Australien macht bedeutende Fortschritte beim Ausbau seiner Energiespeicherinfrastruktur. Aktuell sind 244 Gemeinschaftsbatteriesysteme (BESS) an die nationalen Verteilnetze angeschlossen. Diese Entwicklung, bestätigt durch den jüngsten Export Services Network Performance Report des Australian Energy Regulator (AER), zeigt einen klaren Weg zur Integration dezentraler und verbrauchernaher Energieressourcen im ganzen Land auf.
Die zunehmende Verbreitung dieser Batteriespeicher ist entscheidend, um das Stromnetz zu stabilisieren und die Nutzung lokaler erneuerbarer Energien zu maximieren. Sie spielen eine wichtige Rolle bei der Bewältigung der Herausforderungen, die der Übergang zu einer grüneren Energiezukunft mit sich bringt.
Wichtige Erkenntnisse
- 244 Gemeinschaftsbatteriesysteme sind bereits an Australiens Verteilnetze angeschlossen.
- Verteilnetzbetreiber besitzen den Großteil der Systeme (189 von 244).
- Queensland und New South Wales führen den Ausbau an.
- Batterien bieten vielfältige Funktionen: Speicherung, Netzstützung, Teilnahme am Energiemarkt.
- Regierungsprogramme wie das 'Cheaper Home Batteries Program' treiben den Ausbau voran.
Wachstum und Besitzverhältnisse bei Gemeinschaftsbatterien
Die Gemeinschaftsbatterien bilden ein wachsendes Segment der australischen Energiespeicherinfrastruktur. Sie bieten nicht nur Unterstützung für das Stromnetz, sondern ermöglichen auch die Integration lokaler erneuerbarer Energien. Ein genauer Blick auf die Besitzverhältnisse zeigt, dass Verteilnetzbetreiber eine zentrale Rolle spielen.
Von den 244 installierten Systemen sind 189 im Besitz von Verteilnetzbetreibern. Diese sind auf 14 verschiedene Netze verteilt. Dieses Muster unterstreicht den strategischen Wert dieser Anlagen für das Netzmanagement. Sie helfen bei der Entlastung von Engpässen und der Spannungsregelung.
Faktencheck
- Anzahl der Gemeinschaftsbatterien: 244
- Davon im Besitz von Netzbetreibern: 189
- Anzahl der privaten Systeme: 55
Die verbleibenden 55 Systeme sind in Privatbesitz. Dies deutet auf ein wachsendes kommerzielles Interesse an Speicherprojekten hin. Private Systeme können an verschiedenen Einnahmequellen durch sogenannte 'Value Stacking'-Vereinbarungen teilhaben. Dies macht sie wirtschaftlich attraktiv.
Geografische Verteilung und Kapazitätsprofile
Die geografische Verteilung der Gemeinschaftsbatterien in Australien ist unterschiedlich. Queensland führt den Ausbau an. Dort betreibt Energex 53 Anlagen und Ergon Energy 13 Einheiten. New South Wales folgt mit 54 Systemen von Endeavour Energy und 22 Installationen von Ausgrid. Diese Konzentration in den östlichen Bundesstaaten ist auf die höhere Durchdringung erneuerbarer Energien und die damit verbundenen Netzengpässe in diesen Regionen zurückzuführen.
Die Kapazitätsprofile der Netze zeigen unterschiedliche Betriebsstrategien. Ergon Energy hat größere Systeme installiert, die auf längere Speicherzeiten ausgelegt sind. Ihre 13 Anlagen haben im Durchschnitt 5.562 kWh pro System, insgesamt 72.300 kWh. Im Gegensatz dazu konzentriert sich Endeavour Energy mit 54 Installationen, die durchschnittlich jeweils 5.200 kWh Kapazität bieten, eher auf Spitzenlastmanagement und Frequenzregulierungsdienste.
"Gemeinschaftsbatterien sind ein Eckpfeiler für die Energiewende. Sie ermöglichen es uns, lokale Solarenergie effizient zu nutzen und gleichzeitig das Netz stabil zu halten", erklärt ein Sprecher des AER.
Vielfältige Funktionen und Einnahmequellen
Gemeinschaftsbatterien erfüllen im australischen Energiesystem mehrere wichtige Funktionen. Sie können lokal erzeugten Solarstrom speichern. Dies geschieht in Zeiten hoher Erzeugung und geringer Nachfrage. Dadurch wird die Abregelung von Exporten reduziert und die Nutzung erneuerbarer Energien maximiert.
Der gespeicherte Strom dient der Bedarfssteuerung für private Eigentümer. Er bietet Netzunterstützungsdienste für Verteilnetzbetreiber. Zudem ermöglicht er die Teilnahme an den Großhandels- und Frequenzregelungs-Dienstleistungsmärkten.
Hintergrundinformationen
Das Konzept des 'Value Stacking' ermöglicht es, mehrere Einnahmequellen aus einer einzigen Batterieanlage zu generieren. Dies verbessert die Wirtschaftlichkeit und die Amortisationszeit von Projekten erheblich.
Das Potenzial des 'Value Stacking' schafft vielfältige Einnahmemöglichkeiten für Systembetreiber. Diese Anlagen können Großhandelsstrompreise arbitragieren. Sie bieten Stabilitätsdienste für AEMO (Australian Energy Market Operator). Sie unterstützen das lokale Lastmanagement und bieten Notstrom bei Ausfällen. Die Kombination dieser Einnahmequellen, zusammen mit staatlichen Zuschüssen, verbessert die Projektökonomie und die Rentabilität.
Staatliche Unterstützung und technische Standards
Die australische Regierung fördert den Ausbau von Batteriespeichern aktiv. Das 'Cheaper Home Batteries Program', gestartet am 1. Juli 2025, zielt auf private Installationen ab. Es bietet etwa 30 % Rabatt auf Batteriesysteme, die zusammen mit Photovoltaikanlagen installiert werden. Diese Initiative wird vollständig durch den Kauf von Kleinanlagenzertifikaten finanziert. So entstehen den Verbrauchern keine zusätzlichen Kosten.
Dieses Programm hat bereits 160.000 Batterieinstallationen unterstützt. Dies entspricht einer zusätzlichen Speicherkapazität von über 3,6 GWh. Im Dezember wurde das Programm auf geschätzte 7,2 Milliarden AUD (4,76 Milliarden USD) bis 2030 ausgeweitet. Dies verdreifacht die ursprüngliche Schätzung von 2,3 Milliarden AUD. Das bedeutet, dass weitere 40 GWh Speicherkapazität geschaffen und rund zwei Millionen Haushalte mit Batterien ausgestattet werden sollen.
Entwicklung technischer Standards
- Im August 2024 wurden Änderungen an AS/NZS 4777.2 veröffentlicht.
- Diese betreffen die Netzanforderungen für Energiesysteme über Wechselrichter.
- Sie verbessern Installations- und Konformitätsverfahren für Batteriesysteme.
- Ziel ist eine geeignete Reaktion auf Netzbedingungen und Systemstabilität.
Neben den Förderprogrammen entwickeln sich auch die technischen Standards weiter. Standards Australia veröffentlichte im August 2024 Änderungen an AS/NZS 4777.2. Diese befassen sich mit den Netzanforderungen für Energiesysteme über Wechselrichter. Die Änderungen verbessern die Installations- und Konformitätsverfahren für Batteriesysteme. Sie sollen eine geeignete Reaktion auf Netzbedingungen und die Systemstabilität in verschiedenen Einsatzszenarien gewährleisten.
Dateninfrastruktur und zukünftige Herausforderungen
Das CER Data Exchange Projekt ist eine wichtige Infrastrukturentwicklung für die Koordination von Batteriespeichersystemen. Unter der Leitung von AusNet Services und AEMO wurde die Co-Design-Phase im Mai 2025 abgeschlossen. Dabei wurden Rahmenwerke für den sicheren Datenaustausch zwischen Industrieorganisationen geschaffen. Diese digitale Infrastruktur wird eine bessere Koordination der Verbraucherenergiesysteme, einschließlich Batteriespeicher, für die Energiesystemsicherheit und Flexibilitätsdienste ermöglichen.
Verteilnetzbetreiber berichten über unterschiedliche Auswirkungen der aktuellen Batteriesysteme. Einige Betreiber geben an, dass die derzeitige Durchdringung keine weitreichenden Netzprobleme verursacht. Andere identifizieren spezifische Standorte, an denen Batteriesysteme bei der Spannungsregelung und Netzengpässen helfen. Die geografische Verteilung und die noch relativ moderate Durchdringung tragen zu überschaubaren Netzauswirkungen bei.
Zukunftsprognose
AEMO prognostiziert, dass die Solar-PV-Erzeugung bis 2050 jährlich über 23.000 GWh erreichen wird. Dies ist ein erhebliches Wachstum gegenüber den für 2026 prognostizierten 3.500 GWh.
AEMO prognostiziert ein starkes Wachstum der Solar-PV-Erzeugung auf über 23.000 GWh jährlich bis 2050. Dies schafft erhebliche Möglichkeiten für Speichersysteme, erneuerbare Energieerzeugung zu erfassen und zeitlich zu verschieben. Dadurch werden Abregelungen reduziert und die Netzstabilität verbessert. Die breitere Einführung von CERs und DERs könnte eine entscheidende Rolle bei der Förderung der variablen erneuerbaren Energieerzeugung spielen. Die Regulierung muss sich jedoch anpassen, um den sich ändernden Energiemix zu unterstützen.
Der AER stellt fest, dass sich das regulatorische Umfeld weiterentwickelt. Dies geschieht durch die Umsetzung der National CER Roadmap. Die CER Taskforce treibt 14 von 16 prioritären Arbeitsströmen voran. Diese befassen sich mit technischen Standards, Marktoperationen und Datenaustauschvereinbarungen. All dies unterstützt die Integration von Batteriesystemen auf Haushaltsebene, kommerzieller und gemeinschaftlicher Ebene.
Einige Verteilnetzbetreiber stehen vor Herausforderungen bei der genauen Meldung von Gemeinschaftsbatterieinstallationen. Dies liegt an Sichtbarkeitseinschränkungen bei privat geführten Systemen. Energex und Ergon Energy meldeten nur die im Besitz von Versorgungsunternehmen befindlichen Installationen. Sie waren unsicher, ob privat geführte Batterien unter den aktuellen Definitionen als Gemeinschaftssysteme qualifizierten. Diese Aspekte erfordern weitere Klärung, um ein vollständiges Bild der Speicherlandschaft zu erhalten.
Der Energy Storage Summit Australia 2026, der am 17. und 18. März 2026 in Sydney stattfindet, wird eine wichtige Plattform sein, um diese und weitere Themen zu diskutieren und die Zukunft der Energiespeicherung in Australien zu gestalten.
