Hornsdale Power Reserve es un sistema de almacenamiento de energía conectado a la red de 150 MW (194 MWh) propiedad de Neoen , ubicado junto al parque eólico Hornsdale en la región Mid North de Australia del Sur , también propiedad de Neoen.
La instalación original en 2017 era la batería de iones de litio más grande del mundo con 129 MWh y 100 MW. [1] Se amplió en 2020 a 194 MWh a 150 MW. A pesar de la expansión, perdió ese título en agosto de 2020 ante Gateway Energy Storage en California, EE. UU. [2] La Victorian Big Battery más grande comenzó a operar en diciembre de 2021.
Durante 2017, Tesla, Inc. ganó el contrato y construyó la reserva de energía de Hornsdale, con un costo de capital de 90 millones de dólares australianos, lo que dio lugar al nombre coloquial de grandes baterías de Tesla . [3] [4] [5]
En noviembre de 2019, Neoen confirmó que estaba aumentando la capacidad en 50 MW/64,5 MWh adicionales [6] [7] [8] hasta un total combinado de 193,5 MWh. La capacidad de almacenamiento aumentada se instaló el 23 de marzo de 2020 y la potencia aumentada [9] entró en funcionamiento a principios de septiembre de 2020. [10]
Australia del Sur recibió 90 propuestas y consideró cinco proyectos para construir una batería conectada a la red para aumentar la estabilidad de la red ante fenómenos meteorológicos adversos. [11] [12] Esto permitirá un menor uso de generadores alimentados por gas para proporcionar estabilidad a la red. [13]
Elon Musk apostó a que la batería estaría terminada dentro de "100 días desde la firma del contrato", de lo contrario la batería sería gratuita. [14] Tesla ya había comenzado la construcción y algunas unidades ya estaban operativas el 29 de septiembre de 2017, cuando se firmó el contrato de red. [15] [4] La construcción de la batería se completó y las pruebas comenzaron el 25 de noviembre de 2017. Se conectó a la red el 1 de diciembre de 2017. [14] Los 63 días entre el contrato de la red y su finalización superaron fácilmente la apuesta de Musk de "100 días desde firma del contrato", [5] [16] [17] que comenzó cuando se firmó un acuerdo de conexión a la red con ElectraNet el 29 de septiembre de 2017, [4] 203 días después de la oferta de Musk el 10 de marzo ( en Australia ). [5] Se utilizan celdas de tamaño Samsung 21700 . [18]
En noviembre de 2019, Neoen anunció que aumentaría la capacidad de la batería en un 50%. [19] La ampliación costó 53 millones de euros (82 millones de dólares australianos, [20] mientras que se esperaban 71 millones de dólares australianos ), financiada con 15 millones de dólares australianos del gobierno estatal, 8 millones de dólares australianos de ARENA y hasta 50 millones de dólares australianos en préstamos baratos. a través de la Corporación Financiera de Energía Limpia . [21] [6]
Aurecon completó la expansión el 2 de septiembre de 2020, [22] aumentando su impacto en la red de Australia del Sur. [23] La batería recibe 4 millones de dólares al año para servicios esenciales de seguridad de la red. [24] Johnson Winter Slattery asesoró al gobierno estatal en su proyecto de batería de 100 MW y su expansión a 150 MW. [25]
Es propiedad [26] y está operado por Neoen, y el gobierno estatal tiene derecho a recurrir a la energía almacenada en determinadas circunstancias. [27] La primera fase proporcionó un total de 129 megavatios-hora (460 GJ) de almacenamiento capaz de descargar a 100 megavatios (130.000 hp) en la red eléctrica, que se dividió contractualmente en varias partes, que abarcaban el arbitraje energético, el control de frecuencia y la estabilización. servicios. Incluyeron: [28] [ necesita actualización ]
El 14 de diciembre de 2017, a la 1:58:59 am, el HPR reaccionó cuando se disparó la unidad A3 en la central eléctrica de Loy Yang . A medida que sus generadores dejaron de funcionar durante los siguientes 30 segundos, la pérdida de sus 560 MW de potencia base provocó una caída en la frecuencia del sistema. A las 1:59:19, la frecuencia había caído a 49,8 Hz y desencadenó la respuesta de HPR, inyectando 7,3 MW en la red y ayudando efectivamente a estabilizar el sistema antes de que la central eléctrica de Gladstone pudiera responder a las 1:59:27. Esta reacción del inversor sincrónico es una característica incorporada, pero no se había demostrado previamente de manera efectiva. [29]
El 25 de mayo de 2021, HPR informó sobre una prueba exitosa en la vida real de su nuevo “modo de máquina virtual” al demostrar una respuesta inercial de una pequeña selección de inversores de prueba, luego de las perturbaciones en la red creadas por los eventos en Queensland. Después de una actualización en 2022, la batería tiene 2000 megavatios-segundo (MW) de inercia de red , aproximadamente el 15% del requisito total de red del estado. [34] [35]
Durante dos días de enero de 2018, cuando el precio al por mayor de la electricidad en el sur de Australia aumentó debido al clima cálido, la batería generó a sus propietarios un estimado de 1.000.000 de dólares australianos ( 800.000 dólares estadounidenses ), ya que vendieron energía de la batería a la red por un precio de alrededor de 14.000 A$ /MWh. [36] Sobre la base de los primeros seis meses de funcionamiento, se estima que la reserva generará alrededor de 18 millones de dólares australianos al año. [37] (Esta es una estimación de un tercero, basada en los precios spot de la energía; es posible que HPR haya contratado para suministrar energía a un precio más bajo, a cambio de un flujo de ingresos más seguro).
Después de seis meses de funcionamiento, la Reserva de Energía de Hornsdale era responsable del 55% del control de frecuencia y los servicios auxiliares en Australia del Sur. [31] La batería normalmente arbitra 30 MW o menos, pero en mayo de 2019 comenzó a cargarse y descargarse a alrededor de 80 MW y durante más tiempo de lo habitual, lo que aumentó la producción de energía eólica al reducir las restricciones . [38] [39] El FCAS es la principal fuente de ingresos. [23] [40] Cuando el interconector Heywood falló durante 18 días en enero de 2020, HPR brindó soporte a la red y limitó los precios de la energía. [41] Este evento fue el principal contribuyente al beneficio operativo de 30 millones de euros (46,3 millones de dólares australianos) de Neoen procedente del almacenamiento de baterías en Australia en 2020. [20]
En 2022, HPR comenzó a proporcionar aproximadamente 2000 MW de respuesta inercial a la red. Estos servicios, que suelen ser proporcionados por generadores de carbón y gas, HPR fue la primera gran batería del mundo en proporcionar dichos servicios, y fue particularmente útil dada la alta penetración de energías renovables en Australia del Sur. [42]
A finales de 2018, se estimó que la reserva de energía había ahorrado 40 millones de dólares australianos en costos, principalmente al eliminar la necesidad de un servicio auxiliar de control de frecuencia de 35 MW alimentado por combustible . [43] En 2019, los costos de la red se redujeron en $116 millones debido a la operación de HPR. [44] Casi todos los ahorros generados por la batería Hornsdale provinieron de su papel en los mercados de control de frecuencia y auxiliares, donde HPR ejerció presión a la baja sobre los precios totales.
El 23 de septiembre de 2021, el Regulador de Energía de Australia demandó a Neoen SA, alegando que la "Big Battery" de Tesla de la empresa francesa en el sur de Australia no proporcionó energía de respaldo durante los cuatro meses de 2019 por los que había recibido un pago. [45] La empresa finalmente recibió una multa de 900.000 dólares. [46]
La instalación de baterías de 100 megavatios se construyó según lo prometido por el multimillonario tecnológico Elon Musk dentro de los 100 días posteriores a la firma del contrato en septiembre.
La batería Hornsdale era el activo más rentable de la cartera de Neoen en Australia, Europa y América, en gran parte como resultado del papel clave que desempeñó y las ganancias inesperadas que obtuvo al mantener el Sur. Australia se reunirá {a principios de 2020} durante un largo evento de "isla"
Neoen, el propietario de Hornsdale Power Reserve,...
Pero en realidad, la respuesta de la gran batería de Tesla fue incluso más rápida que eso (en milisegundos), pero demasiado rápida para que los datos de AEMO la registraran.
Es importante destacar que, cuando la unidad de carbón contratada por Gladstone se levantó y se puso los calcetines para poder inyectar más a la red (se le paga por responder en seis segundos), la caída en la frecuencia ya se había detenido y estaba siendo controlada. invertido.
[Servicios auxiliares de control de frecuencia] Los mercados de FCAS son un gran impulsor de ingresos para los activos de baterías a gran escala en el NEM... el año pasado, los ingresos de FCAS representaron más del 96 % de la reserva de energía de Hornsdale (cf. 83 % en el año 2019)
Se modela que HPR ha reducido el costo total del FCAS de contingencia en aproximadamente $80 millones y el costo total del FCAS reglamentario en aproximadamente $36 millones, para una reducción total del costo de NEM de aproximadamente $116 millones.