Nowe badania przeprowadzone przez Cornwall Insight pokazują, że farmy fotowoltaiczne na skalę sieciową płacą 10-20% kosztów świadczenia usług pomocniczych częstotliwości na krajowym rynku energii elektrycznej, mimo że obecnie generują około 3% energii w systemie.
Nie jest łatwo być zielonym.Projekty solarnepodlegają licznym zagrożeniom zwrotu z inwestycji — wśród nich FCAS.
Ograniczenia, opóźnienia w podłączeniu, marginalne współczynniki strat, nieodpowiedni system przesyłu energii elektrycznej, trwająca próżnia w federalnej polityce energetycznej – lista rozważań i potencjalnych przeciwników dolnej linii dewelopera energii słonecznej stale się powiększa.Nowe obliczenia przeprowadzone przez analityków energetycznych Cornwall Insight pokazują teraz, że farmy fotowoltaiczne w nieproporcjonalny sposób ponoszą rosnące koszty świadczenia dodatkowych usług kontroli częstotliwości (FCAS) na krajowym rynku energii elektrycznej (NEM).
Cornwall Insight donosi, że farmy fotowoltaiczne płacą od 10% do 20% całkowitych kosztów regulacyjnych FCAS w danym miesiącu, podczas gdy na tym etapie produkują tylko około 3% energii wytwarzanej w NEM.Dla porównania, farmy wiatrowe dostarczyły około 9% energii w regionie NEM w roku finansowym 2019-20 (rok budżetowy 2020), a ich skumulowane opłaty z tytułu FCAS wyniosły około 10% całkowitych kosztów regulacji.
Współczynnik „sprawca płaci” odnosi się do tego, o ile jakikolwiek generator odbiega od swojej liniowej szybkości narastania, aby osiągnąć następny cel wysyłki energii dla każdego okresu wysyłki.
„Nowym zagadnieniem operacyjnym dla odnawialnych źródeł energii jest wpływ wysokich cen regulacyjnych FCAS na rentowność obecnych i przyszłych projektów energii odnawialnej” — mówi Ben Cerini, główny konsultant w Cornwall Insight Australia.
Badania firmy wykazały, że koszty ponoszone przez firmę FCAS za generatory słoneczne w skali sieci wynoszą konserwatywnie około 2368 USD za megawat rocznie, czyli około 1,55 USD / MWh, chociaż różni się to w różnych regionach NEM, przy czym farmy fotowoltaiczne w Queensland mają wyższe współczynniki opłacania sprawcy w roku budżetowym 20 niż te ponoszone w innych stanach.
Cerini zauważa: „Od 2018 r. regulacyjne koszty FCAS wahały się między 10 a 40 mln USD na kwartał.Drugi kwartał 2020 r. był stosunkowo małym kwartałem w porównaniu z ostatnimi porównaniami i wyniósł 15 mln USD, a poprzednie trzy kwartały wyniosły ponad 35 mln USD na kwartał”.
Lęk separacyjny zbiera swoje żniwo
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 „separacji”: kiedy wiele linii przesyłowych w południowej NSW uległo awarii w wyniku pożarów buszu, oddzielając północne i południowe regiony NEM w dniu 4 stycznia;najbardziej kosztowna separacja, kiedy Australia Południowa i Wiktoria znajdowały się na wyspach przez 18 dni po burzy, która uszkodziła linie przesyłowe 31 stycznia;oraz oddzielenie Australii Południowej i zachodniej elektrowni Mortlake w Wiktorii od NEM w dniu 2 marca.
Gdy NEM działa jako połączony system, FCAS może być pozyskiwany z całej sieci, co pozwala firmie AEMO korzystać z najtańszych ofert od dostawców, takich jak generatory, akumulatory i obciążenia.W przypadku separacji FCAS musi być pozyskiwany lokalnie, aw przypadku 18-dniowej separacji SA i Victoria została ona spełniona dzięki zwiększonej podaży z generacji gazowej.
W rezultacie koszty systemu NEM w I kwartale wyniosły 310 mln USD, z czego rekordowe 277 mln USD przeznaczono na FCAS potrzebne do utrzymania bezpieczeństwa sieci w tych nadzwyczajnych okolicznościach.
Powrót do bardziej typowego systemu kosztował w drugim kwartale 63 miliony dolarów, z czego FCAS 45 milionów dolarów, był „głównie spowodowany brakiem występowania poważnych zdarzeń związanych z separacją systemów elektroenergetycznych”, powiedział AEMO w swoim drugim kwartale 2020 r.Kwartalna dynamika energiiraport.
Energia słoneczna na dużą skalę przyczynia się do obniżenia hurtowych kosztów energii elektrycznej
Jednocześnie w II kwartale 2020 r. średnie regionalne hurtowe ceny spot energii elektrycznej osiągnęły najniższe poziomy od 2015 r.;i o 48-68% niższe niż w II kwartale 2019 r. AEMO wymieniło czynniki, które przyczyniły się do obniżenia cen hurtowych ofert, jako: „niższe ceny gazu i węgla, złagodzenie ograniczeń węglowych w Mount Piper, zwiększone opady (i produkcja wody) oraz nowe dostawy odnawialne”.
Zmienna produkcja energii odnawialnej w skali sieci (wiatrowej i słonecznej) wzrosła o 454 MW w drugim kwartale 2020 r., co stanowi 13% miksu dostaw, w porównaniu z 10% w drugim kwartale 2019 r.
Najtańsza energia odnawialna tylko zwiększy swój wkład w obniżenie hurtowych cen energii;oraz bardziej rozproszona i wzmocniona sieć wzajemnie połączonych transmisji, wraz ze zmienionymi zasadami regulującymi podłączenie akumulatorów w NEM, stanowią klucz do zapewnienia dostępu do konkurencyjnych cenowo FCAS w razie potrzeby.
W międzyczasie Cerini mówi, że deweloperzy i inwestorzy ściśle monitorują wszelkie zwiększone ryzyko związane z kosztami projektu: „Wraz ze spadkiem cen hurtowych, skróceniem potencjalnego okresu zakupu energii i wahaniem czynników strat”, wyjaśnia.
Cornwall Insight zgłosił zamiar udostępnienia prognoz cen FCAS począwszy od września 2020 r., chociaż trudno przewidzieć rodzaje zdarzeń, które spowodowały gwałtowny wzrost FCAS w pierwszym kwartale.
Niemniej jednak Cerini mówi: „Zobowiązania FCAS są teraz mocno uwzględnione w programie due diligence”.
Czas postu: 23-08-2020