O cenário de investimento no NEM mudou rapidamente nos últimos seis meses. As receitas de baterias caíram mais rápido do que o previsto, devido ao clima ameno, adiamento da aposentadoria de usinas a carvão e à expansão de baterias residenciais, o que reduziu o preço de escassez e comprimiu os spreads.

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A capacidade de BESS atingiu 7,7 GW no segundo trimestre de 2026 e a previsão é chegar a 20,6 GW até 2030. Projetos que tomam decisão de investimento hoje estão entrando em um mercado mais restrito do que aquele para o qual muitos foram inicialmente modelados.

No investimento do NEM, a pergunta mudou. Os desenvolvedores precisam decidir quanto tempo de duração construir, onde localizar e se projetos híbridos oferecem uma melhor forma de diversificar riscos e capturar valor em um mercado em transformação.

Em agosto de 2026, nossos workshops do Q3 na Austrália abordaram os fatores por trás da queda de receitas, diferenças regionais de volatilidade, o caso de investimento para maior duração e como offtakes híbridos, demanda de data centers e condições de rede redefinem o valor dos projetos.

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Menos períodos de escassez explicaram dois terços da queda dos spreads

Os spreads de preço se estreitaram na maioria das regiões do continente. Mais baterias residenciais e BESS em escala de rede aumentaram a margem de capacidade, reduzindo a probabilidade de picos de preço. Menos eventos de escassez removeram grande parte do valor de mercado que as baterias capturavam em anos anteriores.

O spread de preço de quatro horas em todo o NEM caiu de $309/MWh para $106/MWh (em julho de 2026). Quase dois terços dessa queda vieram de menos intervalos acima de $300/MWh, e não de spreads diários mais baixos.

Os preços do dia a dia também comprimiram. Mais baterias ofertando no mesmo pico do início da noite, menor demanda devido ao clima ameno e maior capacidade a carvão reduziram o spread subjacente disponível para o parque de baterias.

Para investidores, o mercado mudou em dois aspectos. O valor de escassez ficou menos frequente, enquanto o spread diário comum ficou mais apertado. As baterias continuam ciclando, mas cada ciclo agora rende menos.

Os fatores de volatilidade estão mudando

O preço de escassez caiu, mas a volatilidade não desapareceu. Os eventos que criam oportunidades estão mudando por região à medida que a matriz de geração se altera e a disponibilidade de carvão ganha importância.

Usando a previsão da Modo Energy, modelamos as receitas de baterias de quatro horas ao longo de mil anos de clima e investigamos as condições que impulsionaram a volatilidade em cada região.

No Sul da Austrália e em Victoria, períodos de baixa produção eólica no inverno se tornam a principal fonte de volatilidade. Baixa geração renovável aperta a oferta em momentos em que a demanda precisa ser atendida.

Em New South Wales e Queensland, a volatilidade está mais exposta ao risco de falhas. Maior demanda e disponibilidade de unidades térmicas determinam com que frequência o mercado entra em preços de escassez.

Os investidores precisam entender como esses fatores afetam o negócio, pois as oportunidades estão concentradas em poucos eventos de alto valor. O design do ativo, localização e estratégia de contratação determinam quanto dessa exposição poderá ser capturada.

Maior duração captura mais valor de escassez

Com eventos de escassez mais longos, a energia armazenada se torna a limitação. Baterias de menor duração capturam o início do evento de preço, mas baterias de maior duração continuam descarregando conforme o evento se estende.

Entre 2029 e 2050, baterias de quatro horas capturam menos da metade do valor anual acima de $300/MWh. Baterias de seis horas capturam de metade a dois terços, enquanto baterias de oito horas chegam a quase 80%.

O ganho incremental diminui conforme a duração aumenta, enquanto o custo de capital sobe. A decisão entre seis e oito horas depende de como o investidor valoriza a exposição extra à escassez em relação ao maior capex inicial.

Maior duração também preserva mais exposição a eventos extremos, especialmente longos períodos de baixa geração renovável que podem não estar nas previsões centrais. Esses períodos são raros, mas podem representar grande parte do potencial de ganho.

Maior duração também altera o caso dos contratos de cap. Uma bateria com mais energia armazenada pode vender e defender uma posição maior, pois pode ser despachada por mais tempo acima do preço de exercício.

Demanda por energia verde firme está mudando os contratos de offtake

O aumento da demanda por eletricidade mais limpa e firme está mudando a forma como projetos híbridos são contratados. Tolls físicos continuam importantes para bancabilidade, mas data centers e outras cargas comerciais e industriais estão impulsionando a busca por produtos que combinem geração renovável com armazenamento.

Essa demanda muda a estrutura dos contratos de offtake. Um toll de BESS independente contrata capacidade flexível. Um swap mantém exposição ao mercado, mas deixa o proprietário mais exposto a resultados negativos. O trade-off é maior participação em ganhos de mercado, com menos proteção do que um toll. Um PPA híbrido combina solar e armazenamento em um produto mais limpo, com maior relação com o perfil de consumo do cliente.

O trade-off comercial é diferente em cada caso. Tolls são ideais para compradores que querem controle de despacho. Swaps atendem quem aceita compartilhar risco de mercado. PPAs híbridos atendem compradores que buscam energia verde com perfil mais ajustado do que um PPA solar tradicional pode oferecer.

Data centers estão se tornando uma fonte relevante de demanda por energia verde firme. A maior parte dessa demanda está concentrada em Sydney e Melbourne, onde os maiores operadores já planejam nova capacidade.

Para desenvolvedores, o desenho do offtake está cada vez mais próximo do design do ativo. O contrato define quais riscos são transferidos, quanto potencial de ganho permanece e se o projeto é valorizado como flexibilidade, exposição ao mercado ou fornecimento verde firme.

O cronograma de transmissão muda o caso de investimento no NEM

O cronograma de transmissão é central para o caso de investimento de qualquer ativo. Atrasos nas expansões planejadas da rede podem aumentar significativamente a congestão, reduzindo o acesso a eventos de preço e alterando a perspectiva de receita em um ponto de conexão específico.

O gráfico mostra como a congestão intrarregional evolui de acordo com diferentes cenários de expansão da rede. Ampliações podem reduzir restrições por um período, mas o aumento da capacidade renovável e mudanças nos fluxos fazem a congestão reaparecer em outras partes do sistema.

Isso faz com que o risco de conexão seja mais granular do que uma previsão em nível estadual pode indicar. Dois projetos na mesma região podem ter receitas diferentes, dependendo da exposição a restrições, cronograma da rede e expansão renovável próxima.

O modelo nodal da Modo Energy captura essas dinâmicas com granularidade de cinco minutos. Ele permite que desenvolvedores e investidores testem como as restrições evoluem ao redor de um projeto e como o cronograma de transmissão altera o negócio antes do investimento de capital.