Per una batteria nel National Electricity Market (NEM) australiano, la posizione è diventata uno dei principali fattori che influenzano i rendimenti. Questo rende la previsione dei prezzi nodali essenziale per una modellazione accurata dei ricavi.

I prezzi contro cui una batteria effettua le transazioni, le perdite su ogni dollaro regolato e la congestione intorno al suo punto di connessione sono tutti determinati dal nodo. Le previsioni di ricavo, tuttavia, sono state tradizionalmente regionali: uno stato ridotto a un solo punto o a poche zone, con lo stesso dispacciamento e curtailment per ogni batteria all'interno. Ora la previsione dei prezzi di Modo Energy è modellata su base nodale.

La stessa batteria da 100 MW per quattro ore genera un rendimento diverso in ogni punto di connessione. Nel nodo meglio connesso di ciascuna delle dieci zone di energia rinnovabile (REZ) del NSW, guadagna da 0,1 a 1,7 punti IRR non levered in meno rispetto al nodo di riferimento statale. Nel nord del Queensland, il divario arriva fino a 3,3 punti. Su una batteria con un IRR a doppia cifra bassa, una variazione di questa entità determina se un progetto supera il suo tasso di rendimento minimo.

Sintesi esecutiva

• Le previsioni REZ sono da 0,1 a 3,3 punti IRR non levered al di sotto dei rispettivi nodi di riferimento statali. Le zone del nord Queensland sono le più distanti, con valori tra il 6,9% e il 7,3% rispetto al 10,2% di South Pine.
• Ogni posizione è influenzata in modo unico da MLF e congestione. I marginal loss factors impattano l’entroterra del NSW e il Sud Australia, mentre la congestione limita il NSW occidentale; nel nord Queensland i due fattori pesano in modo simile.
• La congestione ha un profilo orario che determina quando una batteria effettua le transazioni.
• La congestione si sposta lungo l’orizzonte di previsione: alleviare un corridoio ne carica un altro, e le restrizioni che non prevedono potenziamenti futuri, come la catena metropolitana di Adelaide, arrivano a rappresentare fino a un terzo di tutte le ore entro il 2050.

Dietro cinque prezzi di riferimento si trova una rete nodale

Ogni generatore nel NEM viene pagato secondo il proprio prezzo di riferimento regionale, moltiplicato per il suo marginal loss factor (MLF). Il dispacciamento viene deciso in modo diverso, in base ai limiti di capacità delle linee e di stabilità che determinano quali asset possono funzionare.

Le previsioni standard di mercato operano a livello subregionale. L’Integrated System Plan (ISP) di AEMO modella il NEM come quindici subregioni collegate da limiti di trasferimento. Mostra quanta energia si sposta tra le zone, ma non può mostrare quali asset all’interno di una zona vengono limitati, né quale sarà il MLF di un punto di connessione.

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La previsione dei prezzi di Modo Energy ora risolve il dispacciamento vincolato dalla rete su oltre 200 nodi, con una risoluzione di cinque minuti, fino al 2054. La rete modellata include tutte le linee di trasmissione operative a 220 kV e superiori, oltre agli interconnettori HVDC. Espandendo la rete a oltre 200 nodi, la previsione può emulare da vicino il comportamento del motore di dispacciamento del NEM (NEMDE).

La congestione si sposta sulla rete anche nell’arco di una sola giornata

Il 2 febbraio 2030 è una giornata estiva ad alta tensione esemplificativa nella previsione. I corridoi solari dell’ovest si saturano intorno a mezzogiorno, mentre i flussi di Hunter e Sydney si restringono verso il picco serale. EnergyConnect trasporta energia dal Sud Australia al NSW per tutto il giorno, rimanendo al suo limite durante la sera.