Os estados do sudeste da Austrália enfrentaram uma onda de calor severa entre 23 e 27 de janeiro de 2026, com temperaturas nas principais cidades atingindo 44,7°C em Adelaide no dia 26 de janeiro. As altas temperaturas elevaram a demanda em todos os estados, resultando em extrema volatilidade de preços na Austrália do Sul e, em menor escala, em Victoria.

Na Austrália do Sul, os preços atingiram $20.300/MWh em 26 de janeiro, com a escassez de oferta levando os preços ao teto do mercado. A frota de baterias de 921 MW do estado faturou $19.100 por MW apenas neste dia, mais de 10 vezes a taxa de receita das baterias em outras regiões do NEM.

Este artigo faz uma breve análise das condições que levaram aos picos de preço e como as baterias responderam e geraram receita a partir desses eventos.

Como as baterias responderam aos preços extremos durante a onda de calor na Austrália do Sul e em Victoria?

As temperaturas em Adelaide chegaram a 44,7°C em 26 de janeiro, elevando a demanda a um pico de 3,1 GW. Com a queda da geração solar no início da noite, os preços subiram, com 77 intervalos acima de $300/MWh e 33 acima de $10.000/MWh. Os preços na Austrália do Sul tiveram média de $2.457/MWh durante todo o dia.

A frota de baterias de 921 MW da Austrália do Sul descarregou uma média de 169 MW durante os intervalos de preço elevado, com pico de descarga atingindo 613 MW (67% de utilização). A produção das baterias caiu para quase zero na última hora do pico de preços, pois a frota ficou sem energia, e as usinas a gás assumiram à medida que os preços extremos continuaram. Apesar da queda na produção, o ganho médio das baterias no estado foi de $19.k/MW no dia, equivalente a 11,2% das receitas estaduais em 2025.

Novos picos de preço ocorreram mais tarde naquela noite e na manhã seguinte, com as altas temperaturas persistindo. No entanto, a frota de baterias permaneceu com pouca energia, e a produção foi mínima nesses períodos. O ganho médio das baterias da Austrália do Sul foi de apenas $269/MW em 27 de janeiro.

Demanda recorde em Victoria fez preços dispararem em 27 de janeiro

As temperaturas extremas chegaram a Victoria um dia depois, atingindo 42,7°C em Melbourne. Isso levou a um novo recorde de demanda de energia no estado, de 10,8 GW. Isso resultou em um pico de preços acima de $3.000/MWh; no entanto, a volatilidade dos preços foi mais contida do que na Austrália do Sul.

A produção da frota de baterias de Victoria atingiu um pico de 897 MW (61% da capacidade) durante os maiores preços, mas conseguiu continuar descarregando até que os preços caíssem. Preços mais baixos e uma operação menos direcionada resultaram em ganhos médios das baterias de $889/MW no dia, bem abaixo do valor alcançado na Austrália do Sul no dia anterior.

Picos isolados de preço geraram grandes diferenças de receita entre estados

As baterias da Austrália do Sul faturaram $20.200 por MW na semana, atingindo 11 vezes a taxa de receita de Victoria ($1.760 por MW), 13 vezes Queensland ($1.550 por MW) e 26 vezes NSW ($790 por MW). 95% desse valor veio apenas do dia 26 de janeiro.

No período de sete dias, NSW não registrou nenhum intervalo acima de $300/MWh. Queensland registrou um intervalo de preço elevado. As baterias em ambos os estados geraram valor por meio da participação consistente no mercado durante períodos de preços normais, em vez de capturar extrema volatilidade.

No nível individual de cada bateria, a diferença de receitas foi ainda maior, com a bateria de maior rendimento faturando quase 100 vezes mais que a de menor rendimento. Somente na Austrália do Sul, a bateria de melhor desempenho faturou quase 10 vezes mais que a de pior desempenho.

Duração tem papel fundamental, mas otimização gerou diferença de 38% nos ganhos

A duração explica grande parte da variação de desempenho entre os mercados regionais. Na Austrália do Sul, baterias com duração de duas horas ou mais faturaram mais de $25.000 por MW (com exceção de Lake Bonney), mais do que o dobro das de menor duração. O pior desempenho, Dalrymple, com apenas 18 minutos de armazenamento, não conseguiu participar efetivamente do pico de preços e faturou apenas $3,5k/MW.