As baterias em operação no Mercado Nacional de Eletricidade (NEM) possuem, em média, 2,2 horas de armazenamento. No entanto, sistemas BESS de quatro horas representam 54% dos 12,5 GW previstos para construção até 2030 e a próxima licitação de longa duração de 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 ao atual parque de curta duração?

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

​Principais conclusões

• 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 de custos incentivam datas de início posteriores. Como o capex cai mais rápido que a receita, mirar em 2030 para início da operação melhora a previsão do IRR.
• Expandir a duração do armazenamento depois é uma opção viável: uma bateria de quatro horas construída para 2030 e ampliada para oito horas em 2032 rende 11,2%, praticamente igual aos 11,1% das oito horas desde o início.
• Há uma diferença de 9 pontos percentuais de 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 nos melhores e piores pontos de conexão de um estado variam até 3,4%, destacando a importância do modelamento de restrições a nível nodal.

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​BESS de maior duração valem o capex adicional, até 8 horas

Aumentar a duração libera mais oportunidades de arbitragem ao custo de capex energético (o custo de MWh adicionais). Dobrar a duração de uma bateria de quatro para oito horas aumenta 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 de maior preço do dia oferecem 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 melhor retorno em todos os cenários.