La gran batería de Tesla se mantiene en un mercado de almacenamiento de energía en expansión.

La batería del sur de Australia tiene un costo de $ 4 millones mientras el mercado busca desbloquear múltiples flujos de valor potenciales

La gran batería de Tesla en Hornsdale, en el sur de Australia, continúa dejando su marca en el mercado energético australiano, y se embolsó otros 4 millones de dólares en el cuarto trimestre por la prestación de servicios auxiliares y de frecuencia.

El número se reveló en el último informe de Dinámica Trimestral del Operador del Mercado Energético Australiano , que también revela un enfoque creciente en el almacenamiento de energía, y en el cambio de tiempo y en el arbitraje energético en particular.

El cuarto trimestre fue notable porque vio que la cantidad de baterías grandes en la red principal se multiplicaba, con la adición de la batería Dalrymple North en el sur de Australia, y las baterías grandes Gannawarra y Ballarat en Victoria.

También vio una cantidad récord de energía hidroeléctrica bombeada utilizada desde 2008, un signo seguro de la mayor función del almacenamiento de energía que se producirá a medida que la proporción de energía eólica y solar continúe aumentando y más sistemas hidroeléctricos de batería y bombeo, junto con otras formas de energía hidráulica. Almacenamiento, como el hidrógeno y la energía solar térmica, entran en el sistema.

El mercado está esperando nuevas reglas para desbloquear los múltiples flujos de valor potencial para el almacenamiento de la batería

El rendimiento y el modelo de negocio de la gran batería de Tesla han sido una fuente de fascinación para la industria desde su apertura hace más de 14 meses. El fundador y CEO de Tesla, Elon Musk, confirmó recientemente que las instalaciones de $ 95 millones probablemente se amortizarán en unos pocos años.

La batería, que en realidad es propiedad de Neoen Australia y es operada por ella, recibe un pago de $ 4 millones por año para proporcionar servicios de red al gobierno de Australia del Sur, un pago significativamente mayor dado su rendimiento reciente manteniendo las luces encendidas en el estado después de un rayo en el norte de NSW Condujo a derramamiento de carga y viajes de generador en todos los demás estados.

Tesla también ha ganado dinero con el mercado de FCAS (servicios de control de frecuencia y servicios auxiliares) y ha reducido los costos al mismo tiempo. Su presencia efectivamente destruyó un "cartel", como el juego que empujó los precios a la estratosfera, y permitió a Aemo eliminar las restricciones que fueron explotadas por los generadores de gas.

Fig 22 y 23.

 

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 Informe de Aemo, fig 22 y 23.

Los últimos datos de Aemo son de particular interés. Muestra que los ingresos de la batería grande de Tesla de FCAS continuaron a buen ritmo y ganaron $ 4.5 millones (netos) de los mercados de contingencia y regulación de FCAS ($ 4.9 millones de ingresos menos $ 0.4 millones en costos). (Una pequeña cantidad de eso podría haber sido atribuible a otras baterías).

La respuesta de la demanda, a través del agregador especializado EnerNoc, también capturó una participación de $ 3.5 millones en esos dos mercados. Entre ellos, las baterías y la respuesta a la demanda habían captado el 27% de ese mercado.

Pero también revela oportunidades crecientes en el almacenamiento de energía y el cambio de tiempo, que probablemente sea la métrica clave para la mayoría de las baterías que siguen, dado que las oportunidades dentro del mercado de FCAS son limitadas.

Aemo señaló que ahora hay diferenciales significativamente más altos entre los precios pico y no pico en el mercado mayorista, y la diferencia casi se duplicó a $ 47 / MWh desde $ 25 / MWh en Queensland y NSW en el último año.

Pero aquí está el problema. La "eficiencia de ida y vuelta" significa que los "repartos de parque", los beneficios obtenidos por las diversas instalaciones de almacenamiento, todavía son bajos para el arbitraje energético.

De hecho, para la hidroeléctrica bombeada, la "propagación del parque" era cero, lo que significa que después de las pérdidas del proceso de bombeo, no generó dinero. Las baterías (en su mayoría Hornsdale, pero en las últimas semanas del trimestre también las otras instalaciones) tuvieron una "propagación del parque" de $ 20 / MWh, pero eso fue principalmente cortesía de su participación en los mercados de FCAS.

Fig 15 y 16.

 

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 Informe de Aemo, fig 15 y 16.

Curiosamente, la "extensión del parque" para el almacenamiento de la batería fue significativamente mayor en los trimestres anteriores (alrededor de $ 36 / MWh), pero Aemo dice que se diluyó en el cuarto trimestre con la llegada de las nuevas instalaciones, que no compitieron mucho en el FCAS.

Aún así, el gráfico anterior muestra que las baterías como Hornsdale parecían obtener más beneficios del arbitraje de energía, quizás debido a su velocidad de respuesta, que las instalaciones hidroeléctricas bombeadas. Y, por supuesto, la mayor parte de su dinero provino de contingencias y regulaciones FCAS.

Es importante resaltar que hasta que se introduzcan nuevas reglas y entren en vigencia que puedan reconocer y desbloquear los múltiples flujos de valor potenciales para el almacenamiento de la batería, las instalaciones pueden tener dificultades para encontrar un modelo de negocio adecuado.

Esto será de gran interés para los promotores y constructores de baterías nuevas, como las que van en los parques eólicos de Lake Bonney y Lincoln Gap en el sur de Australia, propuestas por Sanjeev Gupta para Whyalla, y AGL en Queensland, y muchos otros proyectos prometedores. Cosas en almacenaje.

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Comentarios

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