Nowe badanie przeprowadzone przez Cornwall Insight wykazało, że farmy fotowoltaiczne działające na skalę sieciową płacą 10–20% kosztów świadczenia usług dodatkowych częstotliwości na rzecz krajowego rynku energii elektrycznej, mimo że obecnie generują około 3% energii w systemie.
Nie jest łatwo być zielonym.Projekty solarnesą narażone na liczne ryzyko zwrotu z inwestycji – wśród nich FCAS.
Ograniczenia, opóźnienia w przyłączach, marginalne współczynniki strat, nieodpowiedni system przesyłu energii elektrycznej, utrzymująca się próżnia w federalnej polityce energetycznej – lista czynników i potencjalnych czynników wpływających na wyniki dewelopera zajmującego się energią słoneczną stale się powiększa. Nowe obliczenia przeprowadzone przez analityków ds. energii Cornwall Insight wskazują obecnie, że farmy fotowoltaiczne w nieproporcjonalny sposób ponoszą rosnące koszty świadczenia usług pomocniczych w zakresie kontroli częstotliwości (FCAS) na krajowym rynku energii elektrycznej (NEM).
Cornwall Insight podaje, że farmy fotowoltaiczne płacą od 10% do 20% całkowitych kosztów FCAS wynikających z przepisów w danym miesiącu, podczas gdy na tym etapie wytwarzają jedynie około 3% energii wytworzonej w NEM. Dla porównania, farmy wiatrowe dostarczyły około 9% energii w NEM w roku finansowym 2019–20 (FY20), a ich skumulowane opłaty powodowane przez FCAS wyniosły około 10% całkowitych kosztów regulacyjnych.
Czynnik „przyczyna płaci” odnosi się do tego, o ile dowolny generator odbiega od liniowej szybkości narastania, aby osiągnąć następny cel w zakresie wysyłek energii w każdym okresie dystrybucyjnym.
„Nowym czynnikiem operacyjnym w przypadku odnawialnych źródeł energii jest wpływ, jaki wysokie regulacyjne ceny FCAS stanowią dla rentowności obecnych i przyszłych projektów w zakresie energii odnawialnej” – mówi Ben Cerini, główny konsultant w Cornwall Insight Australia.
Badania firmy wykazały, że koszty producenta FCAS za generatory słoneczne działające w skali sieci wynoszą konserwatywnie około 2368 dolarów za megawat rocznie, czyli około 1,55 dolara za MWh, chociaż różni się to w zależności od regionów NEM, przy czym farmy fotowoltaiczne w Queensland mają wyższe współczynniki „przyczyna płaci” w roku finansowym 2020 niż te ponoszone w innych stanach.
Cerini zauważa: „Od 2018 r. koszty wynikające z przepisów FCAS wahają się w granicach 10–40 mln dolarów kwartalnie. Według ostatnich porównań drugi kwartał 2020 r. był stosunkowo małym kwartałem, wynoszącym 15 milionów dolarów, podczas gdy w ostatnich trzech kwartałach było to ponad 35 milionów dolarów na kwartał”.
Lęk separacyjny robi swoje
Wdrożenie FCAS umożliwia australijskiemu operatorowi rynku energii (AEMO) zarządzanie odchyleniami w wytwarzaniu lub obciążeniu. Głównymi przyczynami bardzo wysokich kosztów FCAS w pierwszym kwartale tego roku były trzy nieoczekiwane zdarzenia związane z „separacją”: kiedy w wyniku pożarów buszu w południowej Nowej Południowej Walii uszkodziło się wiele linii przesyłowych, oddzielając północne i południowe regiony NEM; najbardziej kosztowna separacja, kiedy Australia Południowa i Wiktoria znalazły się na wyspach na 18 dni w następstwie burzy, która 31 stycznia uszkodziła linie przesyłowe; oraz oddzielenie Australii Południowej i zachodniej elektrowni Mortlake w Wiktorii od NEM w dniu 2 marca.
Gdy NEM działa jako system połączony, FCAS może być pozyskiwany z całej sieci, dzięki czemu AEMO może korzystać z najtańszych ofert dostawców, takich jak generatory, akumulatory i odbiorniki. Podczas wydarzeń związanych z separacją FCAS musi być pozyskiwany lokalnie, a w przypadku 18-dniowej separacji SA i Victorii zaspokojono to poprzez zwiększoną podaż z elektrowni gazowych.
W rezultacie koszty systemu NEM w pierwszym kwartale wyniosły 310 milionów dolarów, z czego rekordowa kwota 277 milionów dolarów przypadła FCAS potrzebnej do utrzymania bezpieczeństwa sieci w tych nadzwyczajnych okolicznościach.
Powrót do bardziej typowych kosztów systemu, które w drugim kwartale wyniosły 63 mln dolarów, z czego 45 mln dolarów przypadał na FCAS, był „przede wszystkim spowodowany brakiem występowania poważnych zdarzeń związanych z separacją systemów elektroenergetycznych”, stwierdziło AEMO w swoim raporcie za drugi kwartał 2020 r.Kwartalna dynamika energiiraport.
Wielkoskalowa energia słoneczna przyczynia się do obniżenia hurtowych kosztów energii elektrycznej
Jednocześnie w II kwartale 2020 r. średnie regionalne hurtowe ceny spot energii elektrycznej osiągnęły najniższy poziom od 2015 r.; i 48-68% niższe niż w drugim kwartale 2019 r. AEMO wymieniło czynniki przyczyniające się do obniżek ofert cen hurtowych jako: „niższe ceny gazu i węgla, złagodzenie ograniczeń dotyczących węgla w Mount Piper, zwiększone opady deszczu (i produkcję wody) oraz nowe podaż odnawialna”.
Zmienna produkcja energii odnawialnej w skali sieci (wiatrowej i słonecznej) wzrosła o 454 MW w II kwartale 2020 r., co stanowi 13% koszyka dostaw, w porównaniu z 10% w II kwartale 2019 r.
Najtańsza energia odnawialna jedynie zwiększy swój wkład w obniżenie hurtowych cen energii; oraz bardziej rozproszona i wzmocniona sieć wzajemnie połączonych przesyłów, wraz ze zmienionymi zasadami regulującymi podłączanie akumulatorów w NEM, stanowią klucz do zapewnienia dostępu do konkurencyjnych cenowo systemów FCAS w razie potrzeby.
W międzyczasie Cerini twierdzi, że deweloperzy i inwestorzy uważnie monitorują wszelkie zwiększone ryzyko dla kosztów projektu: „Wraz ze spadkiem cen hurtowych potencjalne okresy zakupu energii uległy skróceniu, a czynniki strat uległy zmianie” – wyjaśnia.
Cornwall Insight poinformowało, że ma zamiar udostępniać prognozy cen FCAS począwszy od września 2020 r., chociaż trudno przewidzieć, jakie zdarzenia spowodowały gwałtowny wzrost cen FCAS w pierwszym kwartale.
Niemniej jednak Cerini twierdzi, że „zobowiązania FCAS są obecnie zdecydowanie uwzględnione w programie należytej staranności”.
Czas publikacji: 23 sierpnia 2020 r