O cenário de investimentos no NEM mudou rapidamente nos últimos seis meses. As receitas das baterias caíram mais rápido do que o previsto, pois o clima ameno, o adiamento da aposentadoria do carvão e a expansão das baterias residenciais reduziram o preço de escassez e comprimiram os spreads.

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

Para o investimento no 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 da Austrália no Q3 abordaram os fatores por trás da queda das receitas, as diferenças regionais na volatilidade, o argumento de investimento para maior duração e como contratos híbridos, demanda de data centers e condições de rede estão remodelando o valor dos projetos.

Assinantes da Modo Energy podem acessar a apresentação completa ao final deste artigo.

Menos períodos de escassez explicam dois terços da queda do spread

Os spreads de preços 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. Assim, menos eventos de escassez eliminaram grande parte do valor de mercado que as baterias capturaram 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 da noite, menor demanda devido ao clima ameno e mais capacidade de carvão reduziram o spread disponível para o parque de baterias.

Para investidores, o mercado mudou de duas formas. O valor de escassez ficou menos frequente, enquanto o spread diário comum se estreitou. 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 geram oportunidades estão mudando por região à medida que a matriz de geração se transforma e a disponibilidade do carvão se torna mais relevante.

Usando a previsão da Modo Energy, modelamos as receitas de baterias de quatro horas ao longo de 1.000 anos climáticos e investigamos as condições que impulsionaram a volatilidade em cada região.

No Sul da Austrália e em Victoria, secas de vento no inverno se tornam a principal fonte de volatilidade. Baixa geração renovável aperta a oferta em períodos em que a demanda ainda 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 preço de escassez.

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

Maior duração captura mais valor de escassez

À medida que os eventos de escassez se prolongam, a energia armazenada se torna a restrição. Baterias de menor duração capturam o início do evento de preço, mas baterias de maior duração continuam despachando conforme o evento se estende.

De 2029 a 2050, baterias de quatro horas capturam menos da metade do valor anual acima de $300/MWh. Baterias de seis horas capturam cerca 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, portanto, de como os investidores avaliam 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 no cenário central. Esses períodos são raros, mas podem representar grande parte do potencial de ganho.

Maior duração também muda o caso dos contratos cap. Uma bateria com mais energia armazenada pode vender e proteger uma posição cap maior, pois consegue despachar por mais tempo acima do preço de exercício.

Demanda por fornecimento verde firme está mudando os contratos de offtake

A crescente demanda por eletricidade mais limpa e firme está mudando a forma como projetos híbridos são contratados. Contratos físicos continuam importantes para bancabilidade, mas data centers e outras cargas comerciais e industriais estão aumentando o apetite por produtos que combinam geração renovável com armazenamento.

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

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

Data centers estão se tornando uma fonte cada vez maior de demanda por eletricidade verde firme. A maior parte da demanda divulgada está concentrada em Sydney e Melbourne, onde os maiores operadores já planejam novas capacidades.

Para desenvolvedores, o desenho do contrato de offtake agora está 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 timing da transmissão muda o caso de investimento no NEM

O timing da transmissão é central para o investimento em qualquer ativo. Atrasos em melhorias planejadas na rede podem aumentar significativamente a congestão, reduzindo o acesso a eventos de preço e mudando a perspectiva de receita em um ponto de conexão específico.

O gráfico mostra como a congestão intrarregional evolui sob diferentes cenários de expansão da rede. Melhorias na rede podem reduzir restrições por um tempo, mas o aumento da capacidade renovável e mudanças nos fluxos fazem a congestão reaparecer em outras partes da rede.

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

O modelo nodal da Modo Energy captura essas dinâmicas em granularidade de cinco minutos. Ele permite que desenvolvedores e investidores testem como as restrições evoluem ao redor de um projeto e como o timing da transmissão muda o business case antes do investimento de capital.