​Australia Occidental paga a los operadores de baterías en el WEM un pago anual por capacidad por estar disponibles durante los periodos de máxima demanda, una fuente de ingresos independiente del comercio de energía. El Precio de Referencia Provisional de Reserva de Capacidad (BRCP) para el año de capacidad 2028/29 se sitúa en $491,700/MW/año, un incremento del 36% respecto al año anterior. Por sí solo, esto parece una fuerte señal para los proyectos de almacenamiento de energía en baterías que apuntan al mercado de Australia Occidental.

Pero el precio de referencia de capacidad es solo una parte del rompecabezas. El excedente de capacidad previsto podría reducir el Precio de Reserva de Capacidad (lo que realmente se paga) a $422,372/MW/año.

Este artículo analiza qué impulsó el aumento del 36% en el precio de referencia, cómo la lógica de excedente de AEMO reduce el precio un 14% por debajo del valor de referencia, y qué deben considerar los desarrolladores al decidir entre precios fijos y variables.

Resumen Ejecutivo

• El precio de referencia preliminar sube un 36% hasta $491,700/MW/año. Esto se debe a un requisito de capacidad de 6 horas, mayores costos de construcción y un “Cargo de Capital Fijo” de $100,000/MW.
• AEMO prevé un excedente máximo de 495 MW para 2028/29. Esto ejerce presión a la baja sobre el precio, hasta un valor estimado de $422,372/MW/año. Esto limita el aumento desde 2027/28 al 17%.
• El costo de referencia de $520/kWh de la ERA supera ampliamente las estimaciones nacionales de CSIRO de $301-377/kWh. Esta diferencia sugiere que el BRCP más que compensa los costos típicos de construcción, incluso considerando los sobrecostos regionales de WA.
• Una batería de 200 MW que asegure precios fijos a 10 años garantiza $844.7 millones en ingresos por capacidad. Esto constituye un piso sustancial, pese a multiplicadores deprimidos. Sin embargo, el precio fijo sacrifica prioridad de Cantidad de Acceso a la Red y renuncia a posibles alzas si el excedente se reduce.

De $360k a $491k: qué cambió en el modelo de precio de capacidad

El Precio de Referencia de Reserva de Capacidad representa el costo anual estimado de una BESS “de referencia” de 200MW / 1,200 MWh, expresado en $/MW/año. Para 2028/29, la Autoridad de Regulación Económica (ERA) propone un precio de referencia de $491,700/MW/año.

Los principales factores que contribuyen al aumento del 36% incluyen:

• Mayor capacidad de almacenamiento de referencia de 4 a 6 horas (lo que implica un aumento de capital por un 50% más de módulos de batería, además de mayores costos de conversión de energía y balance de planta),
• Inflación de los costos laborales, y
• Un nuevo Cargo de Capital Fijo de $100,000/MW para activos compartidos de la red de transmisión.

La ERA acepta comentarios sobre el precio preliminar hasta el viernes 13 de febrero de 2026. La determinación final está prevista para el 16 de marzo de 2026.

Las suposiciones completas detrás del BRCP preliminar pueden consultarse en la Determinación Preliminar del BRCP de la ERA.

Cómo se comparan los costos de capacidad de la ERA con las estimaciones nacionales

La estimación de la ERA de $628.8 millones para la batería de referencia de 200 MW / 1,200 MWh equivale a $520/kWh. Esto está muy por encima de las estimaciones GenCost de CSIRO de $301-377/kWh para baterías de 4-8 horas a nivel nacional en 2026. Parte de esa diferencia refleja los sobrecostos reales de WA: mercados laborales más ajustados, salarios de construcción más altos, logística remota y el nuevo Cargo de Capital Fijo elevan los costos de los proyectos WEM por encima de los referentes de la costa este.

Pero la diferencia aún sugiere margen para una economía competitiva. Los desarrolladores que logren costos de construcción más cercanos al promedio nacional verán que el precio de referencia compensa los costos.

Vea el informe GenCost 2025-26 de CSIRO aquí.

Cómo AEMO convierte los MW nominales en capacidad acreditada

AEMO ejecuta el ciclo anual del Mecanismo de Reserva de Capacidad (RCM), que asigna Créditos de Capacidad y establece los precios pagados por cada crédito. Dos mecanismos determinan la capacidad acreditada:

Metodología de Nivel Relevante (RLM) establece la capacidad basada en el desempeño observado durante los periodos críticos: picos vespertinos (capacidad Pico) y periodos intermedios o nocturnos (capacidad Flexible).

Cantidad de Acceso a la Red (NAQ) aplica un límite de entregabilidad. Si las restricciones de la red impiden que una batería entregue su capacidad, la NAQ limita los MW acreditados.

En la práctica, la capacidad acreditada es la menor de ambas.

Por qué una batería de 100 MW / 800 MWh solo recibiría pago por 67 MW

La capacidad acreditada de una batería se basa en la capacidad de descarga continua de 6 horas, cambiando desde un requisito de 4 horas a partir del ciclo 2025. Las baterías de menor duración que ingresen desde 2025 en adelante serán degradadas proporcionalmente a su duración. Esto significa que una batería de 100 MW / 800 MWh sería acreditada en dos tercios de su capacidad nominal, es decir, 67 MW en lugar de 100 MW.

Esta penalización crea un fuerte incentivo comercial para invertir en mayor duración, ya que permite un aumento del 50% en los ingresos por capacidad con incrementos de costos mucho menores al 50%.

Protecciones de duración: Las reglas de derechos adquiridos protegen a las baterías que ingresen hasta el ciclo 2024 de los cambios de duración durante 10 años. La misma protección de 10 años cubre a las baterías de 6 horas que ingresen desde 2025. Esto incentiva a construir según el estándar actual de 6 horas, pero no más, ya que AEMO no acreditará capacidad extra hasta que cambien los requisitos.

¿Qué cambia en 2026?

El ciclo 2026 añade una opción de contrato de precio fijo a 10 años junto a la opción existente de 5 años para nueva capacidad elegible. Las baterías pueden asegurar precios por una década completa, aunque elegir precio fijo implica menor prioridad de Acceso a la Red y renunciar a posibles aumentos de precio en ciclos futuros.

AEMO también adoptó un cálculo probabilístico de capacidad para generación intermitente, reflejando mejor la contribución de eólica y solar en escenarios de estrés del sistema. Este cambio aumenta los créditos de capacidad para renovables.

A diferencia de ciclos anteriores, la ERA finalizará el precio de referencia antes del 16 de marzo de 2026, tras el proceso EOI de capacidad. Esto implica que los desarrolladores ingresan al EOI con la cifra preliminar, pero la ERA solo confirma el valor final antes de la ventana oficial de aplicación de capacidad en abril.

Por qué un BRCP más alto no garantiza mayores ingresos

El precio de referencia subió a $491,700/MW, pero probablemente las baterías ganarán $422,372/MW. El excedente máximo de 495 MW reduce el multiplicador a 0.86, limitando el crecimiento de ingresos al 17%.

Cómo funciona el multiplicador: La ERA finaliza el valor de referencia. AEMO compara la oferta prevista de Reserva de Capacidad contra el Objetivo de Reserva de Capacidad (tanto para asignaciones Pico como Flexibles). Si la oferta excede el objetivo (excedente), el multiplicador cae por debajo de 1.0. El multiplicador se aplica al precio de referencia para calcular los precios finales Pico y Flexibles, que se pagan por la capacidad acreditada.

El excedente 2028/29: El panorama preliminar de AEMO muestra que el mercado se dirige a un excedente máximo de 495 MW. Donde el objetivo de capacidad Pico es 6,330 MW y la oferta estimada alcanza 6,825 MW, esto representa un 8% de sobreoferta. Ese excedente reduce el multiplicador a aproximadamente 0.86, situando el RCP Pico en torno a $422,372/MW/año.

Por qué la capacidad Flexible no generará ingresos adicionales

El panorama 2028/29 muestra un excedente Flexible de 1,440 MW frente al objetivo preliminar de 2,637 MW, un exceso del 55%. Esto reduce el multiplicador Flexible muy por debajo del multiplicador Pico. Las baterías reciben el Precio de Capacidad Pico, y un pago adicional igual al mayor entre $0 o (Flexible RCP menos Pico RCP).

Para los desarrolladores, esto significa que la acreditación Flexible no aporta ingresos adicionales sobre los pagos Pico, por lo que calificar para Flexible no tiene sentido comercial hasta que las condiciones de excedente se reviertan.

Fechas clave para ingresar al mercado de capacidad 2028/29

El ciclo 2026 sigue un calendario estructurado desde enero de 2026 hasta la asignación final de créditos de capacidad en noviembre de 2026:

• Ventana de Expresión de Interés (15 de enero al 3 de marzo de 2026)
• Ventana de aplicación de capacidad (14 de abril al 24 de junio de 2026)
• Ventana de asignación de capacidad (12 de agosto al 30 de septiembre de 2026)
• Ventana final de asignación y precios de capacidad (1 de octubre al 6 de noviembre de 2026)

Con el primer día de operaciones comenzando el 1 de octubre de 2028.

El calendario completo con hitos regulatorios detallados está publicado en el sitio web de AEMO.

Consideraciones para desarrolladores

• El precio de referencia preliminar saltó un 36% hasta $491,700/MW, pero la dinámica de excedente limita el crecimiento del ciclo al 17%.
• Una batería de 200 MW asegurando precio fijo a $422,372/MW/año garantiza $844.7 millones en 10 años antes de considerar otras fuentes de ingresos.
• El costo de referencia está muy por encima de las estimaciones nacionales de CSIRO ($301-377/kWh), lo que sugiere que el precio de capacidad más que compensará los costos de la batería, especialmente para desarrolladores con costos cercanos al promedio nacional.
• Las ganancias en el precio de referencia son estructurales. Mientras la duración estándar siga siendo 6 horas y los costos de construcción se mantengan elevados, el nivel de referencia debería mantenerse respecto a los costos de batería.
• El excedente reducirá lo que realmente se gana. El potencial de ingresos depende de que futuros ciclos reduzcan el excedente mediante el retiro de carbón y el crecimiento de la demanda de almacenamiento.
• El precio fijo ofrece certeza para la financiación, pero sacrifica el potencial de alza y la prioridad NAQ.

En resumen: Diez años de ingresos por capacidad a $422k/MW generan un flujo de caja sustancial frente a costos de referencia conservadores respecto a los costos de construcción alcanzables. El precio fijo tiene sentido para proyectos que priorizan la certeza financiera. El precio variable conviene a desarrolladores que apuestan a la reducción del excedente y están dispuestos a aceptar multiplicadores bajos a corto plazo por un potencial alza a mediano plazo.