​La versión de octubre de 2026 del pronóstico de ingresos de Modo Energy para el NEM de Australia ya está disponible en el terminal.

Esta actualización añade cinco configuraciones de activos al pronóstico: solar independiente, eólica independiente y eólica combinada con solar, batería o ambas. También modifica cómo el modelo limita los flujos de red, cómo ofertan las baterías y cómo el almacenamiento de larga duración gestiona su estado de carga a lo largo del año.

Las entradas de transmisión, demanda y costos se actualizan según el ISP final 2026 de AEMO, el ESOO 2026 y el GenCost final 2025-26 de CSIRO. También se han revisado los pronósticos propios de Modo Energy para centros de datos, baterías domésticas y costos de baterías.

Consulta el registro de cambios para ver un desglose de todo lo que ha cambiado en esta versión. Para saber más sobre el pronóstico, revisa nuestra metodología o reserva una demostración.

Actualizaciones clave

• Ya disponibles eólica y solar: la eólica y solar independientes, junto con todos los sitios híbridos (eólica + solar, eólica + BESS, eólica + solar + BESS), pueden pronosticarse en el terminal.
• La transmisión aplica límites de transferencia seguros: los flujos en los corredores intraestatales clave están limitados a lo que la red puede transportar de forma segura ante una contingencia creíble (N-1).
• Las baterías ofertan contra la pila térmica: los BESS siguen las ofertas de la generación de carbón y gas competidora, por lo que sus ofertas siguen el mercado en el que compiten.
• Los cronogramas de transmisión coinciden con el ISP final 2026: los enlaces principales incluyen HumeLink (2027), VNI West (2031) y QNI Connect (2041).
• Demanda y costos según los últimos datos de AEMO y CSIRO: la demanda subyacente es un 2,4% mayor en 2030 que en la versión de julio, y el capex solar de utilidad para 2030 es un 39% más alto.
• Demanda de centros de datos para 2050 aumentó 9% El pronóstico de Modo Energy alcanza 40,1 TWh para 2050, desde 36,8 TWh en la versión de julio.

Nuevas funcionalidades

Pronóstico de eólica, solar y más configuraciones híbridas

La actualización de octubre añade cinco configuraciones de activos al pronóstico del NEM. Esto significa eólica independiente, solar independiente y todas las combinaciones híbridas entre eólica, solar y BESS. A medida que el NEM avanza hacia híbridos y parques energéticos, Modo Energy puede pronosticar los ingresos completos de los proyectos.

Cambios en la modelización del pronóstico

Límites de transferencia segura restringen los flujos en los corredores

El pronóstico aplica los límites de transferencia segura de AEMO a los flujos en 19 corredores, incluyendo rutas dentro de los estados. Estos son los límites publicados por AEMO, establecidos para que la red se mantenga segura tras una contingencia creíble (N-1).

Las baterías ofertan frente al resto de la pila de oferta

Las baterías siguen las ofertas de la generación de carbón y gas que pueden desplazar en cada estado, ofertando justo por debajo de ellas. Las ofertas se adaptan cada día según cambie la pila, con el cierre de carbón y el gas fijando más precios, de modo que el despacho y los ingresos de las baterías pronosticados siguen la flota térmica de cada estado.

El almacenamiento de larga duración sigue un plan anual de estado de carga

La hidroeléctrica de bombeo y otros almacenamientos de larga duración siguen un único plan de estado de carga para todo el año, por lo que cada día comienza donde terminó el anterior. Así, el almacenamiento se carga con excedente de eólica y solar en días de baja demanda neta y retiene esa energía para los días más críticos, suavizando los picos de precios cuando el sistema está más estresado.

El plan de estado de carga está impulsado por la carga neta: demanda menos la producción de eólica, solar e hidroeléctrica de pasada. El almacenamiento guarda energía en días de carga neta por debajo del promedio y la libera en los de mayor carga, con liberaciones que aumentan entre los percentiles 80 y 95 de la carga neta anual.

Antes de los días más estresantes, el 5% con mayor carga neta, el plan llena el almacenamiento, manteniéndolo entre el 5% y el 95% de la capacidad.

Cambios en las entradas

Cronogramas de transmisión según el ISP 2026 más reciente

HumeLink (diciembre de 2027) refuerza la ruta sur hacia Sídney, y VNI West (diciembre de 2031) conecta de forma más estrecha Victoria y Nueva Gales del Sur, reduciendo los precios en Victoria y Australia Meridional cuando se conecte. QNI Connect aumenta la capacidad entre Queensland y Nueva Gales del Sur desde julio de 2041.

Pronóstico de demanda actualizado al ESOO 2026

El consumo anual en cada estado sigue el escenario Step Change del ESOO 2026 de AEMO para consumo residencial y empresarial, electrificación, grandes cargas industriales, GNL y pérdidas de red. La producción de hidrógeno sigue el escenario Slower Growth del ESOO. La carga de vehículos eléctricos sigue las trazas del ISP de AEMO, y la solar en tejados se modela a partir de las proyecciones de capacidad de AEMO. Las baterías domésticas siguen la curva de adopción propia de Modo Energy. Excluyendo centros de datos, el consumo es un 2,4% mayor que en la versión de julio en 2030 y un 7% mayor para 2050.

La demanda de centros de datos sigue el pronóstico propio de Modo Energy, ahora revisado al alza, ya que los desarrolladores de centros de datos han acelerado sus ambiciones nuevamente en el trimestre. Alcanza 15,2 TWh en 2030 y 40,1 TWh para 2050, un 7% y 9% por encima de la versión de julio. Queensland y Australia Meridional ganan mayor participación, ya que estos estados buscan aprovechar las oportunidades que han liderado Nueva Gales del Sur y Victoria. A medida que los centros de datos se trasladan a ubicaciones más regionales, alejándose de los centros de demanda, estos estados se abren a nuevas oportunidades.

Pronóstico de costos de capital actualizado al GenCost final 2025-26

El capex solar de utilidad para 2030 es de A$1.351/kW, un 39% más alto que en la versión de julio, y la diferencia se amplía hasta un 63% para 2035-36. CSIRO revisó al alza los costos solares actuales con datos de costos actualizados de GHD y espera que los costos de instalación en Australia sigan aumentando. Los costos de turbinas de gas a corto plazo suben un 17%, mientras que la eólica terrestre se mantiene prácticamente igual.

El capex de BESS sigue determinado por la inteligencia de mercado y el feedback de la industria de Modo Energy.

Gas y carbón actualizados a los futuros más recientes

Los futuros de gas de Wallumbilla para 2027 promedian A$10,74/GJ, un 5% menos que los A$11,35/GJ de julio. El gas de Victoria cae aún más, un 15% hasta A$9,78/GJ. Los futuros de carbón de Newcastle para 2027 son un 6,5% más bajos, en US$139/t. Los precios de gas más bajos reducen los precios vespertinos donde el gas fija el precio, estrechando los spreads de baterías a corto plazo.

Cambios en los resultados

Un sistema renovable basado en solar y almacenamiento

Para 2050, la solar y el almacenamiento representarán el 61% de los 229 GW de capacidad instalada del NEM, excluyendo hidroeléctrica de embalse. La eólica y la solar proveerán el 59% de la generación para 2035 y el 78% para 2050, mientras que el carbón caerá de 21 GW actuales a menos de 1 GW.

La eólica y la solar estarán equilibradas hasta 2035, luego la mezcla se inclina hacia la eólica. Para 2050, la eólica aportará el 41% de la generación y la solar el 37%, frente al 30% y 36% en la versión de julio, cuando lideraba la solar. Esto refleja en gran parte los mayores costos de capital solar en el GenCost final de CSIRO.

Los precios suben con cada ola de cierres de carbón

Los precios mayoristas siguen el calendario de cierres de carbón. Suben a A$103/MWh en las cinco regiones en 2029 con el cierre de Yallourn y Eraring. Nueva Gales del Sur alcanza un pico de A$113/MWh en 2033 cuando Bayswater comienza a cerrar.

Los precios bajan a finales de los años 2030 a medida que entran en operación nuevos almacenamientos y sistemas de respaldo. Vuelven a subir con los últimos cierres: Mt Piper y Callide C a principios de los 2040, luego Stanwell y Loy Yang B hasta 2047.

Los spreads de baterías alcanzan su primer pico en 2029-31 con el cierre de Yallourn y Eraring, luego en Nueva Gales del Sur en 2033. Bajan a mediados de los 2030 con la llegada de nuevo almacenamiento y se amplían de nuevo en los 2040 con la salida del último carbón. En los cuatro estados continentales, los spreads TB2 promedian A$122/MWh hasta 2035 y A$144/MWh de 2041 a 2050.

Las tasas de captura de eólica y solar se mantienen a lo largo del horizonte. De 2027 a 2050, la eólica gana alrededor del 87% del precio mayorista promedio y la solar alrededor del 36%. La captura solar es más baja en Nueva Gales del Sur, con alrededor del 27% para finales de los 2040.

¿Qué significa esto para los usuarios del pronóstico?

Los ingresos de baterías siguen el calendario de cierres de carbón. Los spreads alcanzan su máximo en los primeros cierres y se amplían en los 2040 a medida que salen las últimas unidades.

Los desarrolladores solares y eólicos ahora pueden pronosticar proyectos independientes y co-ubicados en su nodo.