Australiens Batterie-Boom — was ein Energy-Only-Markt über Flexibilität lehrt

Australiens Batterie-Boom: Was ein Energy-Only-Markt über Flexibilität lehrt

Foto: Solarpark Mount Majura bei Canberra, Australien — via Wikimedia Commons — CC0 / MrMosely

Australien ist gerade das spannendste Freiluftlabor der Energiewelt. Erneuerbare decken einen großen Teil der Erzeugung, und Batteriespeicher werden in einem Tempo zugebaut, das es so noch nirgends gab. Wer wissen will, wie ein Stromsystem funktioniert, wenn Speicher zur tragenden Säule werden, schaut nach Australien. Genau darum ging es in der Folge „Battery Boom Is Upending Australian Power Market Rules" des BloombergNEF-Podcasts „Switched On" vom 24. Juni 2026: Dana Perkins spricht mit den BNEF-Analysten Kobad Bhavnagri und Sahaj Sood über zwei aktuelle Auswertungen des Hauses – „Australia Energy Storage Update 2026: Arbs and Flows" und „Batteries Supercharge Australia's Solar and Wind Economics".

Die Kernbeobachtung ist so einfach wie unbequem: Der Markt, der den Batterie-Boom ausgelöst hat, beginnt seinen eigenen Geschäftsgrund aufzuzehren. Für die deutsche Debatte ist das kein exotisches Detail vom anderen Ende der Welt, sondern ein Lehrstück darüber, wie man Flexibilität ins System holt – und welche Fehler man dabei vermeiden kann.

Der Boom in Zahlen

Das tragende Geschäftsmodell der australischen Großspeicher ist Arbitrage: laden, wenn viel Wind- und Solarstrom im Netz ist und der Preis niedrig oder negativ ist; einspeisen, wenn der Preis in die Höhe schießt. Im Jahr 2024 spielte das den Speichern im National Electricity Market (NEM) rund 165,4 Millionen australische Dollar ein – ein Rekord und mehr als das Dreifache des Vorjahres. Pro Megawatt installierter Leistung waren das etwa 148.000 AUD, ein Plus von 45 Prozent gegenüber 2023; die abgeschöpften Preisspreizungen lagen rund 72 Prozent höher als im Jahr zuvor.

Der Treibstoff dieser Erlöse sind die Preisschwankungen einer wind- und sonnenlastigen Erzeugung. Allein im vierten Quartal 2024 lag der Börsenpreis im NEM in 23,1 Prozent aller Zeitintervalle im negativen Bereich – Mittagsspitzen der Solarerzeugung drücken den Preis unter null. Genau diese Ausschläge sind das Futter der Speicher.

Entsprechend groß sind die Ausbaupläne. BloombergNEF erwartet, dass die installierte Großspeicher-Leistung von rund 2,3 Gigawatt (2024) bis 2035 auf etwa 18 Gigawatt steigt – eine Verachtfachung. Hintergrund ist der Kohleausstieg: Ein Großteil der australischen Kohleflotte könnte bis 2035 vom Netz gehen, und Speicher sollen einen erheblichen Teil der wegfallenden steuerbaren Leistung ersetzen.

Foto: Capital Wind Farm bei Bungendore, New South Wales — diese wind- und sonnenlastige Erzeugung liefert die Preisschwankungen, von denen die Speicher leben. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 3.0 / Ché Lydia Xyang

Was am australischen Modell gut funktioniert

Der NEM ist ein sogenannter Energy-Only-Markt: Vergütet wird nur die tatsächlich gelieferte Kilowattstunde, es gibt keinen zentralen Kapazitätsmarkt, der Kraftwerke fürs bloße Bereitstehen bezahlt. Die Preise dürfen weit nach oben ausschlagen, wenn es knapp wird, und tief ins Negative fallen, wenn Überfluss herrscht.

Dieses Design hat eine große Stärke gezeigt: Es belohnt Flexibilität unmittelbar und in barer Münze. Niemand musste den Speicherbau zentral verordnen – die Preissignale allein machten Batterien zum lohnenden Investment, und der Markt reagierte mit beeindruckendem Zubau. Wo das Signal einen Vermögenswert erreicht, der darauf reagieren kann, entsteht dieser Vermögenswert schnell und in großem Maßstab. Das ist die wichtigste positive Lehre aus Australien.

Grafik: Schematischer Tagesgang von Nachfrage und Erzeugung — die mittägliche Solarspitze drückt den Preis, abends steigt er. Aus diesem Spread leben Speicher. Via Wikimedia Commons — CC BY-SA 4.0 / RCraig09

Was am Modell schwierig wird

Die Kehrseite ist die eigentliche Pointe des Podcasts. Erlöse aus Arbitrage hängen an der Differenz zwischen günstigen und teuren Stunden. Je mehr Batterien laden, wenn es billig ist, und einspeisen, wenn es teuer ist, desto kleiner wird genau dieser Abstand. Die Speicher konkurrieren also zunehmend mit sich selbst – ein klassischer Kannibalisierungseffekt.

In den Marktdaten ist das bereits sichtbar. Marktbeobachter wie Modo Energy berichten, dass die mittlere Preisspreizung im NEM von rund 183 AUD pro Megawattstunde Anfang 2025 auf etwa 121 AUD zusammenschmolz und die Speichererlöse im Winterhalbjahr 2025/26 auf einen Tiefstand fielen. Batterien setzen inzwischen selbst so oft den abendlichen Preis, dass sie ihre eigene Marge drücken.

Hinzu kommt ein zweiter Sättigungseffekt: Lange verdienten Speicher gutes Geld mit Netzdienstleistungen zur Frequenzhaltung (FCAS). Dieser Markt ist heute übersättigt; sein Beitrag zum Speichererlös ist auf einen kleinen Rest geschrumpft, der Großteil der Erlöse stammt mittlerweile aus dem reinen Energiemarkt. Die leicht verdiente Marge der frühen Jahre ist weg.

Und schließlich zeigt Australien, dass ein gutes Preissignal nichts nützt, wenn der Bau stockt. Die Projektpipeline ist riesig, aber Umweltprüfungen und Netzanschluss-Verfahren wirken als Flaschenhals; AEMO und die Branche arbeiten in einer eigenen „Connections Reform Initiative" daran, den Anschluss zu beschleunigen. Weil der reine Energy-Only-Markt für den Ersatz der Kohle keine ausreichende Investitionssicherheit lieferte, hat die Regierung zusätzlich ein staatliches Absicherungsinstrument daraufgesetzt (Capacity Investment Scheme), und eine Marktreform-Kommission prüft, wie verlässliche Erlösrahmen aussehen sollten.

Was das für Deutschland heißt

Auf den ersten Blick sind sich beide Systeme ähnlicher, als man denkt. Auch Deutschland hat im Kern einen Energy-Only-Markt, auch hier fallen die Börsenpreise immer häufiger ins Negative – der bisherige Allzeit-Tiefstwert wurde am 1. Mai 2026 mit −85,5 ct/kWh im Intraday-Handel erreicht. Und auch Deutschland diskutiert gerade, ob und wie ein Kapazitätsmarkt auf den Energy-Only-Markt aufgesetzt werden soll – also dieselbe Frage, an der Australien sich abarbeitet.

Der entscheidende Unterschied liegt darin, was mit dem Überschuss passiert. In Australien wird der billige Mittagsstrom zunehmend von Batterien aufgenommen – das Preissignal erreicht den Speicher, und der reagiert. In Deutschland wird überschüssiger Wind- und Solarstrom in Engpasssituationen vielfach abgeregelt: Er wird also gar nicht erst erzeugt, und der Staat zahlt dafür eine Entschädigung. Das Preissignal erreicht in diesen Stunden kaum einen flexiblen Verbraucher, der es nutzen könnte. Australien verschwendet seinen Überschuss zu wenig; Deutschland verschwendet ihn zu oft.

Welche Fehler Deutschland vermeiden kann

Erstens: nicht alles auf eine Flexibilitätskarte setzen. Australien hat die Flexibilität fast vollständig in eine einzige Anlagenklasse gelenkt – merchant-finanzierte Großspeicher – und sieht nun, wie dieser eine Markt sich selbst sättigt. Wer den Überschuss dagegen auf mehrere Senken verteilt – Speicher und flexible Verbraucher wie ladende Elektroautos –, vermeidet, dass ein einzelnes Geschäftsmodell in seine eigene Marge läuft. Flexible Nachfrage und Speicher sind keine Konkurrenten, sondern ergänzen sich: Je breiter das günstige Stromangebot abgenommen wird, desto effizienter arbeitet das ganze System.

Zweitens: das Preissignal bis zur Anlage durchlassen. Australiens stärkste Lehre ist, dass dort, wo das Signal eine reaktionsfähige Anlage erreicht, diese auch entsteht. In Deutschland erreicht das Überschuss-Signal die flexibelste Großflotte überhaupt – Millionen Elektroautos – heute kaum, weil regulatorische Aufschläge und fehlende Mechanismen dazwischenstehen. Das Potenzial ist da; was fehlt, ist der Weg vom Signal zur Steckdose.

Drittens: den Engpass nicht in die Genehmigung verlagern. Australien zeigt, dass selbst ein perfektes Preissignal verpufft, wenn Anschluss- und Genehmigungsverfahren den Bau ausbremsen. Flexible Nachfrage hat hier einen unterschätzten Vorteil: Wer vorhandene Ladepunkte klüger steuert, braucht keine neuen Leitungen und keine jahrelangen Verfahren. Es geht darum, den Bestand besser auszulasten, nicht darum, mehr zu bauen.

Viertens: einen Kapazitätsmarkt so bauen, dass er Flexibilität nicht erstickt. Australien musste seinem Energy-Only-Markt eine staatliche Absicherung zur Seite stellen, weil die Preissignale allein nicht genug Investitionssicherheit für den Kohleersatz boten. Wenn Deutschland einen ähnlichen Schritt geht, sollte er so ausgestaltet sein, dass er die Preisausschläge zwischen Überfluss- und Knappheitsstunden nicht einebnet – denn von genau dieser Spreizung lebt jede Form von Flexibilität.

Was Deutschland schon weiß – und schon kann

Vieles davon ist hierzulande kein Neuland. Über § 51 EEG entfällt die Förderung bei anhaltend negativen Preisen – Deutschland akzeptiert also bereits, dass Preissignale steuern sollen. Das Problem der negativen Preise ist erkannt und gemessen. Und mit § 13k EnWG existiert bereits ein Instrument, über das überschüssiger, sonst abgeregelter Strom verrechnet werden kann – allerdings bislang ohne, dass diese Energie systematisch an flexible Verbraucher fließt.

Hier setzt unser Vorschlag an. Eine zeitliche Erweiterung des § 13k würde genau jenen Strom, der in Engpassstunden ohnehin abgeregelt würde, an Ladesäulen lenken – also in genau den Stunden, in denen Erzeugung und Nachfrage nicht zusammenpassen und Strom sonst ungenutzt bliebe. Australien hat vorgemacht, dass Flexibilität auf ein klares Signal hin schnell wächst. Es hat zugleich gezeigt, dass man sie auf mehrere Schultern verteilen muss, damit sich ein Markt nicht selbst auffrisst. Die flexibelste Flotte, die Deutschland dafür hat, steht heute schon auf den Höfen und an den Straßen – sie wartet nur auf das Signal.

Quellen

• Battery Boom Is Upending Australian Power Market Rules — BloombergNEF „Switched On", 24.06.2026
• BNEF: Australia's utility-scale BESS uptake to expand eightfold to 18GW in 2035 — Energy-Storage.News
• Australia's battery storage boom collides with regulatory backlog — Energy Tech News
• NEM battery revenues fell to a record low in March 2026 — Modo Energy
• NEM BESS 6-month revenues review: Oct 2025 to Mar 2026 — Modo Energy

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