Nowe badania Cornwall Insight wykazały, że farmy fotowoltaiczne działające w skali sieciowej ponoszą 10–20% kosztów świadczenia usług pomocniczych w zakresie częstotliwości na rzecz krajowego rynku energii elektrycznej, mimo że obecnie generują około 3% energii w systemie.
Bycie eko nie jest łatwe.Projekty solarnesą narażone na liczne ryzyka związane ze zwrotem z inwestycji — wśród nich jest FCAS.
Ograniczenia, opóźnienia połączeń, marginalne współczynniki strat, niewystarczający system przesyłu energii elektrycznej, trwająca próżnia federalnej polityki energetycznej — lista czynników i potencjalnych czynników obniżających zyski deweloperów energii słonecznej stale się wydłuża. Nowe obliczenia analityków ds. energii Cornwall Insight wykazały, że farmy słoneczne w nieproporcjonalnie dużym stopniu ponoszą rosnące koszty świadczenia usług pomocniczych w zakresie kontroli częstotliwości (FCAS) na krajowym rynku energii elektrycznej (NEM).
Cornwall Insight podaje, że farmy słoneczne płacą od 10% do 20% całkowitych kosztów regulacji FCAS w danym miesiącu, podczas gdy na tym etapie produkują tylko około 3% energii wytworzonej w NEM. Dla porównania, farmy wiatrowe dostarczyły około 9% energii w NEM w roku finansowym 2019-20 (FY20), a ich łączna suma płatności za przyczynę FCAS wyniosła około 10% całkowitych kosztów regulacji.
Współczynnik „sprawca płaci” odnosi się do tego, jak bardzo generator odbiega od swojej liniowej szybkości narastania, aby osiągnąć kolejny cel dotyczący przesyłu energii dla każdego okresu przesyłu.
„Nowym zagadnieniem operacyjnym w przypadku odnawialnych źródeł energii jest ryzyko, jakie wysokie ceny FCAS powodują dla rentowności obecnych i przyszłych projektów w zakresie energii odnawialnej” — mówi Ben Cerini, główny konsultant w Cornwall Insight Australia.
Badania firmy wykazały, że koszty ponoszone przez FCAS w przypadku generatorów słonecznych w skali sieciowej wynoszą ostrożnie około 2368 USD za megawat rocznie, czyli około 1,55 USD/MWh, choć różnią się w zależności od regionu NEM, przy czym farmy słoneczne w Queensland mają wyższe koszty ponoszone w roku fiskalnym 2020 niż w innych stanach.
Cerini zauważa: „Od 2018 r. koszty regulacji FCAS wahały się między 10 a 40 mln USD kwartalnie. Drugi kwartał 2020 r. był stosunkowo małym kwartałem w porównaniu z ostatnimi porównaniami, z kwotą 15 mln USD, podczas gdy w trzech poprzednich kwartałach było to ponad 35 mln USD kwartalnie”.
Lęk separacyjny zbiera swoje żniwo
Wdrożenie FCAS pozwala Australian Energy Market Operator (AEMO) zarządzać odchyleniami w generacji lub obciążeniu. Głównymi czynnikami przyczyniającymi się do bardzo wysokich kosztów FCAS w pierwszym kwartale tego roku były trzy nieoczekiwane zdarzenia „oddzielenia”: gdy wiele linii przesyłowych w południowej Nowej Południowej Walii zostało uszkodzonych w wyniku pożarów buszu, oddzielając północne od południowych regionów NEM 4 stycznia; najbardziej kosztowne oddzielenie, gdy Południowa Australia i Wiktoria zostały odizolowane na 18 dni po burzy, która sparaliżowała linie przesyłowe 31 stycznia; oraz oddzielenie Południowej Australii i zachodniej Wiktorii elektrowni Mortlake Power Station od NEM 2 marca.
Gdy NEM działa jako połączony system, FCAS może pochodzić z całej sieci, co pozwala AEMO na korzystanie z najtańszych ofert od dostawców, takich jak generatory, baterie i obciążenia. Podczas wydarzeń separacyjnych FCAS musi być pozyskiwany lokalnie, a w przypadku 18-dniowej separacji SA i Victorii, zostało to zaspokojone przez zwiększoną podaż z generacji gazowej.
W rezultacie koszty systemu NEM w pierwszym kwartale wyniosły 310 milionów dolarów, z czego rekordowe 277 milionów dolarów przeznaczono na system FCAS potrzebny do utrzymania bezpieczeństwa sieci w tych nadzwyczajnych okolicznościach.
Powrót do bardziej typowego systemu kosztował w drugim kwartale 63 mln USD, z czego 45 mln USD stanowił FCAS, „był spowodowany głównie brakiem wystąpienia poważnych zdarzeń związanych z separacją systemu energetycznego” – stwierdziła firma AEMO w swoim raporcie za drugi kwartał 2020 r.Kwartalna Dynamika Energetycznaraport.
Energia słoneczna na dużą skalę przyczynia się do obniżenia hurtowych kosztów energii elektrycznej
Jednocześnie w drugim kwartale 2020 r. średnie regionalne hurtowe ceny spot energii elektrycznej osiągnęły najniższy poziom od 2015 r. i były o 48–68% niższe niż w drugim kwartale 2019 r. AEMO wymieniło następujące czynniki przyczyniające się do obniżenia cen hurtowych: „niższe ceny gazu i węgla, złagodzenie ograniczeń dotyczących węgla w Mount Piper, zwiększone opady deszczu (i produkcja energii wodnej) oraz nowe źródła energii odnawialnej”.
Produkcja energii odnawialnej o zmiennej wielkości w skali sieci (wiatr i słońce) wzrosła o 454 MW w drugim kwartale 2020 r. i stanowiła 13% miksu dostaw, w porównaniu z 10% w drugim kwartale 2019 r.
Najtańsza energia odnawialna będzie jedynie przyczyniać się do obniżania hurtowych cen energii, a bardziej rozproszona i wzmocniona sieć połączonych systemów przesyłowych, a także zmienione zasady regulujące podłączanie akumulatorów w ramach NEM, będą kluczem do zapewnienia dostępu do FCAS po konkurencyjnych cenach w razie potrzeby.
Tymczasem Cerini mówi, że deweloperzy i inwestorzy uważnie monitorują wszelkie zwiększone ryzyka dla kosztów projektu: „Wraz ze spadkiem cen hurtowych, potencjalny okres zakupu energii uległ skróceniu, a współczynniki strat uległy wahaniom” – wyjaśnia.
Cornwall Insight zasygnalizowało zamiar udostępnienia prognoz cen FCAS począwszy od września 2020 r., chociaż trudno przewidzieć, jakie wydarzenia spowodowały wzrost cen FCAS w I kwartale.
Mimo to, jak twierdzi Cerini, „zobowiązania FCAS są obecnie na liście kwestii wymagających należytej staranności”.
Czas publikacji: 23-08-2020