​La versione di luglio 2026 della previsione sui ricavi dello stoccaggio a batteria di Modo Energy per il NEM australiano è ora disponibile.

Si tratta del più grande aggiornamento strutturale della previsione dal suo lancio. Il modello ora risolve il NEM come una rete nodale di oltre 200 nodi, invece delle precedenti nove zone, quindi prezzi e ricavi delle batterie riflettono il punto effettivo di connessione dell'impianto.

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Principali novità:

• Previsione dei prezzi nodali: il modello ora considera oltre 200 nodi di rete, rilevando congestioni intra-statali e differenze localizzate nei ricavi delle batterie per la prima volta.
• Input ricostruiti sull'ISP 2026 di AEMO: i costi di costruzione a breve termine aumentano, ma il capex previsto per il solare su larga scala cala del 26% entro il 2035-36.
• Futures sul gas in calo di circa 1 $/GJ nel breve termine.
• La domanda dei data centre ora segue la previsione interna di Modo Energy, crescendo da 5,5 TWh nel 2026 a 36,8 TWh entro il 2050.
• La capacità delle batterie domestiche sale del 59% entro il 2030, arrivando a 28,7 GWh, secondo l'aggiornamento sulle risorse energetiche dei consumatori di Modo Energy.

Cambiamenti nella modellazione

La previsione è ora nodale

Le versioni precedenti modellavano il NEM come nove zone. L’edizione di luglio 2026 analizza una rete di trasmissione con oltre 200 nodi, con prezzi definiti al nodo di riferimento di ogni regione: Sydney West, South Pine, Thomastown, Torrens Island e George Town.

Ora la posizione influisce sul prezzo. Il modello nodale produce fattori di perdita marginale previsti (MLF) per ogni punto di connessione, che determinano ogni dollaro di ricavo di mercato di un asset. Nel 2026, i MLF previsti per il solare variano da 0,82 nel nodo più debole a 1,05 nel più forte, e nel 2040 un decimo dei nodi scende sotto 0,81 man mano che l’espansione delle rinnovabili accentua le perdite locali. Le previsioni specifiche per asset ora riflettono il nodo di connessione esatto.

Cambiamenti negli input

Input ricostruiti per includere l’ISP 2026

La previsione integra gli ultimi aggiornamenti delle Assunzioni di Previsione 2026 di AEMO e i costi tecnologici sottostanti, tratti dal GenCost 2025-26 di CSIRO. I costi di costruzione a breve termine aumentano, con il capex dei peaker a gas per il 2026 circa il 32% più alto rispetto alle stime di aprile. Più avanti nel tempo, la tendenza si inverte: i costi previsti calano più rapidamente rispetto alle assunzioni di aprile, portando il capex del solare su larga scala al 26% in meno entro il 2035-36 e i piccoli peaker a gas al 27% in meno. Le assunzioni sul capex BESS continuano a basarsi sull’intelligence di mercato di Modo Energy.

Gas in calo rispetto all’uscita di aprile

I futures sul gas Wallumbilla a breve termine sono scesi di circa 1 $/GJ rispetto alla versione di aprile: la media 2027 è di 11,35 $/GJ, contro i 12,01 $/GJ precedenti.

Data centre: ora previsione interna Modo Energy

Il carico dei data centre ora si basa sulla previsione interna di Modo Energy, sostituendo l’assunzione AEMO utilizzata in precedenza. Rimane un blocco di domanda dedicato, costante 24/7, concentrato nel New South Wales e nel Victoria, riflettendo la natura poco flessibile del carico dei data centre australiani, del cloud computing e dei carichi AI che funzionano in modo continuo, senza adattarsi al prezzo. Cresce da 5,5 TWh nel 2026 a 14,2 TWh nel 2030. Poi, fino a 36,8 TWh nel 2050, circa il 15% dei consumi attuali del NEM.

Un carico costante è prezioso per le batterie nel lungo periodo. Aumenta la domanda notturna mentre il solare continua a ridurre i prezzi di mezzogiorno, sostenendo gli spread negli anni 2040.

Batterie domestiche riviste al rialzo

Grazie al continuo slancio nelle installazioni di batterie domestiche e alla maggiore durata, la previsione sulle risorse energetiche dei consumatori di Modo Energy ora raggiunge 28,7 GWh di capacità di batterie domestiche entro il 2030. Si tratta di un aumento del 59% rispetto ai 18,1 GWh della versione di aprile, e si arriva a 47,2 GWh entro il 2050. Le batterie domestiche coordinate rimangono stoccaggio esplicitamente dispacciabile nel modello, con le unità passive compensate dalla domanda.

Cambiamenti nell’output

L’espansione della capacità si sposta verso il solare

L’espansione della capacità ora favorisce il solare rispetto all’eolico onshore: 77 GW di solare entro il 2050, rispetto ai 69 GW della versione di aprile, contro 31 GW di eolico, in calo dai 42 GW. Il calo del capex solare secondo GenCost e la migliore rappresentazione delle zone rinnovabili della rete nodale guidano questo cambiamento. I BESS utility-scale raggiungono circa 47 GW entro il 2050, in linea con aprile.

Nel breve termine si rafforza la crescita delle batterie. La pipeline raggiunge 22,8 GW entro il 2030, circa 3 GW in più rispetto alle prospettive di aprile, grazie all’avanzamento di CIS e LTESA.

Prezzi e spread: più bassi fino a metà anni 2030, più alti oltre

I prezzi all’ingrosso a breve termine sono inferiori rispetto alla versione di aprile. Gas più economico, più batterie domestiche e una pipeline BESS più robusta comprimono prezzi e spread fino ai primi anni 2030. Gli spread di trading nel 2030 sono circa il 40% inferiori rispetto alle prospettive di aprile.

Dalla fine degli anni 2030 la situazione si inverte. Una crescita maggiore del solare, l’aumento della domanda dei data centre e un price cap di mercato più alto fanno salire sia i prezzi sia gli spread sopra la traiettoria di aprile negli anni 2040 e fino agli anni 2050.

Cosa significa per chi usa le previsioni

La posizione conta ora più che mai. Due batterie nello stesso stato possono avere prospettive di ricavo diverse, e la scelta del sito diventa un elemento quantificabile dalla previsione invece che un rischio qualitativo.

La dinamica dei ricavi è una questione di tempistiche. I ricavi merchant fino a metà anni 2030 sono inferiori alle nostre prospettive di aprile, mentre il lungo termine si rafforza grazie alla domanda dei data centre e a un mix fortemente solare, condizioni che favoriscono anche la co-locazione dello storage con il fotovoltaico.