​L’Australia Occidentale paga agli operatori di batterie nel WEM un pagamento annuale per la capacità per essere disponibili durante i periodi di picco della domanda, una fonte di ricavo separata dal trading di energia. Il prezzo di riferimento provvisorio della capacità (BRCP) per l’anno di capacità 2028/29 si attesta a 491.700 $/MW/anno, con un aumento del 36% rispetto all’anno scorso. Da solo, questo rappresenta un forte segnale per i progetti di accumulo di energia a batteria che puntano al mercato dell’Australia Occidentale.

Ma il prezzo di riferimento della capacità è solo una parte del puzzle dei prezzi. La capacità in eccesso prevista potrebbe ridurre il prezzo effettivo della capacità di riserva (quello effettivamente pagato) a 422.372 $/MW/anno.

Questo articolo analizza cosa ha determinato l’aumento del 36% del prezzo di riferimento, come la logica dell’eccedenza di AEMO riduce il prezzo del 14% sotto il benchmark e cosa dovrebbero valutare gli sviluppatori nella scelta tra prezzi fissi e variabili.

Sintesi Esecutiva

• Il prezzo di riferimento provvisorio sale del 36% a 491.700 $/MW/anno. Questo è dovuto a un requisito di capacità di 6 ore, a costi di costruzione più elevati e a una “Fixed Capital Charge” di 100.000 $/MW.
• AEMO prevede un’eccedenza di picco di 495 MW per il 2028/29. Questo esercita una pressione al ribasso sul prezzo, stimato a 422.372 $/MW/anno. L’aumento dal 2027/28 si limita così al 17%.
• Il costo di riferimento di 520 $/kWh dell’ERA è ben superiore alle stime nazionali CSIRO di 301-377 $/kWh. Il divario suggerisce che il BRCP compensa ampiamente i costi di costruzione, anche considerando i premi regionali dell’Australia Occidentale.
• Una batteria da 200 MW che fissa un prezzo fisso a 10 anni garantisce 844,7 milioni di dollari di ricavi dalla capacità. Questo rappresenta una base solida nonostante i moltiplicatori ridotti. Tuttavia, il prezzo fisso sacrifica la priorità NAQ e la possibilità di beneficiare di eventuali aumenti futuri.

Da 360.000 a 491.000 dollari: cosa è cambiato nel modello di prezzo della capacità

Il Benchmark Reserve Capacity Price rappresenta il costo annuo stimato di un BESS “di riferimento” da 200MW / 1.200 MWh, espresso in $/MW/anno. Per il 2028/29, l’Economic Regulation Authority (ERA) propone un prezzo di riferimento di 491.700 $/MW/anno.

I principali fattori che hanno contribuito all’aumento del 36% sono:

• Aumento della capacità di accumulo di riferimento da 4 a 6 ore (che comporta un incremento dei costi di capitale dovuto al 50% in più di moduli batteria e a maggiori costi di conversione e bilanciamento degli impianti),
• Inflazione dei costi del lavoro, e
• Una nuova Fixed Capital Charge di 100.000 $/MW per le infrastrutture di rete condivise.

ERA accetta osservazioni sul prezzo provvisorio fino a venerdì 13 febbraio 2026. La determinazione finale è prevista per il 16 marzo 2026.

Le ipotesi complete alla base del BRCP provvisorio sono disponibili nella Determinazione BRCP provvisoria dell’ERA.

Come i costi di capacità ERA si confrontano con le stime nazionali

La stima di costo ERA di 628,8 milioni di dollari per la batteria di riferimento da 200 MW / 1.200 MWh equivale a 520 $/kWh. Questo valore è ben superiore alle stime GenCost di CSIRO di 301-377 $/kWh per batterie da 4-8 ore a livello nazionale nel 2026. Parte di questo divario riflette effettivi premi di costo dell’Australia Occidentale: mercato del lavoro più ristretto, salari di costruzione più alti, logistica remota e la nuova Fixed Capital Charge aumentano i costi dei progetti WEM rispetto agli standard della costa orientale.

Tuttavia, il divario suggerisce ancora margini per un’economia competitiva. Gli sviluppatori che riescono a contenere i costi vicino alla media nazionale vedrebbero il benchmark coprire ampiamente le spese.

Consulta il rapporto GenCost CSIRO 2025-26 qui.

Come AEMO trasforma i MW nominali in capacità accreditata

AEMO gestisce il ciclo annuale Reserve Capacity Mechanism (RCM), che assegna i Crediti di Capacità e stabilisce i prezzi per credito. Due meccanismi determinano la capacità accreditata:

Relevant Level Methodology (RLM) stabilisce la capacità in base alle prestazioni osservate durante i periodi critici: picchi serali (Peak capacity) e periodi di spalla/notte (Flexible capacity).

Network Access Quantity (NAQ) applica un limite di erogabilità. Se le restrizioni di rete impediscono a una batteria di fornire fisicamente la capacità al carico, la NAQ limita i MW accreditati.

In pratica, la capacità accreditata è il valore più basso tra i due.

Perché una batteria da 100 MW / 800 MWh verrebbe pagata solo per 67 MW

La capacità accreditata di una batteria è basata sulla capacità di scarica continua di 6 ore, passata da un requisito di 4 ore a partire dal ciclo 2025. Le batterie di durata inferiore che entreranno dal 2025 in poi subiranno una riduzione proporzionale alla durata. Questo significa che una batteria da 100 MW / 800 MWh sarebbe accreditata per due terzi della capacità nominale, quindi 67 MW invece di 100 MW.

La penalizzazione incentiva fortemente l’investimento in batterie di durata maggiore, poiché permette di ottenere un aumento del 50% dei ricavi di capacità con incrementi di costo molto inferiori al 50%.

Tutele sulla durata: Le regole di salvaguardia proteggono le batterie che entrano entro il ciclo 2024 da cambiamenti nei requisiti di durata per 10 anni. La stessa protezione decennale vale per le batterie da 6 ore che entreranno dal 2025. Questo incentiva a costruire secondo lo standard attuale, senza spingersi oltre, poiché AEMO non accrediterà capacità extra fino a nuovi cambiamenti di requisito.

Cosa cambia nel 2026?

Il ciclo 2026 introduce un’opzione di contratto a prezzo fisso di 10 anni oltre all’opzione quinquennale già esistente per la nuova capacità idonea. Le batterie possono così fissare il prezzo per un decennio, ma la scelta del prezzo fisso comporta priorità NAQ inferiore e rinuncia ai potenziali aumenti futuri del prezzo.

AEMO ha inoltre adottato un calcolo probabilistico della capacità per la generazione intermittente, riflettendo meglio il contributo di eolico e solare in scenari di stress di sistema. Questo aumenta i crediti di capacità per le rinnovabili.

A differenza dei cicli precedenti, ERA finalizzerà il prezzo di riferimento entro il 16 marzo 2026, dopo il processo di EOI per la capacità. Gli sviluppatori entreranno quindi nella EOI con il valore provvisorio, ma ERA confermerà il benchmark definitivo solo alla finestra ufficiale di candidatura in aprile.

Perché un BRCP più alto non garantisce ricavi maggiori

Il prezzo di riferimento è salito a 491.700 $/MW, ma le batterie probabilmente guadagneranno 422.372 $/MW. L’eccedenza di picco di 495 MW porta il moltiplicatore a 0,86, limitando la crescita dei ricavi al 17%.

Come funziona il moltiplicatore: ERA fissa il benchmark. AEMO confronta poi la capacità di riserva prevista con il Target di Capacità di Riserva (sia per Peak che per Flexible). Se l’offerta supera il target (eccedenza), il moltiplicatore scende sotto 1.0. Il moltiplicatore viene applicato al benchmark per calcolare i prezzi finali Peak e Flexible, che vengono pagati per la capacità accreditata.

L’eccedenza 2028/29: Le previsioni preliminari di AEMO mostrano che il mercato si dirige verso 495 MW di eccedenza di capacità di picco. Con un target di picco di 6.330 MW e una capacità stimata di 6.825 MW, si tratta di un eccesso dell’8%. Questa eccedenza porta il moltiplicatore a circa 0,86, collocando il Peak RCP intorno a 422.372 $/MW/anno.

Perché la capacità Flexible non offrirà ricavi aggiuntivi

Le previsioni per il 2028/29 mostrano una eccedenza Flexible di 1.440 MW rispetto all’obiettivo preliminare di 2.637 MW, ovvero un eccesso del 55%. Questo porta il moltiplicatore Flexible ben al di sotto di quello Peak. Le batterie ricevono il prezzo di capacità Peak, più un pagamento aggiuntivo pari al maggiore tra $0 e (Flexible RCP meno Peak RCP).

Per gli sviluppatori, questo significa che l’accreditamento Flexible non apporta ricavi aggiuntivi rispetto ai pagamenti Peak, quindi qualificarsi per Flexible non ha senso commerciale finché le condizioni di eccedenza non cambiano.

Date chiave per entrare nel mercato della capacità 2028/29

Il ciclo 2026 segue una tempistica strutturata da gennaio 2026 fino all’assegnazione finale dei crediti di capacità a novembre 2026:

• Finestra di manifestazione d’interesse (15 gennaio - 3 marzo 2026)
• Finestra di candidatura (14 aprile - 24 giugno 2026)
• Finestra di assegnazione della capacità (12 agosto - 30 settembre 2026)
• Finestra finale di allocazione e prezzi (1 ottobre - 6 novembre 2026)

Con il primo giorno di trading previsto per il 1° ottobre 2028.

Il calendario completo del ciclo con tutte le tappe regolatorie è pubblicato sul sito AEMO.

Considerazioni per gli sviluppatori

• Il prezzo di riferimento provvisorio della capacità è salito del 36% a 491.700 $/MW, ma le dinamiche di eccedenza limitano la crescita al 17%.
• Una batteria da 200 MW che garantisce un prezzo fisso di 422.372 $/MW/anno assicura 844,7 milioni di dollari in 10 anni prima di considerare altre fonti di ricavo.
• Il costo di riferimento è ben superiore alle stime nazionali CSIRO di 301-377 $/kWh, suggerendo che il prezzo della capacità compenserà abbondantemente i costi delle batterie, soprattutto per chi si avvicina ai costi medi nazionali.
• I guadagni sul prezzo di riferimento sono strutturali. Finché la durata standard resta di 6 ore e i costi di costruzione elevati, la base dovrebbe mantenersi rispetto ai costi delle batterie.
• L’eccedenza ridurrà i ricavi effettivi. Il potenziale di crescita dipende dall’eventuale riduzione dell’eccedenza nei prossimi cicli, grazie al phase out del carbone e alla crescita della domanda di storage.
• Il prezzo fisso offre certezza per il finanziamento, ma sacrifica upside e priorità NAQ.

In sintesi: Dieci anni di ricavi da capacità a 422.000 $/MW garantiscono flussi di cassa importanti rispetto a costi di riferimento prudenti rispetto ai costi reali di costruzione. Il prezzo fisso è adatto a chi cerca certezza per il finanziamento. Il prezzo variabile si adatta a chi punta sulla riduzione dell’eccedenza, accettando una compressione del moltiplicatore nel breve periodo per un potenziale upside nel medio termine.