Para una batería en el Mercado Nacional de Electricidad (NEM) de Australia, la ubicación se ha convertido en uno de los factores más determinantes 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 a unas pocas zonas, con el mismo despacho y recorte para cada batería. Ahora, el pronóstico de precios de Modo Energy se modela a nivel nodal.

La misma batería de 100 MW y cuatro horas de duración obtiene un retorno 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 IRR sin apalancamiento menos que en el nodo de referencia estatal. En el norte de Queensland, la diferencia llega a 3,3 puntos. En una batería respaldada para alcanzar una IRR de dos dígitos bajos, una variación de esa magnitud puede decidir si un proyecto supera o no su tasa mínima de retorno.

Resumen ejecutivo

• Las previsiones REZ se sitúan entre 0,1 y 3,3 puntos IRR sin apalancamiento por debajo de sus nodos de referencia estatales. Las zonas del norte de Queensland están más alejadas, con un 6,9% a 7,3% frente al 10,2% de South Pine.
• Cada ubicación se ve afectada de manera única por el MLF y la congestión. Los factores de pérdida marginal impactan en el interior de NSW y Australia del Sur, mientras que la congestión limita el extremo occidental 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 carga a otro, y las restricciones que no cuentan con ampliaciones futuras, como la cadena metropolitana de Adelaida, llegan a representar hasta un tercio de todas las horas para 2050.

Detrás de cinco precios de referencia hay una red nodal

Cada generador en el NEM recibe su precio de referencia regional, ajustado por su factor de pérdida marginal (MLF). El despacho se decide de forma diferente, según las capacidades de las líneas y los límites de estabilidad que determinan qué activos pueden operar.

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

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El pronóstico de precios de Modo Energy ahora resuelve el despacho restringido por la 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).

La congestión se desplaza por la red a lo largo de un solo día

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