätseinheit 3.523 AUD/MWh.

Das Batteriespeichersystem Eraring von Origin Energy belegte mit einem Monatserlös von 2,63 Mio. AUD den ersten Platz, Orana BESS folgte mit 2,06 Mio. AUD auf dem zweiten Platz und Melbourne Renewable Energy Hub Connection A3 mit 1,86 Mio. AUD auf dem dritten Platz. Das Projekt Eraring befindet sich in New South Wales; seine erste Phase mit 460 MW/1.770 MWh nahm im Januar 2026 den kommerziellen Betrieb auf. In der anschließenden zweiten Phase sind zusätzliche 240 MW/1.030 MWh geplant; nach Fertigstellung aller angekündigten Phasen wird die Speicherkapazität des Projekts 3.160 MWh erreichen.

Auch die Speicherdauer beeinflusst den Erlös pro Leistungseinheit. Daten von NEMPulse zeigen, dass im Oktober dreistündige Speichersysteme einen Erlös pro Leistungseinheit von 5.635 AUD/MW erzielten, Systeme mit vier Stunden und mehr 5.525 AUD/MW; beide lagen über den 3.572 AUD/MW von zweistündigen Systemen und den 2.713 AUD/MW von einstündigen Systemen. Dies deutet darauf hin, dass Systeme mit längerer Dauer unter den Marktbedingungen des Berichtsmonats höhere Markterlöse pro Leistungseinheit erzielten.

NEMPulse veröffentlicht Schätzungen des Bruttomarkterlöses auf Basis öffentlich zugänglicher Dispatch-Daten des Australian Energy Market Operator (AEMO); diese entsprechen nicht dem tatsächlichen Betriebserlös der Projekte. Die Statistik berücksichtigt keine Erlöse oder Abrechnungsmechanismen aus langfristigen Verträgen, Hedge-Vereinbarungen und Netzdienstleistungsprogrammen, sodass die endgültigen kommerziellen Erträge der einzelnen Projekte von den Schätzwerten abweichen können. Die Plattform schätzt zudem, dass die tatsächliche Erlösvereinnahmungsquote der Batteriespeicherflotte bei der Energiearbitrage im Oktober etwa 38 % der theoretischen Benchmark einer perfekten Prognose betrug. Dies zeigt, dass Strompreisprognosen, Dispatch-Strategien, vertragliche Beschränkungen und Netzbetriebsbedingungen die Fähigkeit von Speicheranlagen beeinflussen, Marktchancen tatsächlich zu nutzen.