Para uma bateria no Mercado Nacional de Eletricidade (NEM) da Austrália, a localização tornou-se um dos principais fatores para o retorno financeiro. Isso torna a previsão de preços nodais essencial para uma modelagem de receita precisa.

Os preços contra os quais uma bateria negocia, as perdas em cada dólar liquidado e a congestão ao redor de seu ponto de conexão são todos definidos no nó. As previsões de receita, porém, normalmente eram regionais: um estado reduzido a um ponto ou poucas zonas, com o mesmo despacho e restrição para cada bateria. Agora, a previsão de preços da Modo Energy é modelada de forma nodal.

A mesma bateria de 100 MW e quatro horas obtém retornos diferentes em cada ponto de conexão. No nó mais bem conectado em cada uma das dez zonas de energia renovável (REZs) de NSW, ela recebe de 0,1 a 1,7 pontos percentuais de IRR não alavancado a menos do que no nó de referência do estado. No norte de Queensland, essa diferença chega a 3,3 pontos. Para uma bateria projetada para um IRR de dois dígitos baixos, uma variação desse tamanho pode decidir se o projeto atinge sua taxa mínima de retorno.

Resumo executivo

• Previsões para REZs ficam de 0,1 a 3,3 pontos de IRR merchant abaixo dos seus nós de referência estaduais. As zonas do norte de Queensland estão mais distantes, com 6,9% a 7,3% contra 10,2% de South Pine.
• Cada local é impactado de forma única por MLF e congestão. Os fatores de perda marginal afetam o interior de NSW e Austrália do Sul à medida que a congestão limita o extremo oeste de NSW; no norte de Queensland, ambos têm peso semelhante.
• A congestão tem um perfil horário que define quando uma bateria negocia.
• A congestão migra ao longo do horizonte de previsão: aliviar um corredor sobrecarrega outro, e restrições sem reforços futuros, como a cadeia metropolitana de Adelaide, sobem para quase um terço de todas as horas até 2050.

Por trás de cinco preços de referência existe uma rede nodal

A previsão de preços da Modo Energy agora simula o despacho restrito pela rede em mais de 200 nós, com resolução de cinco minutos, até 2054. A rede modelada inclui todas as linhas de transmissão operacionais de 220 kV ou mais, além dos interconectores HVDC. Ao expandir a rede para mais de 200 nós, a previsão pode emular de perto o comportamento do mecanismo de despacho do NEM (NEMDE).

A previsão padrão de mercado funciona em sub-regiões. O Plano Integrado do Sistema (ISP) da AEMO modela o NEM como quinze sub-regiões conectadas por limites de transferência. Ele mostra quanto de energia é transferido entre as zonas. Não mostra, porém, quais ativos dentro de uma zona são restringidos ou qual será o MLF de um ponto de conexão.

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Congestão se move pela rede ao longo do dia

2 de fevereiro de 2030 é um exemplo de dia de verão de alto estresse na previsão. Corredores solares no extremo oeste saturam ao redor do meio-dia, e os alimentadores de Hunter e Sydney ficam mais restritos no pico da noite. O EnergyConnect transporta energia da Austrália do Sul para NSW o dia todo, operando no limite durante a noite.