La versión de noviembre de 2025 del pronóstico de ingresos por baterías de Modo Energy para el NEM ya está disponible. Esta actualización incorpora nuevas funciones de pronóstico: ya es posible analizar la co-ubicación solar, contratos de cobertura (cap contracts) y opciones de ciclos máximos anuales en la terminal.
Además, hemos revisado nuestras suposiciones para:
- Demanda de centros de datos;
- Fechas de construcción y retiro de generación;
- Perspectivas de capacidad de baterías residenciales;
- Precios de materias primas.
El índice ME NEM BESS se ha utilizado para recalibrar el pronóstico y reflejar el comportamiento real de las operaciones con baterías.
Para obtener más información sobre el pronóstico, consulta nuestra metodología o agenda una demostración.
Resumen ejecutivo:
Nuevas funciones de pronóstico disponibles:
- Proyectos híbridos de solar y almacenamiento (acoplados en AC y DC);
- Opción de incluir el valor de contratos de cobertura en los ingresos pronosticados;
- Optimización mejorada de ciclos usando el máximo anual de ciclos.
Cambios en los insumos
- La capacidad de baterías residenciales aumentará a 6 GW para 2030, con incrementos correspondientes en almacenamiento coordinado que reducirán parte del valor para el almacenamiento a gran escala.
- La demanda de grandes cargas industriales en Australia del Sur se duplicará entre 2029 y 2034. La demanda total aumentará un 8% para 2035 en esta edición respecto a la anterior. Esto respalda los diferenciales en SA a mediano plazo.
- La demanda de centros de datos aumentará 4 veces para 2030, apoyando los diferenciales a corto plazo especialmente en Nueva Gales del Sur.
- Precios más bajos de materias primas y LGC (reducción del 2-6% para gas y carbón y del 45% para LGCs).
- Cambios en los retiros de plantas térmicas y retrasos en las fechas de finalización de hidroeléctricas de bombeo y nuevas transmisiones.
Nuevas funciones de pronóstico
La edición de noviembre de 2025 ahora incorpora varias funciones nuevas, incluyendo:
Proyectos híbridos de solar y almacenamiento
Los pronósticos ahora admiten proyectos híbridos acoplados tanto en AC como en DC (ver proyectos híbridos), donde el modelo co-optimiza las operaciones de baterías y solar para maximizar los ingresos totales del sitio.
Contratos de cobertura (cap contracts)
Los contratos de cobertura son derivados financieros que protegen a los compradores frente a la volatilidad de los precios de la energía. Cuando el precio mayorista supera el precio de ejercicio (normalmente $300/MWh), el vendedor devuelve la diferencia entre el precio mayorista y el de ejercicio al comprador. A cambio de ofrecer este seguro, el vendedor recibe una prima inicial al comienzo del trimestre. Esta fuente de ingresos ayuda a estabilizar los flujos de caja trimestrales y aumenta la previsibilidad de ingresos. Históricamente, esta prima a menudo superó la responsabilidad, haciendo rentable vender contratos de cobertura.
Las baterías pueden ser la tecnología ideal para cubrir caps gracias a su rápida respuesta y flexibilidad de despacho. Normalmente, las baterías se despachan durante eventos de precios altos cuando se activan los caps, lo que les permite cubrir su propia responsabilidad mediante ingresos del mercado spot.
Ahora los usuarios pueden incluir el valor de la comercialización de contratos de cobertura en los pronósticos, tanto la prima de cap (en $/MW) como el número de contratos vendidos (en MW). Este último se calcula según la duración de la batería modelada en relación con la duración de los eventos de volatilidad cada trimestre.
Ciclos máximos anuales mejoran las decisiones de despacho de baterías
La mayoría de las garantías de baterías especifican un número máximo de ciclos de carga-descarga por año, o un promedio diario. Hemos reemplazado el parámetro de ciclos diarios máximos del pronóstico por uno anual, para reflejar mejor estas garantías. Los ciclos se optimizan a lo largo del año en función de este parámetro, resultando en ingresos óptimos.
Se espera que la dinámica de aislamiento FCAS impacte positivamente los ingresos durante 2026
Las interrupciones en líneas de transmisión han generado importantes oportunidades de ingresos FCAS. Desde 2023, las interrupciones representaron el 19% de los ingresos para baterías en Queensland y el 23% en Australia del Sur. El pronóstico ahora simula picos de precios por aislamiento FCAS y eventos extremos de precios FCAS.
Esto incrementa los ingresos FCAS en 2026, pero a partir de 2027 el impacto es mínimo ya que una gran cartera de BESS satura estos mercados poco profundos (<100 MW de volumen de despacho). El mayor nivel de interconexión regional, como el Proyecto EnergyConnect, también reduce el riesgo de aislamiento.
Tendencias de inversión en centros de datos y minería elevan la demanda un 10%
El auge de la inversión en IA ha convertido a los centros de datos y su consumo energético en un tema clave para el futuro energético. En el año fiscal 2025, los centros de datos consumieron 4 TWh de energía, alrededor del 2,2% de la demanda total de la red.
Hemos actualizado nuestro pronóstico de demanda de centros de datos para alinearlo con el último Electricity Statement of Opportunities (ESOO), usando el escenario de centros de datos. En este escenario, la demanda se cuadruplica para 2030 y sigue aumentando fuertemente hasta mediados de la década de 2030 y hasta 2055.
Australia del Sur experimentará el mayor crecimiento de demanda, impulsado por la reciente inversión de BHP de 840 millones de dólares en proyectos mineros en Olympic Dam. La demanda industrial en Australia del Sur se duplicará entre 2029 y 2034, alcanzando un máximo de 7,8 TWh antes de estabilizarse.
La expansión de centros de datos y minería incrementa la demanda total en el NEM un 8% en 2035. Se proyecta que continúe creciendo, llegando a un 10% más alto en la década de 2040.
El crecimiento de baterías residenciales podría reducir el valor para el almacenamiento a gran escala
La capacidad de baterías residenciales en el NEM casi se triplicará hasta 6 GW en 2030, impulsada por la rápida adopción del programa gubernamental de Baterías para el Hogar Más Baratas. Lanzado el 1 de julio de 2025, este programa subvenciona el costo de sistemas de baterías residenciales en un 30%. Según el informe trimestral del Mercado de Carbono de la CER (Q2), ya se han presentado más de 55,000 solicitudes.
- Nueva Gales del Sur y Victoria: esto duplica los incentivos actuales para instalar una batería residencial, para un sistema de costo promedio.
- Queensland: el programa reemplaza un incentivo previo de reembolso de $3,000-4,000 para instalaciones de baterías, cerrado en mayo de 2024.
- Australia del Sur: se suma al subsidio existente de $2,000 del Home Battery Scheme.
Este cambio brinda a los consumidores mayor acceso a incentivos de Planta de Energía Virtual (VPP) en todo el país, especialmente en Nueva Gales del Sur, donde el incentivo para unirse a una VPP se duplicó el 1 de julio. Se espera que una proporción creciente se conecte a VPPs para aprovechar estos beneficios a medida que más baterías residenciales entren en funcionamiento.
Los precios de las materias primas en Australia bajan, en línea con tendencias globales
Ahora utilizamos el informe final 2025 de Insumos, Supuestos y Escenarios (IASR) de AEMO en lugar del Borrador 2 anterior para los precios anuales de materias primas a nivel de planta. También hemos actualizado los precios para nuevas instalaciones.
Cambios en los plazos de construcción y retiro a corto y mediano plazo
Los cronogramas de construcción y retiro de transmisión y generación se han actualizado utilizando la Información de Generación del NEM y anuncios recientes del mercado.
El cronograma revisado de Transmission Company Victoria sitúa la finalización de VNI West (Victoria - Nueva Gales del Sur, 1,9 GW) a fines de 2030, por lo que asumimos una puesta en marcha en 2031.
Hemos retrasado la puesta en marcha del Phoenix Pumped Hydro Project (Nueva Gales del Sur, 800 MW) de 2029 a 2031, comenzando la construcción en 2027 en vez de 2025.
También han cambiado varias fechas de retiro:
- Torrens Island B (Australia del Sur, 800 MW OCGT): retiro retrasado de 2026 a mediados de 2028, tras un acuerdo de financiación del gobierno estatal con AGL para mantener la seguridad energética.
- Eraring (Nueva Gales del Sur, 1,4 GW carbón): dos de sus cuatro unidades se retirarán en 2029 en vez de 2027. Tomamos esta posición ante la incertidumbre sobre las discusiones de extensión de Origin Energy con el gobierno de NSW.
- Gladstone (Queensland, 1,6 GW carbón): aunque CS Energy anunció un posible cierre en 2029, anticipamos posible intervención gubernamental. Por lo tanto, proyectamos el retiro de dos de seis unidades en 2032 y el resto en 2035.
Finalmente, hemos actualizado la cartera de BESS utilizando los últimos datos de la base de activos de Modo Energy.
