​La versione di ottobre 2026 della previsione dei ricavi di Modo Energy per il NEM australiano è ora disponibile nel terminale.

Questa versione aggiunge cinque configurazioni di asset alla previsione: solare standalone, eolico standalone, e eolico abbinato a solare, a una batteria o a entrambi. Cambia inoltre il modo in cui il modello limita i flussi di rete, come le batterie fanno offerte e come lo storage di lunga durata gestisce il suo stato di carica durante l’anno.

I dati su trasmissione, domanda e costi sono aggiornati all’ISP finale 2026 di AEMO, all’ESOO 2026 e al GenCost finale 2025-26 del CSIRO. Anche le previsioni interne di Modo Energy per data centre, batterie domestiche e costi delle batterie sono state riviste.

Consulta il changelog per un riepilogo di tutte le modifiche di questa versione. Per saperne di più sulla previsione, scopri la nostra metodologia o prenota una demo.

Aggiornamenti principali

• Eolico e solare ora disponibili: è possibile prevedere nel terminale sia eolico che solare standalone, oltre a tutti i siti ibridi (eolico + solare, eolico + BESS, eolico + solare + BESS).
• La trasmissione rispetta i limiti di trasferimento sicuro: i flussi nei principali corridoi intra-statali sono limitati a quanto la rete può trasportare in sicurezza in caso di contingenza credibile (N-1).
• Le batterie fanno offerte contro la generazione termica: i BESS seguono le offerte della generazione a carbone e gas concorrente, così le offerte si adattano al mercato di riferimento.
• I tempi di trasmissione seguono l’ISP finale 2026: i collegamenti principali includono HumeLink (2027), VNI West (2031) e QNI Connect (2041).
• Domanda e costi aggiornati ai dati più recenti di AEMO e CSIRO: la domanda sottostante è superiore del 2,4% nel 2030 rispetto al rilascio di luglio, e il capex del solare utility nel 2030 è superiore del 39%.
• Domanda dei data centre al 2050 aumentata del 9% La previsione di Modo Energy raggiunge 40,1 TWh entro il 2050, rispetto ai 36,8 TWh del rilascio di luglio.

Nuove funzionalità

Previsioni per eolico, solare e nuove configurazioni ibride

La versione di ottobre aggiunge cinque configurazioni di asset alla previsione NEM. Questo significa eolico standalone e solare standalone, oltre alle combinazioni ibride tra eolico, solare e BESS. Man mano che il NEM si orienta verso gli ibridi e i parchi energetici, Modo Energy può prevedere i ricavi completi dei progetti.

Cambiamenti nella modellazione delle previsioni

I limiti di trasferimento sicuro limitano i flussi nei corridoi

La previsione applica i limiti di trasferimento sicuro di AEMO ai flussi su 19 corridoi, inclusi percorsi all’interno degli stati. Si tratta dei limiti pubblicati da AEMO, fissati per mantenere la rete sicura dopo una contingenza credibile (N-1).

Le batterie fanno offerte contro il resto della generazione

Le batterie seguono le offerte della generazione a carbone e gas che possono sostituire in ogni stato, offrendo poco al di sotto. Le offerte si adattano ogni giorno al cambiamento dello stack, con la chiusura del carbone e il gas che determina più prezzi, così la previsione di dispacciamento e ricavi delle batterie segue la flotta termica di ogni stato.

Lo storage di lunga durata segue un piano annuale di stato di carica

Il pompaggio idroelettrico e altri storage di lunga durata seguono un unico piano di stato di carica per tutto l’anno, così ogni giorno inizia dove è finito il precedente. Lo storage si carica quindi con l’energia in eccesso da eolico e solare nei giorni di basso carico netto e conserva quell’energia per i giorni più critici, attenuando i picchi di prezzo nei momenti di maggiore stress del sistema.

Il piano di stato di carica è guidato dal carico netto: domanda meno produzione di eolico, solare e idroelettrico a filo d’acqua. Lo storage conserva energia nei giorni di carico netto sotto la media e la rilascia nei giorni di carico più alto, con rilascio che aumenta tra l’80° e il 95° percentile del carico netto annuale.

Prima dei giorni più critici, il 5% con il carico netto più elevato, il piano riempie lo storage mantenendolo tra il 5% e il 95% della capacità.

Modifiche agli input

Le tempistiche di trasmissione riflettono l’ISP 2026 più recente

HumeLink (dicembre 2027) rafforza la rotta sud verso Sydney, e VNI West (dicembre 2031) collega più strettamente Victoria e New South Wales, abbassando i prezzi in Victoria e South Australia al momento della connessione. QNI Connect aggiunge capacità tra Queensland e New South Wales da luglio 2041.

Previsione della domanda aggiornata all’ESOO 2026

Il consumo annuo in ogni stato segue lo scenario Step Change dell’ESOO 2026 di AEMO per consumo residenziale e business, elettrificazione, grandi carichi industriali, LNG e perdite di rete. La produzione di idrogeno segue lo scenario Slower Growth dell’ESOO. La ricarica dei veicoli elettrici segue le curve ISP di AEMO e il solare su tetto è modellato sulle proiezioni di capacità di AEMO. Le batterie domestiche seguono la curva di adozione di Modo Energy. Escludendo i data centre, il consumo è superiore del 2,4% rispetto al rilascio di luglio nel 2030 e maggiore del 7% al 2050.

La domanda dei data centre segue la previsione interna di Modo Energy, ora rivista al rialzo, dato che gli sviluppatori di data centre hanno accelerato ancora le ambizioni nel trimestre. Si arriva a 15,2 TWh nel 2030 e 40,1 TWh entro il 2050, il 7% e il 9% in più rispetto al rilascio di luglio. Queensland e South Australia conquistano una quota maggiore, man mano che questi stati colgono opportunità finora guidate da New South Wales e Victoria. Con i data centre che si spostano verso localizzazioni più regionali, lontano dai centri di domanda, questi stati si aprono a nuove possibilità.

Previsione dei costi di capitale aggiornata al GenCost 2025-26 finale

Il capex del solare utility per il 2030 è di 1.351 A$/kW, il 39% in più rispetto al rilascio di luglio, e il divario si amplia al 63% entro il 2035-36. Il CSIRO ha rivisto al rialzo i costi attuali del solare in base ai dati aggiornati GHD e prevede che i costi di installazione in Australia continueranno a salire. I costi delle turbine a gas a breve termine crescono del 17%, mentre l’eolico onshore rimane sostanzialmente invariato.

Il capex dei BESS continua a essere determinato dall’intelligence di mercato e dai feedback dell’industria raccolti da Modo Energy.

Gas e carbone aggiornati ai futures più recenti

I futures sul gas Wallumbilla per il 2027 sono in media a 10,74 A$/GJ, in calo del 5% rispetto agli 11,35 A$/GJ di luglio. Il gas in Victoria scende ulteriormente del 15% a 9,78 A$/GJ. I futures sul carbone Newcastle per il 2027 sono inferiori del 6,5%, a 139 US$/t. I prezzi più bassi del gas riducono i prezzi serali dove il gas fa da riferimento, restringendo i margini delle batterie nel breve termine.

Modifiche agli output

Un sistema rinnovabile basato su solare e storage

Entro il 2050, solare e storage rappresentano il 61% dei 229 GW di capacità installata del NEM, escluso l’idroelettrico a serbatoio. Eolico e solare forniscono il 59% della generazione entro il 2035 e il 78% entro il 2050, mentre il carbone scende dagli attuali 21 GW a meno di 1 GW.

Eolico e solare sono bilanciati fino al 2035, poi la quota si sposta verso l’eolico. Entro il 2050, l’eolico fornisce il 41% della generazione e il solare il 37%, rispetto al 30% e 36% del rilascio di luglio, quando il solare era in testa. Questo riflette principalmente i maggiori costi di capitale del solare nel GenCost finale del CSIRO.

I prezzi aumentano ad ogni ondata di chiusure del carbone

I prezzi all’ingrosso seguono il calendario delle chiusure del carbone. Salgono a 103 A$/MWh nelle cinque regioni nel 2029 con la chiusura di Yallourn ed Eraring. Il New South Wales raggiunge il picco a 113 A$/MWh nel 2033 con l’inizio della chiusura di Bayswater.

I prezzi calano alla fine degli anni ‘30 con l’arrivo di nuovo storage e sistemi di backup. Risalgono con le ultime chiusure: Mt Piper e Callide C all’inizio degli anni ‘40, poi Stanwell e Loy Yang B fino al 2047.

I margini delle batterie raggiungono il primo picco nel 2029-31 con la chiusura di Yallourn ed Eraring, poi nel New South Wales nel 2033. Si riducono a metà degli anni ‘30 con l’arrivo di nuovo storage, e si allargano di nuovo negli anni ‘40 con l’uscita dell’ultimo carbone. Nei quattro stati continentali, i margini TB2 sono in media di 122 A$/MWh fino al 2035 e 144 A$/MWh dal 2041 al 2050.

I tassi di cattura di eolico e solare si mantengono su tutto l’orizzonte. Dal 2027 al 2050, l’eolico guadagna circa l’87% del prezzo medio all’ingrosso e il solare circa il 36%. La cattura solare è più bassa nel New South Wales, al 27% circa alla fine degli anni ‘40.

Cosa significa per gli utenti delle previsioni

I ricavi delle batterie seguono il calendario delle chiusure del carbone. I margini raggiungono il picco nelle prime chiusure e si allargano negli anni ‘40 con l’uscita degli ultimi impianti.

Gli sviluppatori di solare ed eolico possono ora prevedere progetti standalone e co-localizzati sul proprio nodo.