Westaustralien erhöht Speichervorgabe vor dem Ausstieg aus der Kohleverstromung
AEMO vergütet Batterien in Westaustralien künftig für die volle Kapazität, wenn sie sieben Stunden liefern können. Bis Mitte der 2030er-Jahre könnte die Vorgabe auf 8,5 Stunden steigen, während 2035 eine Versorgungslücke von 2.161 MW droht.
Sieben Stunden werden zum neuen Kapazitätsmaßstab
Westaustralien richtet seinen Strommarkt auf länger laufende Batteriespeicher aus, da Kohlekraftwerke stillgelegt werden und die erwartete Versorgungslücke wächst. Laut Renew Economy gewährt der Australian Energy Market Operator (AEMO) im jüngsten WEM ESOO volle Kapazitätsgutschriften für Batterien, die sieben Stunden lang Strom liefern können.
Entwickler dürfen weiterhin Speicher mit kürzerer Laufzeit bauen. Vergütet wird dann jedoch nur der Anteil des siebenstündigen Zeitfensters, den die Anlage abdecken kann. Der Mechanismus schafft damit einen direkten finanziellen Anreiz für längere Speicherdauern, statt Projekte ausschließlich für kurze Phasen hoher Großhandelspreise auszulegen.
Westaustralien betreibt einen Kapazitätsmarkt, in dem AEMO für jedes Megawatt gesicherter und verfügbarer Leistung zahlt. Das unterscheidet das System von Märkten, die sich vor allem auf Großhandelspreise stützen. Das isolierte Netz kann im Notfall keinen Strom aus Nachbarstaaten beziehen. Zugleich sind die Möglichkeiten für Pumpspeicher begrenzt, wodurch Batterien und steuerbare Erzeugung wichtiger werden.
Höhere Vergütung trifft auf wachsende Stromlücke
Der Wert der Kapazitätsgutschriften für Batterien steigt um 35 %. Nach Angaben von Renew Economy erhöht sich die Zahlung von 360.700 $ je MW und Jahr 2026-27 auf 488.500 $ im darauffolgenden Jahr. Die Wirtschaftsregulierungsbehörde legte ihrer Berechnung die geschätzten Bau- und Anschlusskosten einer Batterie mit 200 MW/1.200 MWh und sechs Stunden Laufzeit entlang der Übertragungsleitung Clean Energy Link North zugrunde.
Die Teilnahme ist freiwillig, doch die Marktbedingungen machen die Kapazitätserlöse für die Finanzierung wichtig. Der Spot-Großhandelspreis ist auf 1.500 $/MW begrenzt. Zudem verfügt der Staat laut Renew Economy nur über einen kleinen Kreis potenzieller Stromabnehmer. Ohne Kapazitätszahlungen lässt sich der Bau großer Speicher daher schwerer wirtschaftlich darstellen.
Das WEM ESOO 2026 erwartet bis 2035 eine mögliche Versorgungslücke von 2.161 MW. Die staatlichen Kohlekraftwerke sollen bis 2030 schließen. Ab 2031 folgen das private Kohlekraftwerk Bluewaters und das Synergy-Gasturbinenkraftwerk Pinjar. Werden rund 600 MW bereits erwarteter Kapazität fristgerecht gebaut, verschiebt sich das Risiko von Engpässen auf 2031. Für 2035 sieht AEMO dennoch eine mögliche Lücke von 1,6 GW, die durch noch nicht verbindlich beschlossene oder im Bau befindliche Projekte gedeckt werden muss.
Projektpipeline erfüllt die längere Laufzeit noch nicht
Westaustralien hat Lithium-Ionen-Speicher schnell ausgebaut. Die Batterien von Neoen und Synergy in Collie, die das dortige Kohlekraftwerk ersetzen sollen, sind laut Renew Economy die größten in Betrieb befindlichen Lithium-Ionen-Batterien Australiens. Renewmap führt 78 Batterieprojekte in unterschiedlichen Entwicklungsphasen auf, doch nur 12 erreichen mindestens sieben Stunden. Darunter befindet sich ein Druckluftkonzept; bei weiteren 25 Projekten ist keine Speicherdauer angegeben.
AEMO rechnet damit, dass die vergütete Laufzeit Mitte der 2030er-Jahre auf acht oder 8,5 Stunden steigen könnte. Zamien Sumich, Geschäftsentwicklungsleiter bei VSUN Energy, hält diese Entwicklung für konservativ und erwartet, dass der Markt bis zum Ende des Jahrzehnts mehr als zehn Stunden verlangen könnte. VSUN entwickelt Vanadium-Redox-Flow-Batterien und bietet für ein staatlich unterstütztes Zehn-Stunden-Projekt in Kalgoorlie.
Längere Speicherdauer allein beseitigt das Versorgungsrisiko nicht. AEMO warnt, dass Batterien nur ausreichend geladen schnell reagieren können. Steigender Verbrauch und höhere Lastspitzen könnten dazu führen, dass Großspeicher bei einem plötzlichen Bedarfssprung nicht genügend Energie bereithalten. Westaustralien braucht deshalb neben Speichern zusätzliche Erzeugung sowie Investitionen in Netze und Technologien für länger anhaltende Leistung.