Para una batería en el Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia, la ubicación se ha convertido en uno de los factores más importantes para la rentabilidad. Esto hace que la previsión de precios nodales sea esencial para modelar los ingresos con precisión.

Los precios contra los que opera una batería, las pérdidas sobre cada dólar liquidado y la congestión en su punto de conexión se determinan en el nodo. Sin embargo, las previsiones de ingresos suelen ser regionales: un estado reducido a un solo punto o unas pocas zonas, con el mismo despacho y recorte para cada batería. Ahora, la previsión de precios de Modo Energy se modela de forma nodal.

La misma batería de 100 MW y cuatro horas obtiene un rendimiento diferente en cada punto de conexión. En el nodo mejor conectado de cada una de las diez zonas de energía renovable (REZ) de NSW, gana entre 0,1 y 1,7 puntos porcentuales de TIR sin apalancamiento menos que en el nodo de referencia estatal. En el norte de Queensland, la diferencia alcanza los 3,3 puntos. Para una batería con una TIR de dos dígitos bajos, una variación de ese tamaño puede decidir si un proyecto supera su tasa mínima de rentabilidad.

Resumen ejecutivo

• Las previsiones de las REZ se sitúan entre 0,1 y 3,3 puntos de TIR comercial por debajo de sus nodos de referencia estatales. Las zonas del norte de Queensland son las que más se alejan, con un 6,9% a 7,3% frente al 10,2% de South Pine.
• Cada ubicación se ve afectada de forma única por el MLF y la congestión. Los factores de pérdida marginal impactan el interior de NSW y Australia del Sur, mientras que la congestión limita el extremo oeste de NSW; en el norte de Queensland ambos factores tienen un peso similar.
• La congestión tiene una forma según la hora del día que determina cuándo opera una batería.
• La congestión migra a lo largo del horizonte de previsión: aliviar un corredor sobrecarga otro, y las restricciones sin futuras ampliaciones, como la cadena metropolitana de Adelaida, alcanzan hasta un tercio de todas las horas para 2050.

Detrás de cinco precios de referencia se encuentra una red nodal

La previsión de precios de Modo Energy ahora resuelve el despacho restringido por red en más de 200 nodos, con resolución de cinco minutos, hasta 2054. La red modelada incluye todas las líneas de transmisión operativas de 220 kV y superiores, además de los interconectores HVDC. Al expandir la red a más de 200 nodos, la previsión puede emular de cerca el comportamiento del motor de despacho del NEM (NEMDE).

Las previsiones estándar del mercado funcionan a nivel subregional. El Plan Integrado del Sistema (ISP) de AEMO modela el NEM como quince subregiones unidas por límites de transferencia. Muestra cuánta energía se mueve entre zonas, pero no puede mostrar qué activos dentro de una zona quedan restringidos, ni cuál será el MLF de un punto de conexión.

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La congestión se desplaza por la red en un solo día

El 2 de febrero de 2030 es un ejemplo ilustrativo de un día de verano de alta tensión en la previsión. Los corredores solares del extremo oeste se saturan alrededor del mediodía, y las líneas de Hunter y Sídney se ajustan hacia el pico de la tarde. EnergyConnect transporta energía de Australia del Sur a NSW durante todo el día, manteniéndose en su límite hasta la noche.