​Los ingresos merchant de parques eólicos a gran escala en el NEM aumentaron un 41% en octubre de 2026, alcanzando $162k/MW/año.

La generación eólica cayó un 10%, mientras que el RRP promedio subió un 61% hasta $74/MWh. Con menos eólica en la mezcla, los generadores de carbón ofrecieron electricidad a precios más altos y aun así lograron vender. Esto elevó los precios capturados lo suficiente como para compensar la caída en la generación.

El impacto del carbón sobre el RRP benefició principalmente a Nueva Gales del Sur y Queensland, donde representa una mayor parte de la matriz de generación. Australia Meridional fue la menos favorecida, pero sus ingresos igualmente aumentaron un 7% a pesar de una caída del 25% en la producción eólica.

Para ver otros benchmarks del NEM, consulta nuestros informes de ingresos de solar y baterías de octubre. Una menor producción eólica elevó los precios del mediodía, impulsando los ingresos solares pero aumentando los costes de carga de baterías.

Este informe cubre los ingresos merchant para reflejar el mercado real de la eólica merchant.

Resumen ejecutivo

• Los ingresos eólicos subieron un 41% hasta $162k/MW/año, ya que los precios más altos compensaron la menor producción. El precio capturado por la eólica subió un 57% hasta $55/MWh mientras la generación eólica cayó un 10%.
• Queensland lideró con $300k/MW/año. Su eólica operó con el mayor factor de capacidad en el continente y se alineó mejor con el perfil de precios intradiario.
• La forma de precios de la eólica en Victoria mantuvo los ingresos más bajos en $87k/MW/año. La eólica cubrió el 28% de la demanda victoriana, empujando los precios a la baja cuando la generación era alta.
• El evento de precios del 12 de octubre dividió a los parques eólicos de Nueva Gales del Sur. Los parques no restringidos en Southern Tablelands ganaron un 60% más durante el mes que sus vecinos restringidos.

Altas tasas de captura ponen a Queensland a la cabeza, mientras las restricciones frenaron a Nueva Gales del Sur

Queensland registró el mayor ingreso eólico en el NEM con $300k/MW/año. Tuvo la mayor tasa de captura (92,4%) y el mayor factor de capacidad entre los estados continentales del NEM (35%).

La generación eólica de Queensland también se alineó más con la forma de precios intradiaria que en cualquier otro estado. La eólica solo cubre el 13% de la demanda en Queensland, lo que limita la canibalización de precios, en comparación con los estados del sur donde la penetración eólica es mayor.

Nueva Gales del Sur tuvo el RRP promedio más alto, de $128/MWh. Sin embargo, los ingresos eólicos alcanzaron $270k/MW/año, por debajo de Queensland. El 12 de octubre, el calor, las nubes y las restricciones de transmisión llevaron el precio a $23,107/MWh. Sin embargo, esas mismas restricciones impidieron que varios parques eólicos generaran durante el pico de precios. Esto explicó la mayor parte de los costes de recorte del estado.

Nuestra metodología de tasa de captura eólica explica cada paso del desglose.

Los precios se duplicaron en Nueva Gales del Sur y subieron un 65% en Queensland

En Nueva Gales del Sur, el RRP promedio se duplicó. La generación eólica cayó un 9% y la disponibilidad de carbón un 4%, por lo que los generadores de carbón ofrecieron electricidad a precios más altos. La generación a gas también aumentó casi cinco veces, alcanzando 81 GWh. Esto permitió que la eólica ganara más a pesar de la caída en la generación. El pico de precios del 12 de octubre representó $17/MWh del precio capturado.

En Queensland, la demanda también aumentó mientras la generación eólica disminuía. La generación a carbón subió un 17% para cubrir la diferencia y los precios fueron un 15% más altos cuando se despachó. Esto convirtió a Queensland en el estado con mayor incremento de ingresos, con un 59%.

AEMO aún no ha publicado los datos de fijación de precios de octubre al momento de escribir este informe, por lo que estimamos el precio fijado por el carbón en octubre. La estimación toma los intervalos donde el precio regional coincidió con la oferta de una unidad de carbón, ajustado por pérdidas hasta el nodo de referencia regional.

Los precios capturados subieron un 57% hasta $55/MWh

Los precios capturados por la eólica oscilaron entre $101/MWh en Nueva Gales del Sur y $29/MWh en Victoria. Esto sigue en gran medida la proporción de demanda cubierta por la eólica en cada estado: solo el 11% en Nueva Gales del Sur y el 13% en Queensland, frente al 28% en Victoria.

Australia Meridional capturó $42/MWh, aunque la eólica cubrió el 64% de la demanda. A diferencia de Victoria, mantuvo más precio durante los períodos ventosos. Los generadores de carbón marrón en Victoria suelen ofertar a precios negativos porque parar y reiniciar es costoso. Esto empuja los precios a la baja cuando la eólica produce mucho, obligando a los parques a recortar o generar a precios negativos. Australia Meridional no enfrenta ese efecto.

Las restricciones de red afectaron principalmente a los parques eólicos en Southern Tablelands de Nueva Gales del Sur y en el centro y norte de Queensland. Las siguientes secciones detallan el impacto en los ingresos por estado.

El noroeste de Victoria perdió la mayor proporción de producción eólica disponible por recorte. Sin embargo, la mayoría de esto ocurrió durante períodos de precios negativos, por lo que el impacto financiero fue pequeño.

Los ingresos eólicos subieron un 29% en octubre de 2026

Los ingresos eólicos llegaron a $162k/MW/año en octubre, un 29% más que los $126k/MW/año de octubre de 2025. Esto a pesar de una producción por MW un 14% menor. Los precios de mercado más altos y mayores tasas de captura impulsaron el precio capturado por la eólica un 52% hasta $55/MWh.

La tasa de captura de la eólica aumentó 10 puntos porcentuales interanual hasta el 75%. Esto reflejó principalmente una menor exposición a precios negativos. En octubre de 2025, el 45% de la generación eólica disponible coincidió con precios negativos. En octubre de 2026, esto bajó al 24%.

La menor generación eólica redujo la cantidad de oferta compitiendo por la demanda. Al mismo tiempo, la carga de baterías se duplicó, ayudando a reducir los períodos de precios negativos.

Desglose por estado

Un corte de línea costó hasta $75/MWh a los parques eólicos de Southern Tablelands

• El evento del 12 de octubre mantuvo a Collector, Crookwell, Gullen Range y Rye Park en cero mientras el precio subía hasta $23,107/MWh.
• Taralga y Woodlawn, en la misma región pero sin restricciones, ganaron unos $12,500/MW ese día, el 40% de sus ingresos mensuales.
• White Rock fue el parque sin restricciones con menores ingresos, con el peor MLF (0,83), lo que le costó $19,36/MWh.

Las granjas del norte de Queensland perdieron más por una nueva restricción

• Clarke Creek lideró el estado con $393k/MW/año, beneficiándose de un factor de capacidad del 48%, frente al 34% del resto del estado.
• Mount Emerald fue el de menores ingresos con $179k/MW/año, tras perder el 20% de su generación disponible por restricciones.
• Wambo 1 estuvo fuera de servicio la mayor parte de octubre, mientras Wambo 2 seguía en puesta en marcha. Ambos están excluidos del análisis.

Victoria concentra la mayor capacidad eólica y obtuvo los menores ingresos

• Victoria concentra el 43% de la capacidad eólica del NEM, principalmente en un clúster en el oeste y alrededor de Ballarat y Geelong. Esos parques generan al mismo tiempo y perdieron entre $20 y $27/MWh por su forma de precios (despacho por hora y canibalización).
• Los parques eólicos victorianos también despachan con precios negativos de forma consistente. Todos los activos analizados cuentan con PPA registrados o contratos gubernamentales.
• Golden Plains es ahora el mayor parque eólico operativo del NEM, con 1,29 GW en cinco unidades. West 2 se incluirá en los ingresos de noviembre si sigue despachando a plena capacidad.

La eólica de Australia Meridional pagó más que ninguna otra por despachar a precios negativos

• Despachar a precios negativos costó a la eólica en Australia Meridional $5,16/MWh, el mayor valor del NEM.
• Lincoln Gap 2 lideró con $172k/MW/año, recortando durante precios negativos.
• Las tres etapas de Hornsdale generaron durante precios negativos, lo que redujo sus tasas de captura merchant un 29%. Todas cuentan con tarifas de alimentación del Gobierno de ACT.

Qué observar a continuación

Octubre demostró cómo precios capturados más altos pueden compensar una menor producción. La exposición a restricciones también determina qué parques retienen ese beneficio. Esta exposición continuará en verano.

El análisis de El Niño de Modo Energy concluyó que condiciones estables y de alta presión podrían provocar sequías eólicas estivales en Victoria y Australia Meridional, elevando los precios vespertinos. Los precios más altos solo benefician a los parques que generan en esos intervalos, por lo que una larga sequía eólica puede reducir los ingresos.

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