Australiens Großhandelsstrommarkt erfuhr 2025 eine spürbare Entlastung durch den Ausbau erneuerbarer Energien und Batteriespeicher. Dies geht aus dem jüngsten Bericht des Australian Energy Regulator (AER) hervor. Obwohl die Preise im Vergleich zu 2024 sanken, blieben sie in Spitzenzeiten und nachts über dem Niveau von vor 2022. Der Markt verändert sich grundlegend.
Wichtige Erkenntnisse
- Großhandelspreise sanken 2025, blieben aber abends und nachts über dem Niveau von 2021.
- Batteriespeicherleistung stieg von 2,2 GW Anfang 2025 auf 6,1 GW Ende 2025.
- Batteriespeicher setzten 2025 in 16,3 % der Fälle den Großhandelspreis.
- FCAS-Kosten fielen 2025 auf den niedrigsten Stand seit 2016.
- 6 GW Kohlekapazität sollen in den nächsten drei Jahren vom Netz gehen.
Marktumwandlung durch neue Technologien
Der AER-Bericht zum Großhandelsstrommarkt 2026 zeigt, dass sich der National Electricity Market (NEM) in Australien von einem einzigen Markt in viele regionale Märkte wandelt. Das Ergebnis hängt zunehmend davon ab, ob zu bestimmten Zeiten und an bestimmten Orten ausreichend flexible Kapazitäten, wie etwa Speicher, verfügbar sind.
Die Verbesserung der Abendspitzenpreise ist teilweise auf eine Zunahme mittelpreisiger Angebote durch neue Batteriespeichersysteme zurückzuführen. Auch gab es weniger sehr hochpreisige Ereignisse. Die Tagespreise fielen stärker, angetrieben durch günstige Angebote aus neuer Wind- und Solarstromerzeugung. Die Ladeleistung von Batterien beeinflusst die Preisergebnisse in diesen Stunden zunehmend.
Faktencheck: Batteriespeicher-Wachstum
Anfang 2021 gab es im NEM nur fünf Batteriespeichersysteme im Versorgungsmaßstab mit insgesamt 261 MW. Ende 2025 erreichte die installierte Batteriespeicherleistung 6,1 GW, ein deutlicher Anstieg von 2,2 GW allein im selben Jahr.
Batteriespeicher dominieren zunehmend die Preisgestaltung
Batteriespeicher übernehmen eine immer größere Rolle bei der Preisgestaltung im australischen Strommarkt. Im Jahr 2025 legten Batteriespeicher und die damit verbundene Ladeleistung in 16,3 % der Fälle den Großhandelspreis im NEM fest. Im Jahr 2021 waren es noch etwa 1 %.
Dies verdrängt Gas und Wasserkraft als häufigere Preisgestalter. Während der Abendspitze setzten Batteriespeichersysteme in Queensland 2025 in 25,5 % der Fälle den Preis. Vier Jahre zuvor lag dieser Wert bei etwa 1 %.
„Der NEM wandelt sich von einem Markt in viele verschiedene Märkte innerhalb jeder Region. Die Ergebnisse hängen zunehmend davon ab, ob zu den spezifischen Zeiten und Orten, an denen sie benötigt werden, genügend flexible Kapazitäten, einschließlich Speicher, verfügbar sind.“ – Australian Energy Regulator (AER)
Veränderung der Erlösströme
Mit dem Wachstum der installierten Leistung stieg auch die durchschnittliche Dauer der in den Markt eintretenden Batteriespeichersysteme. Fast zwei Drittel der installierten Kapazität haben mittlerweile eine Dauer von mindestens zwei Stunden. Diese Verschiebung hat auch die Herkunft der Einnahmen von Batteriespeichern verändert. Energiemärkte machten 2025 rund 80 % der Spotmarkterlöse von Batterien aus. Früher dominierten Frequenzregelungs- und Hilfsdienstleistungen (FCAS) die Einnahmen.
Hintergrund: FCAS-Märkte
FCAS (Frequency Control Ancillary Services) sind Dienste, die die Stabilität des Stromnetzes gewährleisten, indem sie die Frequenz auf einem konstanten Niveau halten. Batteriespeicher können hierbei schnell reagieren und bieten diese Dienste effizient an. Die Kosten für FCAS sanken 2025 auf den niedrigsten Stand seit 2016, was ebenfalls auf den Beitrag von Batteriespeichersystemen zurückzuführen ist.
Herausforderungen und Ausblick
Obwohl die Konzentration auf dem Markt während der Spitzenzeiten durch neue Batteriespeicherkapazitäten abnimmt, warnt der Regulierer vor anhaltenden Risiken. Die Wettbewerbsrisiken konzentrieren sich zunehmend auf bestimmte Zeiten, Dienstleistungen und Orte. Nachts und während der Abendspitze, wenn die Solarleistung gering ist, bleibt der Wettbewerb eingeschränkter. Dann ist das System stärker auf steuerbare Erzeugung angewiesen.
Der AER identifizierte 6,5 GW zugesagter Batteriespeicherleistung in der Pipeline, die meisten mit mindestens 2 Stunden Dauer. Weitere 11,3 GW werden erwartet. Die wichtigste Empfehlung des Regulierers ist, dass sich die politische Aufmerksamkeit auf die Reduzierung des nächtlichen und abendlichen Preisdrucks konzentrieren muss.
- 6,5 GW zugesagte Batteriespeicherleistung in der Pipeline.
- 11,3 GW weitere erwartete Leistung.
- Die meisten neuen Systeme haben eine Dauer von mindestens 2 Stunden.
Batteriespeichersysteme und Wasserkraft machen den Großteil der kurzfristig zugesagten Kapazität aus. Sie eignen sich jedoch besser zur Entlastung des Abendspitzendrucks als für nächtliche Bedingungen. Hier spielt Windkraft eine wichtigere Rolle, die jedoch eigene Genehmigungs- und Lieferherausforderungen mit sich bringt.
Kohleausstieg und Systemstabilität
In den nächsten drei Jahren sollen 6 GW Kohlekapazität aus dem NEM ausscheiden. Diese konzentrierten Rücknahmen erhöhen das Risiko von Marktvolatilität und Versorgungsdruck. Dies gilt insbesondere, wenn Ersatzkapazitäten, einschließlich Langzeitspeicher, Windkraft und Übertragungsleitungen, nicht rechtzeitig an den benötigten Orten zur Verfügung stehen.
Australien gehört weltweit zu den führenden Märkten beim Verschieben von Solarenergie in Nicht-Sonnenstunden. Im Jahr 2025 wurden ausreichend Batteriespeicher installiert, um 60 % der neuen täglichen Solarstromerzeugung in andere Tageszeiten zu verschieben. Nur Bulgarien und Chile lagen hier global noch davor. Trotz des Umfangs der jüngsten Batteriespeicher-Implementierung ist der Übergang laut AER-Bericht noch nicht abgeschlossen.
Diese Entwicklung zeigt, wie entscheidend eine koordinierte Strategie für den weiteren Ausbau erneuerbarer Energien und Speichersysteme ist, um die Stabilität und Wettbewerbsfähigkeit des australischen Strommarktes zu gewährleisten.
