​Pour une batterie sur le National Electricity Market (NEM) australien, l’emplacement est devenu l’un des leviers les plus importants pour la rentabilité. Cela rend la prévision des prix nodaux essentielle pour modéliser précisément les revenus.

Les prix auxquels une batterie effectue ses transactions, les pertes sur chaque dollar réglé et la congestion autour de son point de connexion sont tous déterminés au niveau du nœud. Pourtant, les prévisions de revenus ont généralement été régionales : un État réduit à un seul point ou à quelques zones, avec le même dispatch et la même limitation pour chaque batterie. La prévision de prix de Modo Energy est désormais modélisée à l’échelle nodale.

La même batterie de 100 MW, quatre heures, génère un rendement différent à chaque point de connexion. Au nœud le mieux connecté de chacune des dix zones d’énergie renouvelable (REZ) de la Nouvelle-Galles du Sud, elle obtient de 0,1 à 1,7 points IRR non levier de moins qu’au nœud de référence de l’État. Dans le nord du Queensland, l’écart atteint 3,3 points. Pour une batterie garantie à un IRR à deux chiffres bas, une telle variation détermine si un projet atteint son seuil de rentabilité.

Résumé exécutif

• Les prévisions REZ se situent de 0,1 à 3,3 points IRR marchands en dessous de leurs nœuds de référence d’État. Les zones du nord du Queensland sont les plus éloignées, avec 6,9 % à 7,3 % contre 10,2 % à South Pine.
• Chaque emplacement est impacté de façon unique par le MLF et la congestion. Les facteurs de perte marginaux touchent l’intérieur de la Nouvelle-Galles du Sud et l’Australie-Méridionale, tandis que la congestion limite l’extrême ouest de la Nouvelle-Galles du Sud ; dans le nord du Queensland, les deux facteurs pèsent à peu près autant.
• La congestion a une forme selon les moments de la journée qui détermine quand une batterie effectue ses transactions.
• La congestion migre sur l’horizon de prévision : soulager un corridor en charge un autre, et les contraintes sans renforcement futur, comme la chaîne métropolitaine d’Adélaïde, atteignent près d’un tiers de toutes les heures d’ici 2050.

Derrière cinq prix de référence se cache un réseau nodal

​La prévision de prix de Modo Energy résout désormais le dispatch contraint par le réseau sur plus de 200 nœuds, à une résolution de cinq minutes, jusqu’en 2054. Le réseau modélisé inclut toutes les lignes de transmission en service à 220 kV et plus, ainsi que les interconnexions HVDC. En étendant le réseau à plus de 200 nœuds, la prévision peut reproduire fidèlement le comportement du moteur de dispatch du NEM (NEMDE).

Les prévisions standards du marché fonctionnent au niveau des sous-régions. Le Plan intégré du système (ISP) de l'AEMO modélise le NEM en quinze sous-régions reliées par des limites de transfert. Il montre combien d’électricité circule entre les zones. Il ne permet pas de voir quels actifs à l’intérieur d’une zone sont contraints ou quel sera le MLF d’un point de connexion.

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La congestion se déplace sur le réseau en une seule journée

Le 2 février 2030 illustre une journée estivale sous tension dans la prévision. Les corridors solaires de l’extrême ouest saturent autour de midi, et les alimentations de Hunter et Sydney se resserrent lors du pic du soir. EnergyConnect transporte l’énergie d’Australie-Méridionale vers la Nouvelle-Galles du Sud toute la journée, à sa limite durant la soirée.