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

Les prix auxquels une batterie opère, 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 étaient jusqu’ici régionales : un État réduit à un point ou quelques zones, avec la même répartition et limitation pour chaque batterie. La prévision de prix de Modo Energy est désormais modélisée à l’échelle nodale.

La même batterie de 100 MW et quatre heures génère un rendement différent à chaque point de connexion. Au nœud le mieux connecté dans chacune des dix zones d’énergie renouvelable (REZ) de NSW, elle rapporte de 0,1 à 1,7 point d’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 visant un IRR à deux chiffres, une telle variation peut décider si le projet dépasse son taux de rendement cible.

Résumé exécutif

• Les prévisions REZ sont de 0,1 à 3,3 points d’IRR non levier inférieures à 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 marginale affectent l’intérieur de la NSW et l’Australie-Méridionale, tandis que la congestion limite l’extrême ouest de la NSW ; dans le nord du Queensland, les deux facteurs pèsent à parts égales.
• La congestion a une forme selon l’heure de la journée qui détermine quand une batterie opère.
• 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 jusqu’à un tiers des heures d’ici 2050.

Derrière cinq prix de référence se cache un réseau nodal

Chaque générateur du NEM est rémunéré à son prix de référence régional, modulé par son facteur de perte marginale (MLF). La répartition se décide autrement, selon les limites de capacité des lignes et de stabilité qui déterminent quels actifs peuvent fonctionner.

La prévision standard du marché fonctionne par sous-région. 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. Mais il ne peut pas indiquer quels actifs dans une zone seront limités, ni quel sera le MLF d’un point de connexion.

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La prévision de prix de Modo Energy résout désormais la répartition sous contrainte réseau sur plus de 200 nœuds, à une résolution de cinq minutes, jusqu’en 2054. Le réseau modélisé inclut chaque ligne de transmission opérationnelle à 220 kV et plus, ainsi que les interconnexions HVDC. En étendant le réseau à plus de 200 nœuds, la prévision peut émuler de près le comportement du moteur de répartition du NEM (NEMDE).

La congestion se déplace sur le réseau au cours d’une journée

Le 2 février 2030 illustre une journée estivale à forte tension dans la prévision. Les corridors solaires de l’extrême ouest saturent vers midi, et les axes Hunter et Sydney se tendent au pic du soir. EnergyConnect achemine toute la journée l’énergie sud-australienne vers la NSW, maintenue à sa limite jusqu’au soir.