​I ricavi merchant dell’eolico utility-scale nel NEM sono cresciuti del 41% a ottobre 2026, raggiungendo $162k/MW/anno.

La produzione eolica è diminuita del 10%, mentre il prezzo medio RRP è aumentato del 61% a $74/MWh. Con meno vento nel mix, i generatori a carbone hanno offerto elettricità a prezzi più alti riuscendo comunque a vendere. Questo ha alzato i prezzi di cattura abbastanza da compensare il calo di produzione.

L’impatto del carbone sull’RRP ha favorito soprattutto Nuovo Galles del Sud e Queensland, dove rappresenta una quota maggiore della produzione totale. Il Sud Australia ha avuto il minor beneficio, ma i suoi ricavi sono comunque cresciuti del 7% nonostante una riduzione del 25% della produzione eolica.

Per altri benchmark del NEM, leggi i nostri report di ottobre sui ricavi da solare e batterie. La minore produzione eolica ha fatto salire i prezzi di mezzogiorno, aumentando i guadagni del solare ma anche i costi di ricarica delle batterie.

Questo report analizza i ricavi merchant per riflettere il reale mercato eolico merchant.

Executive summary

• I ricavi dell’eolico sono cresciuti del 41% a $162k/MW/anno, grazie a prezzi più alti che hanno compensato la minore produzione. Il prezzo di cattura dell’eolico è salito del 57% a $55/MWh, mentre la produzione è scesa del 10%.
• Il Queensland ha guidato con $300k/MW/anno. Qui l’eolico ha avuto il più alto capacity factor sulla terraferma e la migliore corrispondenza con il profilo dei prezzi giornalieri.
• Il profilo dei prezzi dell’eolico in Victoria ha mantenuto i ricavi più bassi a $87k/MW/anno. L’eolico ha coperto il 28% della domanda in Victoria, facendo scendere i prezzi quando la produzione era alta.
• L’evento prezzi del 12 ottobre ha diviso gli impianti eolici del Nuovo Galles del Sud. Le centrali non soggette a vincoli nei Southern Tablelands hanno guadagnato il 60% in più rispetto ai vicini con vincoli.

Alti tassi di cattura mettono il Queensland in testa, mentre i vincoli frenano il Nuovo Galles del Sud

Il Queensland ha registrato i ricavi eolici più alti del NEM con $300k/MW/anno. Ha ottenuto il tasso di cattura più elevato (92,4%) e il capacity factor più alto tra gli stati continentali del NEM (35%).

La produzione eolica del Queensland si è anche allineata meglio al profilo dei prezzi giornalieri rispetto agli altri stati. L’eolico copre solo il 13% della domanda del Queensland, limitando la cannibalizzazione dei prezzi rispetto agli stati del sud dove la penetrazione dell’eolico è maggiore.

Il Nuovo Galles del Sud ha avuto il RRP medio più alto, pari a $128/MWh. Tuttavia, i ricavi eolici hanno raggiunto $270k/MW/anno, meno del Queensland. Il 12 ottobre, caldo, nuvole e vincoli di trasmissione hanno fatto salire il prezzo a $23.107/MWh. Tuttavia, gli stessi vincoli di trasmissione hanno impedito a diversi impianti eolici di produrre durante il picco di prezzo. Questo ha rappresentato la maggior parte dei costi di curtailment dello stato.

La nostra metodologia per il tasso di cattura dell’eolico spiega ogni passaggio della scomposizione del tasso di cattura.

I prezzi sono raddoppiati nel Nuovo Galles del Sud e aumentati del 65% in Queensland

Nel Nuovo Galles del Sud, il RRP medio è raddoppiato. La produzione eolica è scesa del 9% e la disponibilità di carbone del 4%, quindi i generatori a carbone hanno offerto elettricità a prezzi più alti. La produzione a gas è aumentata di quasi cinque volte, raggiungendo 81 GWh. Di conseguenza, l’eolico ha guadagnato di più nonostante la riduzione della produzione. Il picco di prezzo del 12 ottobre ha contribuito per $17/MWh al prezzo di cattura.

Anche in Queensland la domanda è cresciuta mentre la produzione eolica è diminuita. La produzione a carbone è aumentata del 17% per colmare il divario e i prezzi sono stati più alti del 15% quando il carbone è stato attivato. Questo ha portato lo stato al maggiore aumento di ricavi, pari al 59%.

AEMO non ha ancora pubblicato i dati ufficiali dei price-setter di ottobre al momento della stesura, quindi abbiamo stimato il prezzo fissato dal carbone per ottobre. La stima considera gli intervalli in cui il prezzo regionale ha corrisposto all’offerta di una centrale a carbone, aggiustando per le perdite verso il nodo di riferimento regionale.

I prezzi di cattura sono saliti del 57% a $55/MWh

I prezzi di cattura dell’eolico sono andati da $101/MWh nel Nuovo Galles del Sud a $29/MWh in Victoria. Seguono in gran parte la quota di domanda coperta dall’eolico in ogni stato: solo l’11% nel Nuovo Galles del Sud e il 13% in Queensland, contro il 28% in Victoria.

Il Sud Australia ha catturato $42/MWh, pur coprendo il 64% della domanda. Diversamente da Victoria, ha mantenuto più valore anche nei periodi ventosi. I generatori a carbone brown di Victoria spesso offrono prezzi negativi perché fermarsi e riavviarsi è costoso. Questo spinge i prezzi al ribasso quando la produzione eolica è alta, costringendo gli impianti eolici a ridurre la produzione o generare a prezzi negativi. Il Sud Australia non subisce lo stesso effetto.

I vincoli di rete hanno inciso maggiormente sugli impianti eolici nei Southern Tablelands del Nuovo Galles del Sud e nel Queensland centrale e settentrionale. Le sezioni per stato qui sotto analizzano l’impatto sui ricavi.

Il nord-ovest del Victoria ha perso la quota maggiore di produzione eolica disponibile a causa del curtailment. Tuttavia, la maggior parte di queste perdite si è verificata durante periodi di prezzo negativo, quindi l’impatto economico è stato ridotto.

I ricavi dell’eolico sono aumentati del 29% a ottobre 2026

I ricavi dell’eolico hanno raggiunto $162k/MW/anno a ottobre, in crescita del 29% rispetto ai $126k/MW/anno di ottobre 2025. Questo nonostante una produzione per MW inferiore del 14%. Prezzi di mercato più alti e tassi di cattura maggiori hanno portato il prezzo di cattura eolico a +52% a $55/MWh.

Il tasso di cattura dell’eolico è aumentato di 10 punti percentuali anno su anno, arrivando al 75%. Ciò riflette soprattutto una minore esposizione ai prezzi negativi. Nell’ottobre 2025, il 45% della produzione eolica disponibile coincideva con prezzi negativi; nell’ottobre 2026 questa quota è scesa al 24%.

La minore produzione eolica ha ridotto la quantità di offerta in competizione per la domanda. Allo stesso tempo, la ricarica del parco batterie è raddoppiata, contribuendo a ridurre i periodi di prezzo negativo.

Analisi stato per stato

Un guasto alla linea è costato fino a $75/MWh agli impianti eolici dei Southern Tablelands

• L’evento del 12 ottobre ha fermato Collector, Crookwell, Gullen Range e Rye Park mentre il prezzo saliva a $23.107/MWh.
• Taralga e Woodlawn sono nella stessa regione ma non hanno subito vincoli e hanno guadagnato circa $12.500/MW in quel giorno, il 40% del ricavo mensile.
• White Rock è stato il parco non vincolato con i ricavi più bassi, penalizzato dal peggior MLF (0,83), che gli è costato $19,36/MWh.

Le centrali del nord Queensland hanno perso di più a causa di un nuovo vincolo

• Clarke Creek ha guidato lo stato con $393k/MW/anno, beneficiando di un capacity factor del 48%, contro il 34% del resto dello stato.
• Mount Emerald è stato il parco meno redditizio dello stato con $179k/MW/anno, dopo che i vincoli hanno ridotto del 20% la produzione disponibile.
• Wambo 1 è rimasto offline per gran parte di ottobre mentre Wambo 2 proseguiva la messa in servizio. Entrambi sono esclusi dall’analisi.

Victoria ha la maggior capacità eolica ma guadagna meno

• Victoria detiene il 43% della capacità eolica del NEM, concentrata soprattutto nel distretto occidentale e intorno a Ballarat e Geelong. Questi impianti producono nello stesso momento e hanno perso da $20 a $27/MWh a causa del profilo prezzi (fascia oraria e cannibalizzazione).
• Gli impianti eolici del Victoria hanno anche una costante esposizione a prezzi negativi. Ogni asset eolico analizzato ha un PPA registrato o un contratto governativo.
• Golden Plains è ora il più grande parco eolico operativo del NEM, con 1,29 GW su cinque unità. West 2 sarà incluso nei ricavi di novembre se continuerà a produrre a pieno regime.

L’eolico del Sud Australia ha pagato di più nel NEM per produrre a prezzi negativi

• La produzione a prezzo negativo è costata all’eolico del Sud Australia $5,16/MWh, il valore più alto nel NEM.
• Lincoln Gap 2 ha guidato con $172k/MW/anno, riducendo la produzione durante i prezzi negativi.
• Le tre fasi di Hornsdale hanno prodotto anche durante i prezzi negativi, riducendo il tasso di cattura merchant del 29%. Tutte e tre hanno feed-in tariff del governo ACT.

Cosa osservare nei prossimi mesi

Ottobre ha mostrato come prezzi di cattura più alti possano compensare una produzione minore. L’esposizione ai vincoli determina anche quali impianti riescono a mantenere questo vantaggio. Questa esposizione continuerà in estate.

L’analisi El Niño di Modo Energy ha rilevato che condizioni di alta pressione stabili potrebbero portare siccità del vento estive in Victoria e Sud Australia, con prezzi serali più alti. Prezzi più elevati aiutano solo gli impianti che producono in quei momenti, quindi una lunga siccità del vento può comunque ridurre i ricavi.

Modo Energy copre gli asset eolici nella nostra Global Asset Library. Puoi anche creare previsioni personalizzate di ricavo per il tuo asset eolico. Scopri benchmark e previsioni future su Modo Terminal.