La versione di novembre 2025 della previsione dei ricavi delle batterie Modo Energy per il NEM è ora disponibile. Questa versione introduce nuove funzionalità di previsione: co-locazione solare, contratti cap e opzioni di massima ciclicità annuale sono ora disponibili nel terminale.
Inoltre, abbiamo rivisto le nostre ipotesi riguardo a:
- Domanda dei data center;
- Date di costruzione e ritiro degli impianti di generazione;
- Prospettive sulla capacità delle batterie domestiche;
- Prezzi delle materie prime.
L'indice ME NEM BESS è stato utilizzato per ricalibrare la previsione in modo da riflettere il reale comportamento di trading delle batterie.
Per saperne di più sulla previsione, consulta la nostra metodologia oppure prenota una demo.
Sintesi esecutiva:
Nuove funzionalità di previsione ora disponibili:
- Progetti ibridi solare e accumulo (collegati AC e DC);
- Opzione per includere il valore dei contratti cap nei ricavi previsti;
- Ottimizzazione migliorata della ciclicità tramite il massimo numero di cicli annuali.
Modifiche agli input
- La capacità delle batterie domestiche aumenterà fino a 6GW entro il 2030, con aumenti corrispondenti nello stoccaggio coordinato che ridurranno parte del valore per lo stoccaggio su scala utility.
- La domanda di grandi carichi industriali in Australia Meridionale raddoppierà tra il 2029 e il 2034. La domanda complessiva aumenta dell'8% entro il 2035 rispetto alla precedente pubblicazione. Questo sostiene gli spread in SA nel medio termine.
- La domanda dei data center aumenterà di 4 volte entro il 2030, sostenendo gli spread nel breve termine specialmente nel New South Wales.
- Prezzi più bassi di materie prime e LGC (in calo del 2-6% per gas e carbone e del 45% per i LGC).
- Modifiche ai ritiri delle centrali termiche e ritardi nelle date di completamento di impianti idroelettrici a pompaggio e nuove trasmissioni.
Nuove funzionalità di previsione
La pubblicazione di novembre 2025 supporta ora diverse nuove funzionalità, tra cui:
Progetti ibridi solare e accumulo
Le simulazioni di previsione ora supportano sia progetti ibridi collegati AC che DC (progetti ibridi), dove il modello co-ottimizza le operazioni di batteria e solare per massimizzare i ricavi totali del sito.
Contratti cap
I contratti cap sono strumenti finanziari che proteggono gli acquirenti dalla volatilità dei prezzi dell’energia. Quando il prezzo all’ingrosso supera il prezzo di esercizio (tipicamente 300 $/MWh), il venditore restituisce la differenza tra il prezzo all’ingrosso e quello di esercizio all’acquirente. In cambio di questa assicurazione, il venditore riceve un premio anticipato all’inizio del trimestre. Questo flusso di ricavi aiuta a stabilizzare i flussi di cassa trimestrali e aumenta la certezza dei ricavi. Storicamente, questo premio ha spesso superato la responsabilità, rendendo redditizio vendere contratti cap.
Le batterie possono essere la tecnologia ideale per difendere i cap grazie alla loro risposta rapida e alla flessibilità di dispacciamento. Solitamente, le batterie vengono utilizzate durante eventi di prezzi elevati quando i cap vengono attivati. Questo consente loro di coprire la propria responsabilità tramite i ricavi del mercato spot.
Gli utenti possono ora includere il valore della negoziazione dei contratti cap nelle previsioni. Questo include sia il premio cap (in $/MW) sia il numero di cap venduti (in MW). Quest’ultimo viene calcolato in base alla durata della batteria modellata rispetto alla durata degli eventi di volatilità di ogni trimestre.
Cicli massimi annuali per ottimizzare le decisioni di dispacciamento delle batterie
La maggior parte delle garanzie delle batterie specifica un numero massimo di cicli carica-scarica all’anno, oppure una media giornaliera. Abbiamo sostituito il parametro di cicli massimi giornalieri della previsione con un parametro di cicli massimi annuali, per riflettere meglio queste garanzie. I cicli vengono ottimizzati durante l’anno in base a questo parametro, ottenendo così un risultato ottimale sui ricavi.
Le dinamiche di islanding FCAS dovrebbero avere un impatto positivo sui ricavi nel 2026
Le interruzioni delle linee di trasmissione hanno creato significative opportunità di guadagno FCAS. Dal 2023, le interruzioni di trasmissione sono state responsabili del 19% dei ricavi per le batterie nel Queensland e del 23% per quelle in Australia Meridionale. La previsione ora simula i picchi di prezzo dovuti a islanding FCAS e a eventi estremi di prezzo FCAS.
Questo aumenta i ricavi FCAS nel 2026, ma dal 2027 in poi l’impatto è trascurabile poiché una pipeline BESS ampia satura questi mercati poco profondi (<100 MW di volume di dispacciamento). Maggiore interconnessione tra le regioni, come il progetto EnergyConnect, riduce anche il rischio di islanding.
Gli investimenti in data center e miniere aumentano la domanda del 10%
Il boom degli investimenti in AI ha reso i data center e il loro consumo energetico un tema chiave nelle discussioni sull’energia futura. Nell’anno fiscale 2025, i data center hanno consumato 4TWh di energia, circa il 2,2% della domanda totale di rete.
Abbiamo aggiornato la nostra previsione della domanda dei data center per allinearla all’ultimo Electricity Statement of Opportunities (ESOO), utilizzando lo scenario data center. In questo scenario, la domanda dei data center quadruplica entro il 2030 e continua a crescere rapidamente fino alla metà degli anni ’30 e al 2055.
L’Australia Meridionale vedrà la maggiore crescita della domanda, trainata dal recente investimento di 840 milioni di dollari da parte di BHP in una serie di progetti minerari presso Olympic Dam. La domanda industriale nell’Australia Meridionale raddoppierà tra il 2029 e il 2034, raggiungendo il picco a 7,8 TWh prima di stabilizzarsi.
La costruzione di data center e l’espansione mineraria aumentano la domanda totale nel NEM dell’8% nel 2035. Si prevede un ulteriore aumento, fino a raggiungere un +10% negli anni ’40.
La crescita delle batterie domestiche può ridurre il valore per lo stoccaggio su scala utility
La capacità delle batterie domestiche nel NEM è destinata quasi a triplicare fino a 6GW entro il 2030, grazie alla rapida diffusione del programma governativo "Batterie domestiche più economiche". Lanciato il 1° luglio 2025, il programma sovvenziona il costo dei sistemi di batterie domestiche del 30%. Secondo il rapporto trimestrale Q2 del CER sul Carbon Market, sono già state presentate oltre 55.000 domande.
- New South Wales e Victoria - questo raddoppia gli incentivi attuali per l’installazione di un sistema di batterie domestiche, per un sistema dal costo medio.
- Queensland - il programma sostituisce un precedente incentivo di 3.000-4.000 dollari per l’installazione di batterie, terminato a maggio 2024.
- Australia Meridionale - si aggiunge al sussidio esistente di 2.000 dollari dello Home Battery Scheme.
Questo cambiamento offre ai consumatori un accesso più ampio agli incentivi per le Virtual Power Plant (VPP) a livello nazionale – in particolare nel New South Wales, dove l’incentivo per aderire a una VPP è raddoppiato dal 1° luglio. Si prevede che una quota crescente si collegherà alle VPP per usufruire di questi vantaggi, man mano che sempre più batterie domestiche entreranno in funzione.
Prezzi delle materie prime australiane in calo, in linea con le tendenze globali
Ora utilizziamo il report finale 2025 di AEMO "Inputs, Assumptions and Scenarios" (IASR) invece della precedente bozza 2 per i prezzi annuali delle materie prime a livello di impianto. Abbiamo inoltre aggiornato i prezzi delle materie prime per i nuovi impianti.
Modifiche alle tempistiche di costruzione e ritiro nel breve-medio termine
Le tempistiche di costruzione e ritiro di trasmissioni e generazione sono state aggiornate utilizzando le informazioni NEM Generation e gli ultimi annunci di mercato.
La timeline rivista di Transmission Company Victoria prevede il completamento del VNI West (Victoria - New South Wales, 1,9 GW) alla fine del 2030, spingendoci a ipotizzare una messa in servizio nel 2031.
Abbiamo posticipato la messa in servizio del Phoenix Pumped Hydro Project (New South Wales, 800 MW) dal 2029 al 2031, con l’inizio dei lavori ora previsto per il 2027 invece del 2025.
Anche diversi ritiri sono stati posticipati:
- Torrens Island B (Australia Meridionale, 800 MW OCGT) – ritiro posticipato dal 2026 a metà 2028, a seguito di un accordo di finanziamento del governo SA con AGL per mantenere la sicurezza energetica.
- Eraring (New South Wales, 1,4 GW carbone) – due delle quattro unità ora saranno ritirate nel 2029 invece che nel 2027. Abbiamo adottato questa posizione alla luce dell’incertezza in corso sulle discussioni di proroga tra Origin Energy e il governo del NSW.
- Gladstone (Queensland, 1,6 GW carbone) – mentre CS Energy ha annunciato una possibile chiusura nel 2029, prevediamo un possibile intervento governativo. Di conseguenza, prevediamo il ritiro di due delle sei unità nel 2032 e delle restanti nel 2035.
Infine, abbiamo aggiornato la pipeline BESS utilizzando i dati più recenti del Modo Energy Asset Database.
