A versão de outubro de 2026 da previsão de receitas da Modo Energy para o NEM da Austrália já está disponível no terminal.

Esta atualização adiciona cinco configurações de ativos à previsão: solar independente, eólica independente e eólica combinada com solar, bateria ou ambos. Também altera a forma como o modelo limita os fluxos de rede, como as baterias fazem ofertas e como o armazenamento de longa duração gerencia seu estado de carga ao longo do ano.

Os dados de transmissão, demanda e custos foram atualizados com base no ISP final de 2026 da AEMO, no ESOO 2026 e no GenCost 2025-26 final da CSIRO. As próprias previsões da Modo Energy para centros de dados, baterias residenciais e custos de baterias também foram revisadas.

Consulte o changelog para ver tudo o que mudou nesta versão. Para saber mais sobre a previsão, confira nossa metodologia ou agende uma demonstração.

Principais atualizações

• Vento e solar agora disponíveis: vento e solar independentes, além de todos os sites híbridos (vento + solar, vento + BESS, vento + solar + BESS), podem ser previstos no terminal.
• Transmissão com limites seguros de transferência: os fluxos nos principais corredores intraestaduais são limitados ao que a rede pode transportar com segurança diante de uma contingência credível (N-1).
• Baterias ofertam contra o stack térmico: BESS acompanham as ofertas da geração concorrente de carvão e gás, de modo que as ofertas refletem o mercado em que competem.
• Cronogramas de transmissão alinhados ao ISP 2026 final: os principais links incluem HumeLink (2027), VNI West (2031) e QNI Connect (2041).
• Demanda e custos seguem os dados mais recentes da AEMO e CSIRO: a demanda subjacente é 2,4% maior em 2030 do que na versão de julho, e o capex do solar utilitário em 2030 é 39% maior.
• Demanda de data centers em 2050 aumentou 9%: a previsão da Modo Energy chega a 40,1 TWh em 2050, ante 36,8 TWh na versão de julho.

Novos recursos

Previsão para vento, solar e mais configurações híbridas

A atualização de outubro adiciona cinco configurações de ativos à previsão do NEM. Isso significa vento independente e solar independente, além das combinações híbridas entre vento, solar e BESS. À medida que o NEM avança para híbridos e parques de energia, a Modo Energy pode prever as receitas completas dos projetos.

Mudanças na modelagem da previsão

Limites seguros de transferência restringem os fluxos nos corredores

A previsão aplica os limites seguros de transferência da AEMO aos fluxos em 19 corredores, incluindo rotas dentro dos estados. Estes são os limites publicados pela AEMO, definidos para manter a rede segura após uma contingência credível (N-1).

Baterias ofertam contra o restante da oferta

As baterias acompanham as ofertas da geração de carvão e gás que podem substituir em cada estado, ofertando logo abaixo delas. As ofertas se adaptam diariamente conforme o stack muda, com o fechamento do carvão e o gás definindo mais preços, de modo que o despacho e a receita previstos das baterias acompanham a frota térmica de cada estado.

Armazenamento de longa duração segue plano anual de estado de carga

Hidro bombeado e outros armazenamentos de longa duração seguem um plano de estado de carga para o ano inteiro, começando cada dia de onde o anterior terminou. Assim, o armazenamento carrega energia excedente de vento e solar em dias de baixa carga líquida e mantém essa energia para os dias mais críticos, suavizando picos de preço quando o sistema está mais pressionado.

O plano de estado de carga é guiado pela carga líquida: demanda menos geração de vento, solar e hidrelétrica a fio d'água. O armazenamento guarda energia em dias de carga líquida abaixo da média e libera nos dias de maior carga, com as liberações aumentando entre os percentis 80 e 95 da carga líquida anual.

Antes dos dias mais críticos, os 5% de maior carga líquida, o plano enche o armazenamento, mantendo-o entre 5% e 95% da capacidade.

Mudanças nos insumos

Cronogramas de transmissão refletem o ISP 2026 mais recente

HumeLink (dezembro de 2027) reforça a rota sul para Sydney, e VNI West (dezembro de 2031) conecta Victoria e Nova Gales do Sul de forma mais eficiente, reduzindo os preços em Victoria e Austrália do Sul quando entrar em operação. QNI Connect adiciona capacidade entre Queensland e Nova Gales do Sul a partir de julho de 2041.

Previsão de demanda atualizada para o ESOO 2026

O consumo anual em cada estado segue o cenário Step Change do ESOO 2026 da AEMO para consumo residencial e empresarial, eletrificação, grandes cargas industriais, GNL e perdas de rede. A produção de hidrogênio segue o cenário Slower Growth do ESOO. A recarga de veículos elétricos segue as projeções do ISP da AEMO, e a solar de telhado é modelada a partir das projeções de capacidade da AEMO. Baterias residenciais seguem a curva de adoção própria da Modo Energy. Excluindo data centers, o consumo é 2,4% maior em 2030 do que na versão de julho, e 7% maior em 2050.

A demanda dos data centers segue a previsão própria da Modo Energy, agora revisada para cima, já que os desenvolvedores de data centers aceleraram suas ambições neste trimestre. Ela chega a 15,2 TWh em 2030 e 40,1 TWh em 2050, 7% e 9% acima da versão de julho. Queensland e Austrália do Sul ganham participação, à medida que esses estados buscam oportunidades antes lideradas por Nova Gales do Sul e Victoria. À medida que os data centers migram para locais mais regionais, afastando-se dos centros de demanda, esses estados se abrem para novas oportunidades.

Previsão de custos de capital atualizada para o GenCost 2025-26 final

O capex do solar utilitário para 2030 é de A$1.351/kW, 39% acima da versão de julho, e a diferença aumenta para 63% até 2035-36. A CSIRO revisou os custos atuais do solar para cima com base em dados atualizados da GHD e espera que os custos de instalação na Austrália continuem subindo. Os custos de turbinas a gás de curto prazo aumentam 17%, enquanto o vento onshore permanece praticamente inalterado.

O capex do BESS continua sendo definido pela própria inteligência de mercado e feedback do setor da Modo Energy.

Gás e carvão atualizados para os futuros mais recentes

Os futuros de gás Wallumbilla para 2027 têm média de A$10,74/GJ, queda de 5% em relação aos A$11,35/GJ em julho. O gás de Victoria cai ainda mais, 15% para A$9,78/GJ. Os futuros de carvão de Newcastle para 2027 estão 6,5% mais baixos, em US$139/t. Preços menores de gás reduzem os preços noturnos, onde o gás define o preço, estreitando os spreads das baterias no curto prazo.

Mudanças nos resultados

Um sistema renovável baseado em solar e armazenamento

Em 2050, solar e armazenamento representam 61% dos 229 GW de capacidade instalada do NEM, excluindo hidrelétrica de reservatório. Vento e solar fornecem 59% da geração até 2035 e 78% até 2050, enquanto o carvão cai de 21 GW hoje para menos de 1 GW.

Vento e solar mantêm equilíbrio até 2035, depois a matriz se inclina para o vento. Em 2050, o vento responde por 41% da geração e o solar por 37%, contra 30% e 36% na versão de julho, quando o solar liderava. Isso reflete em grande parte o maior custo de capital do solar no GenCost final da CSIRO.

Preços sobem a cada onda de fechamento do carvão

Os preços no atacado seguem o cronograma de fechamento do carvão. Eles sobem para A$103/MWh nas cinco regiões em 2029, com o fechamento de Yallourn e Eraring. Nova Gales do Sul atinge o pico de A$113/MWh em 2033, quando Bayswater começa a fechar.

Os preços caem no final da década de 2030 com a entrada de armazenamento e firmamento de reposição. Eles voltam a subir com os últimos fechamentos: Mt Piper e Callide C no início dos anos 2040, depois Stanwell e Loy Yang B até 2047.

Os spreads das baterias atingem o primeiro pico em 2029-31 com o fechamento de Yallourn e Eraring, depois em Nova Gales do Sul em 2033. Eles caem em meados dos anos 2030 com a chegada de novos armazenamentos e voltam a crescer nos anos 2040 com a saída do último carvão. Nos quatro estados do continente, os spreads TB2 têm média de A$122/MWh até 2035 e A$144/MWh de 2041 a 2050.

As taxas de captura de vento e solar se mantêm ao longo do horizonte. De 2027 a 2050, o vento recebe cerca de 87% do preço médio no atacado e o solar cerca de 36%. A captura solar é mais baixa em Nova Gales do Sul, em torno de 27% no final dos anos 2040.

O que isso significa para os usuários da previsão

A receita das baterias acompanha o cronograma de fechamento do carvão. Os spreads atingem o pico nas primeiras saídas e aumentam nos anos 2040 com a saída das últimas unidades.

Desenvolvedores de projetos solares e eólicos agora podem prever projetos independentes e co-localizados em seu nó.