El panorama de inversión en el NEM ha cambiado rápidamente en los últimos seis meses. Los ingresos de las baterías han caído más rápido de lo previsto, ya que el clima templado, los retrasos en el retiro del carbón y el despliegue de baterías residenciales han reducido los precios por escasez y comprimido los spreads.

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La capacidad de BESS alcanzó los 7,7 GW en el segundo trimestre de 2026 y se prevé que llegue a 20,6 GW para 2030. Los proyectos que hoy toman decisiones de inversión están entrando a un mercado más ajustado que aquel sobre el que muchos se modelaron originalmente.

Para la inversión en el NEM, la pregunta ha cambiado. Los desarrolladores deben decidir cuánta duración construir, dónde ubicar los proyectos y si los proyectos híbridos ofrecen una mejor opción para diversificar riesgos y capturar valor en un mercado cambiante.

En agosto de 2026, nuestros talleres de Australia Q3 abordaron los factores detrás de la caída de ingresos, las diferencias regionales en volatilidad, el caso de inversión para mayor duración y cómo los contratos híbridos, la demanda de centros de datos y las condiciones de la red redefinen el valor de los proyectos.

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Menos periodos de escasez explican dos tercios de la caída del spread

Los spreads de precios se han reducido en la mayoría de las regiones continentales. Más baterías residenciales y BESS a gran escala han aumentado el margen de capacidad, reduciendo la probabilidad de picos de precios. Así, menos eventos de escasez han eliminado gran parte del valor merchant que las baterías capturaban en años anteriores.

El spread de precios a cuatro horas en todo el NEM cayó de $309/MWh a $106/MWh (a julio de 2026). Un poco menos de dos tercios de esa caída se debió a menos intervalos por encima de $300/MWh, y no tanto a spreads diarios más bajos.

Los precios diarios también se han comprimido. Más baterías ofertando en el mismo pico vespertino, menor demanda por clima templado y mayor capacidad de carbón han reducido el spread disponible para la flota.

Para los inversores, el mercado ha cambiado de dos maneras. El valor por escasez es menos frecuente, mientras que el spread diario ordinario se ha estrechado. Las baterías siguen ciclando, pero cada ciclo ahora genera menos ingresos.

Los factores de volatilidad están cambiando

La tarificación por escasez ha caído, pero la volatilidad no ha desaparecido. Los eventos que generan oportunidades están cambiando según la región, a medida que la mezcla de generación evoluciona y la disponibilidad de carbón gana importancia.

Usando el pronóstico de Modo Energy, modelamos los ingresos de baterías a cuatro horas en 1.000 años meteorológicos y analizamos las condiciones que impulsaron la volatilidad en cada región.

En Australia del Sur y Victoria, las sequías eólicas invernales se convierten en la principal fuente de volatilidad. Una baja generación renovable ajusta la oferta durante periodos en los que la demanda sigue siendo alta.

En Nueva Gales del Sur y Queensland, la volatilidad está más expuesta al riesgo de fallas. Una mayor demanda y la disponibilidad de unidades térmicas determinan la frecuencia de precios por escasez.

Los inversores deben comprender cómo estos factores afectan el caso de negocio, ya que las oportunidades se concentran en pocos eventos de alto valor. El diseño del activo, la ubicación y la estrategia de contratación determinan cuánto de esa exposición pueden capturar.

Mayor duración capta más valor por escasez

A medida que los eventos de escasez se alargan, la energía almacenada se convierte en la restricción. Las baterías más cortas capturan el inicio de un evento de precios, pero las de mayor duración siguen descargando mientras el evento se extiende.

Entre 2029 y 2050, las baterías de cuatro horas capturan menos de la mitad del valor anual por encima de $300/MWh. Las de seis horas capturan entre la mitad y dos tercios, mientras que las de ocho horas llegan hasta casi el 80%.

La ganancia incremental disminuye a medida que aumenta la duración, mientras que el coste de capital sube. Por eso, la decisión entre seis y ocho horas depende de cómo valoran los inversores la exposición adicional a la escasez frente a un mayor CAPEX inicial.

Una mayor duración también preserva más exposición a eventos extremos, especialmente sequías renovables prolongadas que pueden quedar fuera del pronóstico central. Esos periodos son raros, pero pueden aportar gran parte del valor.

La mayor duración también modifica el caso para contratos de cap. Una batería con más energía almacenada puede vender y defender una posición cap más grande, ya que puede despachar durante más tiempo en intervalos por encima del strike.

La demanda de suministro verde firme está transformando los contratos de offtake

La creciente demanda de electricidad más limpia y firme está cambiando la contratación de proyectos híbridos. Los tolls físicos siguen siendo importantes para la bancabilidad, pero los centros de datos y otras cargas comerciales e industriales están generando más interés por productos que combinan generación renovable y almacenamiento.

Esa demanda cambia la estructura de los contratos de offtake. Un toll BESS independiente contrata capacidad flexible. Un swap mantiene la exposición a los ingresos merchant, pero deja al propietario más expuesto a resultados bajos. El trade-off es mayor participación en el sobre-rendimiento del mercado, con menos protección ante caídas que un toll. Un PPA híbrido combina solar y almacenamiento en un producto más limpio y con mayor vinculación a la demanda del cliente.

El trade-off comercial es diferente en cada caso. Los tolls convienen a compradores que desean control de despacho. Los swaps a quienes quieren compartir exposición al mercado. Los PPA híbridos a quienes buscan electricidad verde con mayor cobertura horaria que un PPA solar convencional.

Los centros de datos se están convirtiendo en una fuente mayor de demanda de electricidad verde firme. La mayor parte del interés declarado se concentra en Sídney y Melbourne, donde los principales operadores ya planean nueva capacidad.

Para los desarrolladores, el diseño del offtake ahora está más vinculado al diseño del activo. El contrato determina qué riesgos se transfieren, cuánto upside queda y si el proyecto se valora como flexibilidad, exposición merchant o suministro verde firme.

El calendario de transmisión cambia el caso de inversión en el NEM

El calendario de transmisión es clave para el caso de inversión de cualquier activo. Los retrasos en las mejoras de red previstas pueden aumentar considerablemente la congestión, reduciendo el acceso a eventos de precios y cambiando la perspectiva de ingresos en un punto de conexión concreto.

El gráfico muestra cómo evoluciona la congestión intrarregional bajo diferentes escenarios de expansión de red. Las ampliaciones de red pueden reducir restricciones por un tiempo, pero el aumento de capacidad renovable y los cambios en los flujos hacen que la congestión reaparezca en otras partes de la red.

Eso hace que el riesgo de conexión sea más granular de lo que puede mostrar un pronóstico a nivel estatal. Dos proyectos en la misma región pueden tener resultados de ingresos diferentes según la exposición a restricciones, el calendario de red y el desarrollo renovable cercano.

El modelo nodal de Modo Energy capta estas dinámicas con granularidad de cinco minutos. Permite a desarrolladores e inversores probar cómo evolucionan las restricciones alrededor de un proyecto y cómo el calendario de transmisión cambia el caso de negocio antes de comprometer capital.