Il panorama degli investimenti nel NEM è cambiato rapidamente negli ultimi sei mesi. I ricavi delle batterie sono diminuiti più velocemente del previsto, a causa di condizioni climatiche miti, ritardi nel ritiro delle centrali a carbone e della diffusione delle batterie domestiche, che hanno ridotto i prezzi di scarsità e compresso gli spread.

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La capacità BESS ha raggiunto 7,7 GW nel Q2 2026 e si prevede che arrivi a 20,6 GW entro il 2030. I progetti che oggi raggiungono la decisione di investimento entrano in un mercato più competitivo rispetto a quello su cui erano stati inizialmente modellati.

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

Ad agosto 2026, i nostri workshop Australia Q3 hanno affrontato le cause della diminuzione dei ricavi, le differenze regionali nella volatilità, la convenienza di batterie di maggiore durata e come i contratti ibridi, la domanda dei data centre e le condizioni di rete ridefiniscono 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 della terraferma. Ulteriori batterie domestiche e BESS su scala di rete hanno aumentato il margine di capacità, riducendo la probabilità di picchi di prezzo. Di conseguenza, meno eventi di scarsità hanno eliminato una grande parte del valore merchant che le batterie avevano ottenuto negli anni precedenti.

Lo spread di prezzo 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 diminuzione deriva da meno intervalli sopra i 300 $/MWh, più che da una riduzione degli spread giornalieri ordinari.

Anche i prezzi giornalieri si sono compressi. Più batterie che fanno offerte nello stesso picco serale, una domanda più bassa dovuta a condizioni climatiche miti e più capacità a carbone hanno ridotto lo spread disponibile per il parco impianti.

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

I fattori della volatilità stanno cambiando

I prezzi di scarsità sono diminuiti, ma la volatilità non è scomparsa. Gli eventi che generano opportunità stanno cambiando a seconda della regione, man mano che il mix di generazione evolve e la disponibilità di carbone diventa più rilevante.

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

In Australia Meridionale e Victoria, la principale fonte di volatilità diventano i periodi di bassa produzione eolica in inverno. Una scarsa produzione rinnovabile restringe l’offerta proprio quando la domanda deve essere soddisfatta.

Nel Nuovo Galles del Sud e nel Queensland, la volatilità è più esposta al rischio di guasti. Una domanda più alta e la disponibilità di impianti termici determinano la frequenza con cui il mercato entra in condizioni di scarsità.

Gli investitori devono comprendere come questi fattori influenzino il business case, perché le opportunità sono concentrate in pochi eventi ad alto valore. La progettazione dell’asset, la localizzazione e la strategia contrattuale determinano poi quanta di questa esposizione è possibile cogliere.

Durate maggiori catturano più valore di scarsità

Con l’allungarsi degli eventi di scarsità, l’energia accumulata diventa il vincolo principale. Le batterie più corte catturano l’inizio di un evento di prezzo, ma quelle più lunghe continuano a scaricare man mano che l’evento si prolunga.

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

Il guadagno incrementale si riduce all’aumentare della durata, mentre il costo di capitale aumenta. La scelta tra sei e otto ore dipende quindi da quanto 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 ai periodi prolungati di siccità rinnovabile che possono non essere previsti nello scenario centrale. Questi periodi sono rari, ma possono rappresentare una quota significativa delle opportunità.

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

La domanda di energia 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 contratti fisici restano importanti per la bancabilità, ma i data centre e altri carichi commerciali e industriali stanno aumentando la richiesta di prodotti che combinano generazione rinnovabile e accumulo.

Questa domanda cambia la struttura degli offtake. Un BESS autonomo contrattualizza capacità flessibile tramite toll. Uno swap mantiene l’esposizione a potenziali extra-ricavi merchant, ma lascia il proprietario più esposto a risultati merchant bassi. Il compromesso è una maggiore partecipazione ai risultati migliori di mercato, ma con meno protezione rispetto a un toll. Un PPA ibrido unisce solare e accumulo in un prodotto più pulito e meglio correlato al carico del cliente.

Il compromesso commerciale è diverso in ogni caso. I toll sono adatti a chi vuole controllo sul dispacciamento. Gli swap per chi è disposto a condividere il rischio di mercato. I PPA ibridi per chi vuole acquistare elettricità verde con un profilo più modellato rispetto a un semplice PPA solare.

I data centre stanno diventando una fonte sempre più importante di domanda per l’elettricità verde garantita. La maggior parte della domanda dichiarata si concentra intorno a Sydney e Melbourne, dove i principali operatori stanno già pianificando nuova capacità.

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

I tempi di realizzazione delle reti cambiano il business case NEM

La tempistica delle reti è centrale per il business case di qualsiasi asset. Ritardi negli aggiornamenti di rete pianificati possono aumentare considerevolmente la congestione, riducendo l’accesso agli eventi di prezzo e modificando le prospettive di ricavo in uno specifico punto di connessione.

Il grafico mostra come evolve la congestione intra-regionale a seconda dei diversi scenari di sviluppo della rete. Gli interventi di potenziamento possono ridurre i vincoli per un certo periodo, ma la crescita della capacità rinnovabile e i cambiamenti nei flussi fanno sì che la congestione ricompaia 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 dello sviluppo delle rinnovabili nelle vicinanze.

Il modello nodale di Modo Energy cattura queste dinamiche con granularità a cinque minuti. Permette a sviluppatori e investitori di testare come evolve la pressione dei vincoli intorno a un progetto e come la tempistica delle reti cambia il business case prima di impegnare capitale.