Die Economic Regulation Authority (ERA) von Westaustralien hat einen signifikanten Anstieg des Referenzpreises für Reservekapazität vorgeschlagen. Dies betrifft das Kapazitätsjahr 2028-29 und spiegelt die wachsende Bedeutung von Batteriespeichersystemen wider. Der vorgeschlagene Preis liegt bei 491.700 Australischen Dollar (AUD) pro Megawatt (MW) pro Jahr. Dies ist eine Steigerung von 36 Prozent gegenüber dem aktuellen Satz von 360.700 AUD/MW.
Dieser Schritt unterstreicht die Bemühungen des Bundesstaates, sein Stromnetz auf erneuerbare Energien umzustellen. Die neuen Spezifikationen für Batteriesysteme sind dabei ein zentraler Faktor. Die Preisänderung soll Investitionen in neue Kapazitäten fördern und die Zuverlässigkeit der Stromversorgung sichern.
Wichtige Erkenntnisse
- Referenzpreis steigt um 36% auf 491.700 AUD/MW für 2028-29.
- Längere Speicherdauer von 1.200 MWh ist Haupttreiber der Kosten.
- Kosten für Batteriemodule machen 34% der Kapitalkosten aus.
- Ziel ist die Förderung von Investitionen in Energiespeicher.
- Verbraucher finanzieren Mechanismus über Stromrechnungen mit.
Neuer Referenzpreis für Reservekapazität
Die ERA hat ihren Entwurf für die Preisbestimmung veröffentlicht. Dieser Entwurf legt die Preise für Spitzen- und flexible Reservekapazität fest. Grundlage ist ein hypothetisches Lithium-Ionen-Batteriespeichersystem mit 200 MW Leistung und 1.200 MWh Kapazität. Dieses System ist an das South-West Interconnected System (SWIS) angeschlossen.
Was ist das SWIS?
Das SWIS ist das wichtigste, geografisch isolierte Stromnetz in Westaustralien. Es versorgt über 1,1 Millionen Kunden in Perth sowie in Städten wie Kalbarri, Albany und Kalgoorlie. Western Power betreibt dieses Netz.
Die neuen Referenztechnologie-Spezifikationen sehen eine um 50 Prozent längere Speicherdauer vor. Bisher waren 800 MWh erforderlich, nun sind es 1.200 MWh. Dies hat erhebliche Kostenauswirkungen auf den Kapazitätsmarktmechanismus. Dieser Mechanismus stellt sicher, dass ausreichend Erzeugungs- und Speicherkapazitäten im Primärstromnetz Westaustraliens vorhanden sind, um die Nachfrage der Verbraucher zu decken.
Treiber des Preisanstiegs
Die ERA hat drei Hauptfaktoren identifiziert, die zu dem erheblichen Preisanstieg beitragen. Der wichtigste Treiber ist die erweiterte Anforderung an die Batteriespeicherkapazität. Sie stieg von 800 MWh auf 1.200 MWh. Dies spiegelt die sich entwickelnden Netzanforderungen Westaustraliens für Energiespeicher mit längerer Dauer wider.
Dies steht im Einklang mit den Zielen der Landesregierung für die Energiespeicherindustrie. Diese hat in jüngsten Förderrunden für saubere Energie die Langzeitenergiespeicherung priorisiert. Sie erkennt die Rolle dieser Technologie bei der Bewältigung der Herausforderungen der Integration erneuerbarer Energien an.
Kostenfaktoren im Überblick
- Erhöhte Speicherkapazität: Von 800 MWh auf 1.200 MWh.
- Steigende Inputkosten: Fracht, Materialien, Arbeitskräfte.
- Höhere Übertragungsanschlusskosten: Festkapitalgebühr.
Steigende Inputkosten für Fracht, Materialien und Arbeitskräfte verstärken die Auswirkungen der Speicherkapazitätserweiterung. Zudem erhöhen gestiegene Kosten für den Übertragungsanschluss, einschließlich der festen Kapitalgebühr, den Referenzpreis zusätzlich.
Kostenstruktur und Investitionen
Die detaillierte Kostenaufschlüsselung zeigt, dass Lithium-Ionen-Batteriemodule den größten Anteil an den Gesamtkapitalkosten haben. Sie machen 34 Prozent der Kosten aus, was 246,7 Millionen AUD entspricht. Die gesamten Kapitalkosten belaufen sich auf 623,8 Millionen AUD.
Die gesamten Baukosten machen 19 Prozent des Referenzpreises aus, also 140,2 Millionen AUD. Die Kapitalkosten für den Übertragungsanschluss, einschließlich der festen Kapitalgebühr, tragen 7 Prozent bei, was 54 Millionen AUD entspricht.
„Die erweiterte Batteriespeicheranforderung ist der bedeutendste Treiber des Preisanstiegs. Sie spiegelt die sich entwickelnden Netzanforderungen Westaustraliens für längerfristige Energiespeicherung wider.“
Diese Preisentwicklung setzt die Evolution des Kapazitätsmarktes in Westaustralien fort. Frühere Anpassungen hatten bereits Batteriespeichersysteme gegenüber traditionellen Gaskraftwerken priorisiert.
Betrieb und Wartung
Die ERA-Referenzspezifikation geht von einer Betriebslebensdauer von 15 Jahren aus. Die festen Betriebs- und Wartungskosten belaufen sich auf insgesamt 14,1 Millionen AUD jährlich. Dies entspricht 14 Prozent des gesamten Referenzpreises.
Die Methodik der ERA folgt dem „Benchmark Reserve Capacity Prices Wholesale Electricity Market Procedure“. Sie berücksichtigt Daten und Analysen von Beratern wie GHD Advisory, Western Power und Landgate.
Wichtige Zahlen
- Gesamtkapitalkosten: 623,8 Mio. AUD
- Kosten für Batteriemodule: 246,7 Mio. AUD (34%)
- Baukosten: 140,2 Mio. AUD (19%)
- Übertragungsanschlusskosten: 54 Mio. AUD (7%)
- Jährliche Betriebs- & Wartungskosten: 14,1 Mio. AUD (14%)
Der vorgeschlagene Preis von 491.700 AUD/MW bildet die Einnahmegrundlage für Kapazitätsanbieter. Diese nehmen am Reservekapazitätsmarkt Westaustraliens für das Kapazitätsjahr 2028-29 teil, das von Oktober 2028 bis Oktober 2029 läuft.
Auswirkungen auf den Markt und die Verbraucher
Alle Inhaber von Kapazitätsgutschriften, einschließlich Batteriespeichersysteme und Demand-Response-Programme, erhalten Kapazitätszahlungen. Diese basieren auf ihren zertifizierten Kapazitätsbeiträgen. Der Preismechanismus soll ausreichend Einnahmen liefern, um Investitionen in Kapazitäten zu fördern. Gleichzeitig soll er die Systemzuverlässigkeit für die Stromverbraucher aufrechterhalten. Diese finanzieren den Reservekapazitätsmechanismus letztendlich über ihre Stromrechnungen mit.
Der Energiespeichermarkt Westaustraliens zeigt eine erhebliche Aktivität über mehrere Technologien hinweg. Dazu gehören Vanadium-Redox-Flow-Batterieprojekte. Ein Beispiel ist die 500 MWh Kalgoorlie-Anlage, die von der Landesregierung vorgeschlagen und derzeit ausgeschrieben wird. Hier liegt der Schwerpunkt auf der Entwicklung lokaler Lieferketten.
Die ERA bittet um Rückmeldungen von Interessengruppen zum Entwurf der Preisbestimmung. Dieser Konsultationsprozess wird die endgültige Festlegung des Referenzpreises beeinflussen. Einreichungen sind bis zum 13. Februar 2026, 16:00 Uhr WST, möglich.
Der Energy Storage Summit Australia 2026 findet am 18. und 19. März in Sydney statt. Dort werden wichtige Themen wie das Capacity Investment Scheme, Langzeitenergiespeicherung und Einnahmequellen für Batteriespeichersysteme diskutiert.
