Le batterie operative nel National Electricity Market (NEM) offrono in media 2,2 ore di accumulo. Tuttavia, i sistemi BESS da quattro ore rappresentano il 54% dei 12,5 GW previsti entro il 2030 e il prossimo bando per accumulo a lunga durata del New South Wales punta a 12 GWh di accumulo superiore a otto ore. Come si confronta il business case di questi asset a maggiore durata rispetto alla flotta attuale a durata più breve?

Secondo le previsioni di Modo Energy, le batterie da otto ore generano i rendimenti più elevati, in ogni regione e scenario. Nello scenario centrale, una batteria da otto ore attivata nel 2030 rende l’11,1% nelle quattro regioni principali e il 12,1% nel New South Wales (senza leva, ante imposte). Oltre le otto ore, i rendimenti diminuiscono: una batteria da 12 ore genera il 17% di ricavi in più rispetto a una da otto ore, ma costa il 37% in più da costruire.

​Principali risultati

• I BESS da otto ore ottengono i rendimenti maggiori: 11,1% nello scenario centrale di Modo Energy, contro l’8,7% per quattro ore.
• Le previsioni di calo dei costi incentivano l’avvio posticipato. Poiché il capex cala più rapidamente dei ricavi, puntare a una costruzione nel 2030 migliora l’IRR previsto.
• Espandere la capacità di accumulo in seguito è un’opzione valida: una batteria da quattro ore costruita per il 2030 e portata a otto ore nel 2032 rende l’11,2%, in linea con l’11,1% della batteria da otto ore sin dal primo giorno.
• C’è una differenza di 9 punti di IRR tra gli scenari alto e basso di Modo Energy, e una differenza di 4 punti tra gli anni di riferimento meteo p10 e p90.
• I rendimenti tra i punti di connessione migliori e peggiori di uno stato variano fino al 3,4%, evidenziando l’importanza della modellazione delle restrizioni a livello di nodo.

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​I BESS a lunga durata valgono il capex aggiuntivo, fino a 8 ore

Aumentare la durata consente ulteriore arbitraggio al costo di capex energetico (il costo dei MWh aggiuntivi). Raddoppiare la durata di una batteria da quattro a otto ore aumenta il capex complessivo del 58% ($195k/MWh per ogni MWh aggiuntivo, contro $337k/MWh per i primi quattro).

L’andamento dei prezzi giornalieri copre questo costo aggiuntivo. Nel periodo 2030–49, la quinta e sesta ora giornaliera con prezzo più alto generano uno spread di $126/MWh, mentre la settima e ottava $90/MWh. Questo copre il costo dello storage extra e spiega perché le batterie da otto ore offrono i rendimenti migliori in ogni scenario.