A versão de julho de 2026 da previsão de receitas de armazenamento de energia em baterias da Modo Energy para o NEM da Austrália já está disponível.

Esta é a maior atualização estrutural da previsão desde o seu lançamento. O modelo agora resolve o NEM como uma rede nodal com mais de 200 nós, em vez de nove zonas, de modo que os preços e as receitas de baterias refletem o local real de conexão do ativo.

Assinantes da previsão da Modo Energy: criem agora sua própria previsão específica para ativos com a atualização mais recente.

Veja o changelog para um detalhamento de tudo o que mudou nesta versão. Para saber mais sobre a previsão, confira nossa metodologia ou agende uma demonstração.

Principais atualizações:

• Previsão de preços nodais: o modelo agora liquida mais de 200 nós da rede, capturando a congestão intraestadual e diferenças locacionais nas receitas das baterias pela primeira vez.
• Entradas reconstruídas com base no ISP 2026 da AEMO: os custos de construção de curto prazo aumentam, mas o CAPEX projetado para usinas solares de grande porte cai 26% até 2035-36.
• Futuros de gás caem aproximadamente $1/GJ no curto prazo.
• A demanda de data centers agora segue a previsão própria da Modo Energy, crescendo de 5,5 TWh em 2026 para 36,8 TWh até 2050.
• A capacidade de baterias residenciais aumenta 59% até 2030, chegando a 28,7 GWh, refletindo a previsão atualizada de recursos energéticos do consumidor da Modo Energy.

Mudanças na modelagem

A previsão agora é nodal

Versões anteriores modelavam o NEM como nove zonas. O lançamento de julho de 2026 resolve uma rede de transmissão com mais de 200 nós, com preços liquidados no nó de referência de cada região: Sydney West, South Pine, Thomastown, Torrens Island e George Town.

Agora, a localização tem preço. O modelo nodal produz fatores de perda marginal (MLFs) previstos para cada ponto de conexão, e esses fatores ajustam cada dólar de receita de mercado que um ativo recebe. Em 2026, os MLFs solares previstos variam de 0,82 no nó mais fraco até 1,05 no mais forte, e até 2040 um décimo dos nós ficam abaixo de 0,81 à medida que a expansão renovável aprofunda as perdas locais. As previsões específicas por ativo agora refletem o nó específico do ponto de conexão.

Mudanças nas entradas

Entradas reconstruídas para incorporar o ISP 2026

A previsão inclui atualizações da Atualização de Premissas de Previsão 2026 da AEMO e dos custos tecnológicos que a sustentam, a partir do GenCost 2025-26 da CSIRO. Os custos de construção de curto prazo aumentam, com o CAPEX de usinas a gás para 2026 cerca de 32% maior do que o assumido em abril. Mais adiante, o cenário se inverte: os custos projetados caem mais acentuadamente do que nas premissas de abril, deixando o CAPEX solar de grande porte 26% menor até 2035-36 e pequenas usinas a gás 27% menores. As premissas de CAPEX para BESS continuam baseadas na inteligência de mercado própria da Modo Energy.

Queda do gás desde o lançamento de abril

Os futuros de gás Wallumbilla de curto prazo caíram cerca de $1/GJ desde o lançamento de abril: a média de 2027 é de $11,35/GJ, abaixo dos $12,01/GJ.

Data centers: agora com previsão própria da Modo Energy

A carga dos data centers agora é baseada na previsão da própria Modo Energy, substituindo a premissa da AEMO usada anteriormente. Continua sendo um bloco de demanda dedicado e constante 24/7, concentrado em New South Wales e Victoria, refletindo a natureza pouco flexível da demanda dos data centers australianos, computação em nuvem e cargas de IA que operam continuamente em vez de se ajustarem ao preço. Ela cresce de 5,5 TWh em 2026 para 14,2 TWh em 2030. Depois, chega a 36,8 TWh em 2050, cerca de 15% do consumo atual do NEM.

A carga constante é valiosa para baterias no fim do horizonte. Ela aprofunda a demanda noturna enquanto a energia solar continua pressionando os preços do meio-dia, sustentando spreads nos anos 2040.

Baterias residenciais revisadas para cima novamente

Refletindo o contínuo crescimento das instalações de baterias residenciais e a manutenção de durações mais longas, a previsão de recursos energéticos do consumidor da Modo Energy agora atinge 28,7 GWh de capacidade de baterias residenciais até 2030. Isso representa um aumento de 59% em relação aos 18,1 GWh do lançamento de abril, chegando a 47,2 GWh até 2050. As baterias residenciais coordenadas permanecem como armazenamento despachável explícito no modelo, com unidades passivas descontadas da demanda.

Mudanças nos resultados

Expansão de capacidade favorece a solar

A expansão de capacidade agora favorece a energia solar em detrimento da eólica onshore: 77 GW de solar até 2050, acima dos 69 GW do lançamento de abril, contra 31 GW de eólica, abaixo dos 42 GW. O menor CAPEX solar do GenCost e a melhor representação das zonas de energia renovável pela rede nodal impulsionam essa mudança. O BESS em escala utilitária alcança cerca de 47 GW até 2050, alinhado com abril.

A expansão de baterias de curto prazo se fortalece. O pipeline atinge 22,8 GW até 2030, cerca de 3 GW a mais que a perspectiva de abril, com o avanço contínuo do CIS e LTESA.

Preços e spreads: menores até meados dos anos 2030, maiores depois

Os preços no atacado de curto prazo estão menores do que no lançamento de abril. Gás mais barato, mais baterias residenciais e um pipeline de BESS mais robusto comprimem preços e spreads até o início dos anos 2030. Os spreads de negociação em 2030 estão cerca de 40% abaixo da perspectiva de abril.

A partir do final dos anos 2030, o cenário se inverte. Uma expansão mais solar, aumento da demanda de data centers e um teto de preço de mercado mais alto elevam preços e spreads acima da trajetória de abril durante os anos 2040 e até os anos 2050.

O que isso significa para usuários da previsão

A localização importa agora mais do que nunca. Duas baterias no mesmo estado podem ter perspectivas de receita diferentes, e a escolha do local se torna algo que a previsão pode quantificar, em vez de um risco qualitativo.

A história das receitas é uma troca de tempo. As receitas de mercado até meados dos anos 2030 ficam abaixo da nossa perspectiva de abril, enquanto o cenário de longo prazo se fortalece com a demanda de data centers e uma matriz mais solar, condições que também favorecem o armazenamento co-localizado com solar.