O nouă cercetare de la Cornwall Insight arată că fermele solare la scară de rețea plătesc 10-20% din costul furnizării de servicii auxiliare de frecvență către Piața Națională de Electricitate, în ciuda faptului că generează în prezent aproximativ 3% din energie în sistem.
Nu este ușor să fii verde.Proiecte solaresunt supuse numeroaselor riscuri de rentabilitate a investiției, printre care FCAS.
Reduceri, întârzieri de conectare, factori de pierdere marginală, un sistem inadecvat de transport a energiei electrice, vacuum în curs de desfășurare a politicii energetice federale - lista de considerente și potențiali detractori de la rezultatul dezvoltatorului solar este în continuă extindere.Noile calcule ale analiștilor energetici Cornwall Insight constată acum că fermele solare suportă în mod disproporționat costul în creștere al furnizării de servicii auxiliare de control al frecvenței (FCAS) pe Piața Națională de Electricitate (NEM).
Cornwall Insight raportează că fermele solare plătesc între 10% și 20% din costurile totale de reglementare FCAS în orice lună, când în această etapă produc doar aproximativ 3% din energia generată în NEM.În comparație, parcurile eoliene au furnizat aproximativ 9% din energie în NEM în cursul exercițiului financiar 2019-20 (FY20), iar valoarea lor cumulativă a plăților cauzate de FCAS a ajuns la aproximativ 10% din costurile totale de reglementare.
Factorul „cauzatorul plătește” se referă la cât de mult se abate orice generator de la rata de rampă liniară pentru a-și îndeplini următorul obiectiv de livrare a energiei pentru fiecare perioadă de expediere.
„O nouă considerație operațională pentru sursele regenerabile este răspunderea pe care prețurile FCAS cu reglementări ridicate o reprezintă pentru rentabilitatea proiectelor actuale și viitoare de energie regenerabilă”, spune Ben Cerini, consultant principal la Cornwall Insight Australia.
Cercetarea companiei a constatat că costurile de plată ale producatorului FCAS pentru generatoarele solare la scară de rețea sunt în mod conservator în jur de 2.368 USD per megawatt în fiecare an, sau în jur de 1,55 USD/MWh, deși acest lucru variază în funcție de regiunile NEM, fermele solare din Queensland având factori de plată a cauzelor mai mari în FY20 decât cei. purtate in alte state.
Cerini notează: „Din 2018, costurile FCAS de reglementare au fluctuat între 10 și 40 de milioane de dolari pe trimestru.T2 al anului 2020 a fost un trimestru relativ mic prin comparații recente, la 15 milioane de dolari, cu ultimele trei trimestre înainte de aceasta mai mult de 35 de milioane de dolari pe trimestru.”
Anxietatea de separare își face plăcere
Implementarea FCAS permite operatorului australian al pieței de energie (AEMO) să gestioneze abaterile în generare sau încărcare.Principalii contribuitori la costurile foarte mari ale FCAS din trimestrul I din acest an au fost trei evenimente neașteptate de „separare”: atunci când mai multe linii de transport din sudul NSW s-au declanșat ca urmare a incendiilor de vegetație, separând regiunile nordice de sud ale NEM pe 4 ianuarie;cea mai costisitoare separare, când Australia de Sud și Victoria au fost izolate timp de 18 zile după o furtună care a paralizat liniile de transport pe 31 ianuarie;și separarea Australiei de Sud și a centralei electrice Mortlake din vestul Victoria de NEM pe 2 martie.
Când NEM funcționează ca un sistem conectat, FCAS poate fi obținut din întreaga rețea, permițând AEMO să apeleze la cele mai ieftine oferte de la furnizori, cum ar fi generatoare, baterii și încărcături.În timpul evenimentelor de separare, FCAS trebuie să fie de proveniență locală, iar în cazul separării de 18 zile a SA și Victoria, aceasta a fost satisfăcută prin creșterea aprovizionării din producția pe gaz.
În consecință, costurile sistemului NEM în T1 au fost de 310 milioane USD, din care un record de 277 milioane USD a fost atribuit FCAS necesar pentru a menține securitatea rețelei în aceste circumstanțe extraordinare.
Revenirea la un sistem mai tipic costă suma de 63 de milioane de dolari în T2, din care FCAS a constituit 45 de milioane de dolari, „în primul rând din cauza lipsei de apariție a evenimentelor majore de separare a sistemului de alimentare”, a declarat AEMO în T2 2020.Dinamica energetică trimestrialăraport.
Solarul la scară largă contribuie la reducerea costurilor angro de energie electrică
În același timp, în T2 2020, prețurile medii regionale angro la vedere la energie electrică au atins cele mai scăzute niveluri din 2015;și cu 48-68% mai mici decât au fost în T2 2019. AEMO a enumerat factorii care contribuie la reducerea ofertelor de preț cu ridicata ca: „prețuri mai mici la gaz și cărbune, reducerea constrângerilor cărbunelui la Mount Piper, creșterea precipitațiilor (și producția hidro) și noi aprovizionare cu surse regenerabile”.
Producția de energie regenerabilă variabilă la scară de rețea (eoliană și solară) a crescut cu 454 MW în T2 2020, reprezentând 13% din mixul de aprovizionare, în creștere de la 10% în T2 2019.
Energia regenerabilă la cel mai mic cost nu va face decât să-și sporească contribuția la reducerea prețurilor angro la energie;și o rețea de transmisie interconectată mai distribuită și mai consolidată, împreună cu regulile revizuite care guvernează conectarea bateriei în NEM, dețin cheia pentru asigurarea accesului la FCAS la prețuri competitive, după cum este necesar.
Între timp, Cerini spune că dezvoltatorii și investitorii monitorizează îndeaproape orice risc crescut pentru costurile proiectului: „Pe măsură ce prețurile cu ridicata au scăzut, mandatele potențiale de achiziție de energie s-au scurtat, iar factorii de pierdere au fluctuat”, explică el.
Cornwall Insight și-a semnalat intenția de a furniza estimarea prețurilor FCAS începând cu septembrie 2020, deși tipurile de evenimente care au determinat creșterea FCAS în T1 sunt greu de anticipat.
Cu toate acestea, spune Cerini, „datoriile FCAS sunt acum ferm pe agenda de due diligence”.
Ora postării: 23-aug-2020