​Für eine Batterie im australischen National Electricity Market (NEM) ist der Standort zu einem der wichtigsten Faktoren für die Rendite geworden. Daher ist die Prognose nodaler Preise unerlässlich für eine genaue Umsatzmodellierung.

Die Preise, zu denen eine Batterie handelt, die Verluste bei jedem abgerechneten Dollar und die Netzengpässe rund um ihren Anschlusspunkt werden alle am Knoten festgelegt. Umsatzprognosen waren jedoch bisher meist regional: Ein Bundesstaat wurde auf einen Punkt oder wenige Zonen reduziert, mit gleicher Dispatch- und Abregelung für jede Batterie darin. Die Preisprognose von Modo Energy basiert nun auf einem nodalen Ansatz.

Die gleiche 100-MW-Batterie mit vier Stunden Speicherkapazität erzielt an jedem Anschlusspunkt eine andere Rendite. Am am besten angebundenen Knoten in jeder der zehn Erneuerbaren-Energie-Zonen (REZs) von NSW liegt die unverschuldete IRR um 0,1 bis 1,7 Punkte unter dem Referenzknoten des Bundesstaats. In Nord-Queensland beträgt die Differenz sogar 3,3 Punkte. Bei einer Batterie, die auf eine niedrige zweistellige IRR abgesichert ist, entscheidet eine solche Schwankung darüber, ob ein Projekt die Hürdenrate erreicht.

Zusammenfassung

• REZ-Prognosen liegen 0,1 bis 3,3 unverschuldete IRR Punkte unter ihren jeweiligen Referenzknoten. Die Zonen in Nord-Queensland liegen mit 6,9 % bis 7,3 % am weitesten zurück, verglichen mit 10,2 % in South Pine.
• Jeder Standort ist einzigartig von MLF und Netzengpässen betroffen. Marginale Verlustfaktoren wirken sich auf das Binnenland von NSW und Südaustralien aus, da Engpässe das weit westliche NSW begrenzen; in Nord-Queensland sind beide Faktoren etwa gleich stark.
• Netzengpässe haben eine tageszeitliche Ausprägung, die bestimmt, wann eine Batterie handelt.
• Netzengpässe wandern im Prognosezeitraum: Die Entlastung eines Korridors belastet einen anderen, und Einschränkungen ohne geplante Erweiterungen, wie die Metro-Kette von Adelaide, betreffen bis 2050 bis zu ein Drittel aller Stunden.

Hinter fünf Referenzpreisen steht ein nodales Netzwerk

Jeder Erzeuger im NEM wird mit seinem regionalen Referenzpreis vergütet, skaliert mit seinem marginalen Verlustfaktor (MLF). Die Dispatch-Entscheidung erfolgt jedoch anders – sie hängt von den Leitungswerten und Stabilitätsgrenzen ab, die bestimmen, welche Anlagen laufen können.

Standardprognosen für den Markt arbeiten subregional. Der Integrierte Systemplan (ISP) der AEMO modelliert das NEM als fünfzehn Subregionen, die durch Übertragungsgrenzen verbunden sind. Er zeigt, wie viel Strom zwischen den Zonen fließt. Er kann jedoch nicht abbilden, welche Anlagen innerhalb einer Zone abgeregelt werden oder welchen MLF ein Anschlusspunkt haben wird.

​

Die Preisprognose von Modo Energy löst nun die netzbeschränkte Dispatch über mehr als 200 Knoten mit fünfminütiger Auflösung bis 2054. Das modellierte Netz umfasst jede in Betrieb befindliche Übertragungsleitung ab 220 kV sowie die HVDC-Interkonnektoren. Durch die Erweiterung auf über 200 Knoten kann die Prognose das Verhalten der Dispatch-Engine des NEM (NEMDE) genau nachbilden.

Engpässe verschieben sich im Netz innerhalb eines Tages

Der 2. Februar 2030 ist ein beispielhafter Hochlast-Sommertag in der Prognose. Die Solarkorridore im äußersten Westen sind um die Mittagszeit gesättigt, und die Leitungen in den Hunter- und Sydney-Gebieten werden zum Abend hin stärker belastet. EnergyConnect transportiert den ganzen Tag über Energie aus Südaustralien nach NSW und bleibt bis in den Abend an seiner Grenze.