As baterias em operação no Mercado Nacional de Eletricidade (NEM) têm, em média, 2,2 horas de armazenamento. No entanto, sistemas BESS de quatro horas representam 54% dos 12,5 GW previstos para serem construídos até 2030 e a próxima licitação de longa duração em New South Wales busca 12 GWh de armazenamento com mais de oito horas. Como se compara o caso de negócio desses ativos de maior duração em relação à frota existente de curta duração?

Na projeção da Modo Energy, baterias de oito horas apresentam os maiores retornos, em todas as regiões e cenários. No cenário Central, uma bateria de oito horas entrando em operação em 2030 tem retorno de 11,1% nas quatro regiões continentais, e 12,1% em New South Wales (sem alavancagem, antes de impostos). Acima de oito horas, os retornos caem: uma bateria de 12 horas gera 17% mais receita do que uma de oito horas, mas custa 37% mais para construir.

​Principais destaques

• BESS de oito horas apresentam os maiores retornos: 11,1% no cenário Central da Modo Energy, contra 8,7% para quatro horas.
• Projeções de queda nos custos incentivam datas de início posteriores. Com o capex caindo mais rápido que a receita, programar a construção para 2030 melhora a previsão do IRR.
• Expandir o tamanho do armazenamento posteriormente é uma opção viável: uma bateria de quatro horas construída para 2030 e ampliada para oito horas em 2032 gera 11,2%, alinhado com os 11,1% de oito horas desde o início.
• Há uma diferença de 9 pontos no IRR entre os cenários alto e baixo da Modo Energy, e uma diferença de 4 pontos entre os anos de referência climática p10 e p90.
• Os retornos entre os melhores e piores pontos de conexão de um estado variam até 3,4%, destacando a importância de modelar restrições em nível nodal.

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​BESS de longa duração valem o investimento adicional em capex, até 8 horas

Aumentar a duração permite mais arbitragem, ao custo de maior capex energético (custo por MWh adicional). Dobrar a duração de uma bateria de quatro para oito horas eleva o capex total em 58% (US$ 195 mil/MWh para cada MWh adicional, contra US$ 337 mil/MWh para as primeiras quatro horas).

O perfil diário de preços cobre esse custo adicional. Entre 2030 e 2049, a quinta e sexta horas diárias de maior preço geram um spread de US$ 126/MWh, e a sétima e oitava, US$ 90/MWh. Isso cobre o custo do armazenamento extra e explica por que baterias de oito horas têm o maior retorno em todos os cenários.