​A Austrália Ocidental paga aos operadores de baterias no WEM um pagamento anual de capacidade por estarem disponíveis durante os períodos de pico de demanda, uma fonte de receita separada da comercialização de energia. O Preço de Referência Provisório de Capacidade (BRCP) para o ano de 2028/29 foi definido em $491.700/MW/ano, um aumento de 36% em relação ao ano anterior. Isoladamente, isso sinaliza fortemente para projetos de armazenamento de energia por bateria focados no mercado da Austrália Ocidental.

Mas o preço de referência de capacidade é apenas uma parte da equação. O excedente de capacidade previsto pode reduzir o Preço de Capacidade de Reserva (que é o valor realmente pago) para $422.372/MW/ano.

Este artigo explica o que impulsionou o aumento de 36% no valor de referência, como a lógica de excedente da AEMO reduz o preço em 14% abaixo do valor de referência e o que os desenvolvedores devem considerar ao escolher entre preços fixos e flutuantes.

Resumo Executivo

• O preço provisório de referência sobe 36% para $491.700/MW/ano. Isso é impulsionado pela exigência de 6 horas de capacidade, custos de construção mais altos e uma “Taxa de Capital Fixa” de $100.000/MW.
• A AEMO prevê um excedente de pico de 495 MW para 2028/29. Isso pressiona o preço para baixo, para um valor previsto de $422.372/MW/ano, limitando o aumento de 2027/28 para 17%.
• O custo de referência de $520/kWh da ERA está bem acima das estimativas nacionais da CSIRO de $301-377/kWh. Essa diferença sugere que o BRCP mais do que compensa os custos típicos de construção, mesmo considerando os custos regionais mais altos de WA.
• Uma bateria de 200 MW que garante preço fixo por 10 anos assegura $844,7 milhões em receita de capacidade. Isso cria um piso substancial, mesmo com multiplicadores deprimidos. Contudo, o preço fixo sacrifica a prioridade de Quantidade de Acesso à Rede (NAQ) e abre mão de ganhos caso o excedente diminua.

De $360 mil a $491 mil: o que mudou no modelo provisório de preço de capacidade

O Preço de Referência de Capacidade representa o custo anual estimado de um BESS “de referência” de 200MW / 1.200 MWh, expresso em $/MW/ano. Para 2028/29, a Autoridade de Regulação Econômica (ERA) propõe um preço de referência de $491.700/MW/ano.

Principais fatores para o aumento de 36% incluem:

• Aumento da capacidade de armazenamento de referência de 4 para 6 horas (elevando o custo de capital devido a 50% mais módulos de bateria, além de custos maiores de conversão de potência e balanceamento de planta),
• Inflação dos custos de mão de obra, e
• Uma nova Taxa de Capital Fixa de $100.000/MW para ativos compartilhados da rede de transmissão.

A ERA está aceitando contribuições sobre o preço provisório até sexta-feira, 13 de fevereiro de 2026. A decisão final está prevista para 16 de março de 2026.

As premissas completas do BRCP provisório podem ser consultadas na Determinação Provisória do BRCP da ERA.

Como os custos de capacidade da ERA se comparam às estimativas nacionais

A estimativa de custo da ERA de $628,8 milhões para a bateria de referência de 200 MW / 1.200 MWh resulta em $520/kWh. Isso está bem acima das estimativas GenCost da CSIRO de $301-377/kWh para baterias de 4-8 horas em 2026, em todo o país. Parte dessa diferença reflete os custos realmente mais altos em WA: mercado de trabalho mais restrito, salários de construção elevados, logística remota e a nova Taxa de Capital Fixa aumentam os custos dos projetos WEM em relação aos benchmarks da costa leste.

Ainda assim, a diferença sugere espaço para economia competitiva. Desenvolvedores que consigam custos de construção próximos à média nacional verão o valor de referência cobrir seus custos.

Veja o relatório GenCost 2025-26 da CSIRO aqui.

Como a AEMO transforma MW nominais em capacidade creditada

A AEMO conduz o ciclo anual do Mecanismo de Capacidade de Reserva (RCM), que aloca Créditos de Capacidade e define os preços pagos por crédito. Dois mecanismos determinam a capacidade creditada:

Metodologia de Nível Relevante (RLM) define a capacidade com base no desempenho observado durante períodos críticos: picos noturnos (capacidade de Pico) e períodos intermediários ou noturnos (capacidade Flexível).

Quantidade de Acesso à Rede (NAQ) aplica um limite de entregabilidade. Se restrições de rede impedem que uma bateria entregue fisicamente sua capacidade à carga, o NAQ limita os MW creditados.

Na prática, a capacidade creditada é o menor dos dois valores.

Por que uma bateria de 100 MW / 800 MWh só receberia por 67 MW

A capacidade creditada de uma bateria é baseada na capacidade de descarga contínua por 6 horas, em vez do requisito anterior de 4 horas, a partir do ciclo de 2025. Baterias de menor duração que entrarem a partir de 2025 serão desvalorizadas proporcionalmente à duração. Isso significa que uma bateria de 100 MW / 800 MWh seria creditada em dois terços da capacidade nominal, ou seja, 67 MW em vez de 100 MW.

A penalidade de desvalorização cria forte incentivo comercial para investir em maior duração, já que isso libera um aumento de 50% na receita de capacidade com custos bem menores que 50% adicionais.

Proteções de duração: Regras de direito adquirido protegem baterias que entrarem até o ciclo de 2024 contra mudanças de requisito de duração por 10 anos. A mesma proteção cobre baterias de 6 horas que entrarem a partir de 2025. Isso incentiva construir para o padrão atual de 6 horas, mas não muito além, pois a AEMO não creditará capacidade extra até que os requisitos mudem novamente.

O que muda em 2026?

O ciclo de 2026 adiciona uma opção de contrato de preço fixo de 10 anos além da opção de 5 anos já existente para novas capacidades elegíveis. Baterias podem travar o preço por uma década inteira, embora a escolha do preço fixo implique menor prioridade de acesso à rede (NAQ) e abre mão de possíveis aumentos de preço em ciclos futuros.

A AEMO também adotou um cálculo probabilístico de capacidade para geração intermitente, refletindo melhor a contribuição de eólica e solar em cenários de estresse do sistema. A mudança aumenta os créditos de capacidade para renováveis.

Diferente de ciclos anteriores, a ERA finalizará o preço de referência até 16 de março de 2026, após o processo de EOI para capacidade. Isso significa que os desenvolvedores entram no EOI com o valor provisório, mas a ERA só confirma o valor final na janela oficial de aplicação em abril.

Por que um BRCP mais alto não garante receitas maiores

O preço de referência subiu para $491.700/MW, mas as baterias provavelmente receberão $422.372/MW. O excedente de pico de 495 MW reduz o multiplicador para 0,86, limitando o crescimento da receita a 17%.

Como funciona o multiplicador: A ERA finaliza o valor de referência. A AEMO então compara a oferta de Capacidade de Reserva prevista com a Meta de Capacidade de Reserva (tanto para alocações de Pico quanto Flexível). Se a oferta excede a meta (excedente), o multiplicador cai abaixo de 1,0. O multiplicador é aplicado ao preço de referência para calcular os preços finais de Pico e Flexível, que são pagos pela capacidade creditada.

O excedente de 2028/29: A perspectiva preliminar da AEMO mostra o mercado caminhando para um excedente de 495 MW de capacidade de Pico. Com uma meta de capacidade de pico de 6.330 MW e uma oferta estimada de 6.825 MW, há um excesso de 8%. Esse excedente reduz o multiplicador para aproximadamente 0,86, colocando o RCP de Pico em torno de $422.372/MW/ano.

Por que a capacidade Flexível não trará receitas adicionais

A projeção para 2028/29 mostra um excedente Flexível de 1.440 MW frente à meta preliminar de 2.637 MW, um excesso de 55%. Isso reduz o multiplicador Flexível bem abaixo do multiplicador de Pico. As baterias recebem o Preço de Capacidade de Pico, além de um pagamento extra igual ao maior valor entre $0 ou (RCP Flexível menos RCP de Pico).

Para os desenvolvedores, isso significa que a acreditação Flexível não traz receita adicional além dos pagamentos de Pico, tornando comercialmente irrelevante qualificar para Flexível enquanto persistir o excedente.

Datas-chave para entrar no mercado de capacidade 2028/29

O ciclo de 2026 segue um cronograma estruturado de janeiro de 2026 até a atribuição final dos créditos de capacidade em novembro de 2026:

• Janela de Manifestação de Interesse (15 de janeiro a 3 de março de 2026)
• Janela de inscrição de capacidade (14 de abril a 24 de junho de 2026)
• Janela de atribuição de capacidade (12 de agosto a 30 de setembro de 2026)
• Janela final de alocação e precificação de capacidade (1º de outubro a 6 de novembro de 2026)

Com o primeiro dia de negociação começando em 1º de outubro de 2028.

O cronograma completo do ciclo, com marcos regulatórios detalhados, está publicado no site da AEMO.

Considerações para desenvolvedores

• O preço provisório de referência de capacidade saltou 36% para $491.700/MW, mas a dinâmica de excedente limita o crescimento do ciclo a 17%.
• Uma bateria de 200 MW garantindo preço fixo de $422.372/MW/ano assegura $844,7 milhões em 10 anos antes de considerar outras fontes de receita.
• O custo de referência está bem acima das estimativas nacionais da CSIRO ($301-377/kWh), sugerindo que o preço de capacidade mais do que compensa os custos das baterias, especialmente para desenvolvedores que atinjam custos próximos à média nacional.
• Os ganhos no preço de referência são estruturais. Enquanto a duração de 6 horas permanecer padrão e os custos de construção elevados, o patamar deve se manter em relação aos custos das baterias.
• O excedente limitará o que você realmente recebe. O potencial de aumento da receita depende de ciclos futuros reduzirem o excedente com a saída do carvão e aumento da demanda por armazenamento.
• O preço fixo oferece segurança para financiamento, mas sacrifica ganhos e prioridade NAQ.

Resumo: Dez anos de receita de capacidade a $422 mil/MW geram fluxo de caixa significativo frente a custos de referência que parecem conservadores em relação aos custos de construção alcançáveis. O preço fixo faz sentido para projetos que priorizam segurança financeira. O preço flutuante é adequado para desenvolvedores que apostam na redução do excedente e aceitam multiplicadores comprimidos no curto prazo em troca de ganhos no médio prazo.