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 de centrales de carbón y el despliegue de baterías residenciales han reducido los precios de escasez y comprimido los spreads.

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

Para la inversión en el NEM, la pregunta ha cambiado. Los desarrolladores deben decidir cuánta duración construir, dónde ubicar y si los proyectos híbridos ofrecen una mejor manera de diversificar el riesgo y captar valor en un mercado en transformación.

En agosto de 2026, nuestros talleres de Australia Q3 abordaron los factores detrás de la caída de ingresos, las diferencias regionales en la 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 del continente. El aumento de baterías residenciales y los BESS a gran escala han incrementado el margen de capacidad, disminuyendo la probabilidad de picos de precios. Por lo tanto, menos eventos de escasez han eliminado una gran parte del valor merchant que las baterías habían capturado en años anteriores.

El spread de precios a cuatro horas en todo el NEM bajó de $309/MWh a $106/MWh (a julio de 2026). Casi dos tercios de esa caída se deben a menos intervalos por encima de $300/MWh, en lugar de spreads diarios más bajos.

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

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

Los factores de volatilidad están cambiando

Los precios de escasez han caído, pero la volatilidad no ha desaparecido. Los eventos que generan oportunidades varían según la región a medida que la matriz de generación cambia y la disponibilidad de carbón gana importancia.

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

En Australia Meridional y Victoria, las sequías de viento invernales se convierten en la principal fuente de volatilidad. La baja generación renovable ajusta la oferta durante periodos en los que la demanda debe ser satisfecha igualmente.

En Nueva Gales del Sur y Queensland, la volatilidad está más expuesta al riesgo de fallas. La mayor demanda y disponibilidad de unidades térmicas determinan la frecuencia con la que el mercado entra en precios de escasez.

Los inversores deben comprender cómo estos factores afectan el caso de negocio, ya que las oportunidades se concentran en un pequeño número de eventos de alto valor. El diseño del activo, la ubicación y la estrategia de contratación determinarán cuánta de esa exposición pueden captar.

Mayor duración captura más valor de escasez

A medida que los eventos de escasez se alargan, la energía almacenada se convierte en la restricción. Las baterías de menor duración capturan el inicio del evento de precios, pero las de mayor duración siguen descargando a medida que el evento se prolonga.

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%.

El beneficio incremental disminuye a medida que aumenta la duración, mientras que el costo de capital sube. La decisión entre seis y ocho horas depende de cómo los inversores valoren 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 de la previsión central. Esos periodos son raros, pero pueden aportar una gran parte del valor.

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

La demanda de suministro verde firme está transformando los offtakes

La creciente demanda de electricidad más limpia y firme está cambiando la forma en que se contratan los proyectos híbridos. Los peajes físicos siguen siendo importantes para la bancabilidad, pero los centros de datos y otras cargas comerciales e industriales están generando mayor interés por productos que combinen generación renovable con almacenamiento.

Esa demanda cambia la estructura de los offtakes. Un peaje BESS independiente contrata capacidad flexible. Un swap mantiene exposición al upside merchant, pero deja al propietario más expuesto a resultados bajos. El equilibrio es mayor participación en el rendimiento del mercado, pero con menos protección a la baja que un peaje. Un PPA híbrido agrupa solar y almacenamiento en un producto más limpio y con mayor vínculo al consumo del cliente.

El equilibrio comercial es diferente en cada caso. Los peajes convienen a compradores que quieren control de despacho. Los swaps son para partes dispuestas a compartir la exposición al mercado. Los PPA híbridos son ideales para quienes buscan electricidad verde con más perfil que un PPA solar puede ofrecer por sí solo.

Los centros de datos se están convirtiendo en una fuente creciente de demanda de electricidad verde firme. La mayor parte de la demanda revelada 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 central para el caso de inversión de cualquier activo. Los retrasos en las mejoras previstas de la red pueden aumentar significativamente la congestión, reduciendo el acceso a eventos de precios y cambiando las perspectivas de ingresos en un punto de conexión específico.

El gráfico muestra cómo evoluciona la congestión intrarregional bajo diferentes escenarios de expansión de red. Las ampliaciones 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 una previsión a nivel estatal. Dos proyectos en la misma región pueden enfrentar resultados de ingresos distintos según su exposición a restricciones, el calendario de la red y el desarrollo renovable cercano.

El modelo nodal de Modo Energy captura 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.