La generación renovable debería representar alrededor del 50 por ciento del suministro de la red principal de Australia para julio de 2026, aunque podría ser un poco menos dependiendo del progreso en la segunda etapa de Golden Plains, que será el parque eólico más grande del país, al menos por un tiempo. tiempo – cuando esté completo.
Llegar al 80 por ciento para 2030 dependerá en parte de lo que suceda con la demanda. Si la demanda se mantiene estable, entonces se necesitará capacidad capaz de suministrar alrededor de 67 teravatios hora (TWh) al año. Después de tener en cuenta la energía solar en los tejados, calculo que eso equivale a unos 25 gigavatios de nueva capacidad, tal vez un poco más.
Es una gran petición, pero en mi opinión aún es posible y, en líneas generales, está en consonancia con los objetivos y la escala del Plan de Inversión en Capacidad (CIS). Tendré más que decir sobre el papel de la CEI una vez que empiece a hablar de las previsiones de precios de ITK, pero eso puede esperar. Estamos hablando de capacidad y producción en este no.
No había actualizado los detalles de capacidad de energía renovable variable (VRE) durante aproximadamente 3 meses. Utilizando un resumen de www.renewmap.com.au, posiblemente el nuevo sitio web más interesante para nosotros, los nerds de la energía, que se desarrolló el año pasado, actualicé las tablas en construcción y operativas para energía eólica, solar y baterías en el NEM.
Confío en las definiciones de funcionamiento y en construcción del equipo de RenewMap. Como ejemplo, la última vez que hice la actualización, en marzo, se mostraba que Rye Park estaba en construcción a pesar de que el 50% de la capacidad estaba produciendo.
Para este ejercicio las definiciones exactas no importan. Me interesa entender cuánta ERV (energía renovable variable) es capaz de producir el NEM, y una cuestión diferente: cuánto es probable que produzca realmente.
La producción real depende no sólo del clima, y ??este comienzo del invierno ha sido un fuerte recordatorio no solo de la sequía eólica sino también de lo importante que será Queensland para los estados del sur a medida que continúe el despliegue de VRE, pero también de las MLF (pérdida marginal factores) y la restricción económica.
La reducción económica puede ocurrir por dos razones.
La razón 1 es que los precios se vuelven negativos y, a pesar del valor de las REC, varios acuerdos PPA requieren que un productor cierre cuando los precios son negativos. La razón 2, que aún no es tan común pero que lo será cada vez más, es que la producción total de energía eólica y solar supera la demanda.
Mientras haya generación térmica “obligatoria” en el sistema, tendremos más restricciones de las necesarias en un sistema altamente renovable. En este momento hay miles de MW de carbón y gas que deben funcionar 24 horas al día, 7 días a la semana. Esa generación suele generar pérdidas a mitad del día y da como resultado un exceso de producción y algunas reducciones.
Por ejemplo, en Queensland, incluso en invierno, incluso sin que los 1,6 GW de energía eólica estén a punto de funcionar, los precios siguen siendo negativos a la hora del almuerzo.
QLD can export most of its surplus to NSW but clearly if prices are negative it’s not getting rid of all of it. The other option for a surplus of lunchtime power is to charge it up for storage because the spreads are still excellent over $300/MWh in all States except Victoria.
That’s a lot of margin for battery developers if you consider the rapidly falling cost of batteries. Ny understanding is that a 2 hour battery that cost say A$650/KWh a year ago now starts with a $4 and still falling. The reduction is due to a long expected reduction in cell costs.
So, because the reduction is in the cell costs there is basically a strong incentive to increase duration. In turn with more duration less of the battery’s revenue will come from frequency control and more from trading the daily market.
Over the next three years this will play out as a flattening of evening price peak, reducing gas opportunity, at least outside of wind droughts, and maybe taking some stress off middle of the day prices.
No matter how many utility batteries are built unless there are lots of household and network batteries it’s likely that rooftop solar will still make life very tough for utility generators at lunch time.
That’s because a rooftop solar system has a capacity factor of at least 14% which works out to say 3.5 MWh per day on average.
So if we are installing over 2 GW of rooftop solar a year, you need 2 GW of 4 hour batteries just to deal with the incremental supply. Never mind all the solar utility as well. Much better to have 1 GW of 8 hour residential and community batteries installed each year.
And if the reason utility battery costs are falling strongly is because of falling cell costs, then it’s likely that household battery costs can also fall quite a lot. I’ve only been waiting for a decade for that to happen.
Anyhow, all that is a bit off today’s topic which is existing and new supply. I’m only going to show the broad totals.
Where we are and the road out to the next bend
First existing installed utility VRE capacity has increased from 19.9 GW in March to 20.7 GW. Of course there is a similar quantity of rooftop solar.
Wind and solar capacity. Source: RenewMap
Wind is up by about 300 MW and utility solar by about 500 MW. However output is well down due to the wind drought. No surprise there. Where the surprise will be is when the wind picks up again.
VRE production. Source: NEM Review
VRE by fuel. Source: NEM Review
Turning to under construction
The total remains about 6.9 GW, boosted by Golden Plains stage 2 in Victoria.
Under construction VRE. Source: RenewMap
Pleasingly wind capacity is going to increase 40% and even more pleasingly more than 1/3 of that is in QLD.
Heading close to 50% renewables in two years
Wind current output over the last year is 27 TWh, on 10.8 GW of capacity, and that works to an average capacity factor of 28%. Even allowing for older technology, a figure over 30% should be expected.
I guess the difference is the recent wind drought, and that there is always some capacity undergoing maintenance, and MLFs. Generally I do my forward forecasts on a rosier basis.
Incluso teniendo en cuenta la peor sequía de este año que he visto en una década y una sequía eólica presumiblemente inusual, el total de 365 días para ERV es alrededor del 31% de la energía total suministrada en el NEM. Eso es después de las restricciones y del FML.
Y, dado que estamos contando, la participación solar de Nueva Gales del Sur también ha disminuido con respecto al período correspondiente anterior, aunque la capacidad ha aumentado.
Si lo sumamos y asumimos que toda la capacidad nueva estará operativa dentro de dos años, obtengo una participación renovable del 49% para esta fecha en 2026. Básicamente, eso está cerca de una participación financiable, dejando de lado solo los riesgos de construcción y conexión.
26 de julio VRE y comparte. Fuente:ITK
Baterías
Los gigavatios de baterías están aumentando un 400%, desde 1,4 GW en funcionamiento a 6,7 ??GW en total, contando los 5,5 GW en construcción. La batería Capital retrasada en el ACT ahora se cuenta como operativa, aunque algunos pueden preguntarse porque está funcionando a niveles muy bajos.
Por impresionante que sea, la capacidad de GWh pasará de 1,8 a 13,6 GWh, un aumento del 650%. Las baterías en construcción tienen una duración media de 2,1 horas, frente a las 1,3 horas de la flota existente. Ya he hablado de mis expectativas de que esto aumentará mucho más.
Baterías en funcionamiento. Fuente: Renovar Mapa
Baterías en construcción. Fuente: Renovar Mapa
La gente puede hablar de hidrobombeo hasta que las vacas regresen a casa. Si los costos de las baterías han caído un 23% en 18 meses y siguen cayendo a medida que aumenta la capacidad global, necesitaría un caso de negocio muy claro para competir con ellos. No olvide la eficiencia de ida y vuelta de las baterías, que generalmente es mucho mejor.
Las baterías pasan de ser un espectáculo secundario al centro del escenario
En este momento, las baterías tienen un precio prácticamente sombra del gas, y en algunos casos exigen una prima. Posiblemente esto se deba a que la flota de baterías existente obtiene más de la mitad de sus ingresos de servicios auxiliares, etc.
Aunque algunas de las nuevas baterías se utilizarán para la confiabilidad de la transmisión y otros servicios del sistema, claramente habrá mucha más capacidad disponible para el comercio diario. Me acuerdo del viejo chiste de los corredores de bolsa: P: «¿Cómo convertirse en un pequeño comerciante intradía?» R: «Empiece como un gran comerciante». Sin embargo.
La siguiente figura muestra que el gas y la energía hidroeléctrica suministran una media de 6 GW (23%) de la demanda a la hora de la cena. Incluso si solo 3 GW de las baterías en construcción comienzan a comercializarse en ese espacio a la hora de la cena, probablemente terminarán bajando significativamente esos precios máximos, al menos esa es mi expectativa.
Del mismo modo, representarán una proporción aún mayor de la demanda del mediodía y, por lo tanto, también tienen potencial para elevar bastante los precios del mediodía.
Suministro de combustible para la demanda máxima. Fuente: Revisión NEM, ITK
