Il panorama degli investimenti nel NEM è cambiato rapidamente negli ultimi sei mesi. I ricavi delle batterie sono diminuiti più velocemente del previsto, poiché il clima mite, il rinvio della dismissione delle centrali a carbone e la diffusione delle batterie domestiche hanno ridotto i prezzi di scarsità e compresso gli spread.

La capacità BESS ha raggiunto 7,7 GW nel Q2 2026 e si prevede che raggiungerà i 20,6 GW entro il 2030. I progetti che oggi arrivano alla decisione di investimento stanno entrando in un mercato più ristretto rispetto a quello su cui erano stati inizialmente modellati molti di essi.

Per l’investimento nel NEM, la domanda è cambiata. Gli sviluppatori devono decidere quanta durata costruire, dove localizzare e se i progetti ibridi offrono un modo migliore per diversificare il rischio e cogliere valore in un mercato in trasformazione.

Ad agosto 2026, i nostri workshop Australia Q3 hanno affrontato i fattori alla base della diminuzione dei ricavi, le differenze regionali nella volatilità, il caso di investimento per una maggiore durata e come gli offtake ibridi, la domanda dei data centre e le condizioni di rete rimodellano il valore dei progetti.

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Meno periodi di scarsità hanno causato due terzi della riduzione degli spread

Gli spread di prezzo si sono ridotti nella maggior parte delle regioni continentali. Ulteriori batterie domestiche e BESS su larga scala hanno aumentato il margine di capacità, riducendo la probabilità di picchi di prezzo. Un minor numero di eventi di scarsità ha quindi eliminato una grande parte del valore merchant che le batterie avevano catturato negli anni precedenti.

Lo spread dei prezzi a quattro ore su tutto il NEM è sceso da 309 $/MWh a 106 $/MWh (a luglio 2026). Poco meno di due terzi di questa riduzione deriva da meno intervalli sopra i 300 $/MWh, piuttosto che da spread quotidiani più bassi.

Anche i prezzi giornalieri si sono compressi. Più batterie che fanno offerte nello stesso picco serale, una domanda inferiore dovuta al clima mite e una maggiore capacità a carbone hanno ridotto lo spread sottostante disponibile per la flotta.

Per gli investitori, il mercato è cambiato in due modi. Il valore di scarsità è diventato meno frequente, mentre lo spread giornaliero ordinario si è ristretto. Le batterie continuano a ciclare, ma ogni ciclo ora rende meno.

I fattori di volatilità stanno cambiando

I prezzi di scarsità sono diminuiti, ma la volatilità non è scomparsa. Gli eventi che generano upside stanno cambiando a seconda della regione, mentre il mix di generazione si evolve e la disponibilità del carbone diventa più importante.

Utilizzando la previsione di Modo Energy, abbiamo modellato i ricavi delle batterie a quattro ore su 1.000 anni meteorologici e analizzato le condizioni che hanno determinato la volatilità in ciascuna regione.

Nel South Australia e in Victoria, le siccità eoliche invernali diventano la principale fonte di volatilità. La bassa produzione rinnovabile restringe l’offerta nei periodi in cui la domanda deve comunque essere soddisfatta.

Nel New South Wales e in Queensland, la volatilità è più esposta al rischio di guasti. Una domanda più elevata e la disponibilità delle unità termiche determinano la frequenza con cui il mercato entra in prezzi di scarsità.

Gli investitori devono comprendere come questi fattori influenzano il business case, poiché l’upside si concentra in pochi eventi di alto valore. La progettazione dell’asset, la localizzazione e la strategia contrattuale determinano poi quanto di questa esposizione può essere catturata.

Durate maggiori catturano più valore di scarsità

Man mano che gli eventi di scarsità si allungano, l’energia accumulata diventa il vincolo. Le batterie più corte catturano l’inizio di un evento di prezzo, ma quelle più lunghe continuano a scaricare mentre l’evento si prolunga.

Tra il 2029 e il 2050, le batterie a quattro ore catturano meno della metà del valore annuo sopra i 300 $/MWh. Quelle a sei ore catturano circa la metà o due terzi, mentre le batterie a otto ore arrivano a quasi l’80%.

Il guadagno incrementale diminuisce all’aumentare della durata, mentre il costo del capitale cresce. La scelta tra sei e otto ore dipende quindi da come gli investitori valutano l’esposizione aggiuntiva alla scarsità rispetto a un capex iniziale più alto.

Durate maggiori preservano anche più esposizione agli eventi estremi, in particolare alle siccità rinnovabili prolungate che possono non essere incluse nelle previsioni centrali. Questi periodi sono rari, ma possono rappresentare una quota significativa dell’upside.

Durate maggiori modificano anche il caso dei contratti cap. Una batteria con più energia accumulata può vendere e difendere una posizione cap più ampia, poiché può essere dispacciata per una porzione maggiore dell’intervallo sopra strike.

La domanda di fornitura verde garantita sta cambiando gli offtake

La crescente domanda di elettricità più pulita e stabile sta cambiando il modo in cui vengono contrattualizzati i progetti ibridi. I toll fisici restano importanti per la bancabilità, ma i data centre e altri carichi commerciali e industriali stanno aumentando l’interesse per prodotti che combinano generazione rinnovabile e accumulo.

Questa domanda cambia la struttura degli offtake. Un toll BESS standalone contrattualizza capacità flessibile. Uno swap mantiene l’esposizione all’upside merchant, ma lascia il proprietario più esposto a risultati merchant sfavorevoli. Il compromesso è una maggiore partecipazione alle performance di mercato, ma con meno protezione dal downside rispetto a un toll. Un PPA ibrido combina solare e accumulo in un prodotto più pulito e più vicino al profilo di consumo del cliente.

Il trade-off commerciale è diverso in ogni caso. I toll sono adatti agli acquirenti che desiderano il controllo del dispacciamento. Gli swap si adattano a chi vuole condividere l’esposizione di mercato. I PPA ibridi sono ideali per chi cerca energia verde con un profilo più modellato rispetto a un PPA solare puro.

I data centre stanno diventando una fonte crescente di domanda per elettricità verde e garantita. La maggior parte dell’interesse dichiarato si concentra attorno a Sydney e Melbourne, dove i principali operatori stanno già pianificando nuova capacità.

Per gli sviluppatori, la progettazione dell’offtake è ora più vicina a quella dell’asset. Il contratto determina quali rischi vengono trasferiti, quanto upside rimane e se il progetto è valutato come flessibilità, esposizione merchant o fornitura verde garantita.

La tempistica della trasmissione cambia il caso d’investimento nel NEM

La tempistica della trasmissione è centrale per il business case di qualsiasi asset. Ritardi negli aggiornamenti previsti della rete possono aumentare notevolmente la congestione, riducendo l’accesso agli eventi di prezzo e modificando le prospettive di ricavo in un determinato punto di connessione.

Il grafico mostra come evolve la congestione intra-regionale a seconda dei diversi percorsi di sviluppo della rete. Le espansioni della rete possono ridurre i vincoli per un certo periodo, ma la crescita della capacità rinnovabile e i cambiamenti nei flussi fanno sì che la congestione riappaia in altre parti della rete.

Questo rende il rischio di connessione più granulare di quanto possa mostrare una previsione a livello statale. Due progetti nella stessa regione possono avere risultati di ricavo diversi a seconda dell’esposizione ai vincoli, della tempistica della rete e della diffusione delle rinnovabili nelle vicinanze.

Il modello nodale di Modo Energy cattura queste dinamiche con granularità di cinque minuti. Permette a sviluppatori e investitori di testare come evolvono i vincoli attorno a un progetto e come la tempistica della trasmissione cambia il business case prima di impegnare capitale.