Uit nieuw onderzoek van Cornwall Insight blijkt dat zonneparken op netschaal 10-20% van de kosten betalen van het leveren van frequentieondersteunende diensten aan de nationale elektriciteitsmarkt, ondanks dat ze momenteel ongeveer 3% van de energie in het systeem opwekken.
Het is niet gemakkelijk om groen te zijn.Zonne projectenzijn onderhevig aan tal van risico's voor het rendement op investeringen, waaronder FCAS.
Inperking, vertragingen in de verbinding, marginale verliesfactoren, een ontoereikend elektriciteitstransmissiesysteem, het aanhoudende federale energiebeleidsvacuüm - de lijst met overwegingen en potentiële nadelen voor de winst van de ontwikkelaar van zonne-energie wordt steeds groter.Nieuwe berekeningen door energieanalisten Cornwall Insight vinden nu dat zonneparken onevenredig de groeiende kosten dragen van het leveren van ondersteunende diensten voor frequentieregeling (FCAS) in de National Electricity Market (NEM).
Cornwall Insight meldt dat zonneparken in een bepaalde maand tussen de 10% en 20% van de totale FCAS-kosten voor regelgeving betalen, terwijl ze in dit stadium slechts ongeveer 3% van de in de NEM opgewekte energie produceren.Ter vergelijking: windparken leverden ongeveer 9% van de energie in de NEM tijdens het boekjaar 2019-20 (FY20), en hun cumulatieve FCAS-veroorzaker kwam uit op ongeveer 10% van de totale reguleringskosten.
De factor "veroorzaker betaalt" verwijst naar hoeveel een generator afwijkt van hun lineaire hellingssnelheid om hun volgende energieverzendingsdoelstelling voor elke verzendingsperiode te halen.
"Een nieuwe operationele overweging voor hernieuwbare energie is de aansprakelijkheid die hoge gereguleerde FCAS-prijzen vormen voor de winstgevendheid van huidige en toekomstige projecten voor hernieuwbare energie", zegt Ben Cerini, Principal Consultant bij Cornwall Insight Australia.
Uit het onderzoek van het bedrijf bleek dat de FCAS-veroorzaker betaalt-kosten voor zonnegeneratoren op netschaal conservatief ongeveer $ 2.368 per megawatt per jaar bedragen, of ongeveer $ 1,55 / MWh, hoewel dit varieert tussen NEM-regio's, met zonneparken in Queensland met hogere veroorzaker-betaalfactoren in FY20 dan die gedragen in andere staten.
Cerini merkt op: “Sinds 2018 fluctueren de FCAS-kosten voor regelgeving tussen $ 10 en $ 40 miljoen per kwartaal.Q2 van 2020 was een relatief klein kwartaal volgens recente vergelijkingen, met $ 15 miljoen, met de laatste drie kwartalen daarvoor meer dan $ 35 miljoen per kwartaal.
Verlatingsangst eist zijn tol
Door FCAS in te zetten, kan de Australian Energy Market Operator (AEMO) afwijkingen in opwekking of belasting beheren.De belangrijkste oorzaken van de zeer hoge FCAS-kosten van het eerste kwartaal van dit jaar waren drie onverwachte "scheidingsgebeurtenissen": toen meerdere transmissielijnen in het zuiden van NSW uitvielen als gevolg van de bosbranden, waardoor de noordelijke en zuidelijke regio's van de NEM op 4 januari werden gescheiden;de duurste scheiding, toen Zuid-Australië en Victoria 18 dagen lang eiland waren na een storm die de transmissielijnen op 31 januari verlamde;en de scheiding van Zuid-Australië en West-Victoria's Mortlake Power Station van de NEM op 2 maart.
Wanneer de NEM werkt als een aangesloten systeem, kan FCAS uit het hele netwerk worden gehaald, waardoor AEMO een beroep kan doen op de goedkoopste aanbiedingen van leveranciers zoals generatoren, batterijen en belastingen.Tijdens scheidingsgebeurtenissen moet FCAS lokaal worden aangekocht, en in het geval van de 18-daagse scheiding van SA en Victoria werd hieraan voldaan door een groter aanbod van gasgestookte opwekking.
Als gevolg hiervan bedroegen de NEM-systeemkosten in het eerste kwartaal $ 310 miljoen, waarvan een recordbedrag van $ 277 miljoen werd toegeschreven aan FCAS dat nodig was om de netbeveiliging in deze buitengewone omstandigheden te handhaven.
De terugkeer naar een meer typisch systeem kost in het tweede kwartaal $ 63 miljoen, waarvan FCAS $ 45 miljoen bedroeg, "voornamelijk te wijten aan het uitblijven van grote gebeurtenissen in de scheiding van het stroomsysteem", zei AEMO in zijn Q2 2020Driemaandelijkse energiedynamiekrapport.
Grootschalige zonne-energie draagt bij aan lagere elektriciteitskosten voor de groothandel
Tegelijkertijd zagen de gemiddelde regionale groothandelsprijzen voor elektriciteit in het tweede kwartaal van 2020 hun laagste niveau sinds 2015;en 48-68% lager dan in het tweede kwartaal van 2019. AEMO vermeldde de factoren die bijdragen aan lagere groothandelsprijzen als: "lagere gas- en kolenprijzen, versoepeling van de kolenbeperkingen op Mount Piper, meer regenval (en waterkrachtproductie), en nieuwe hernieuwbare levering".
De output van variabele hernieuwbare energie op netschaal (wind en zon) steeg met 454 MW in Q2 2020, goed voor 13% van de aanbodmix, tegen 10% in Q2 2019.
Hernieuwbare energie met de laagste kosten zal haar bijdrage aan de verlaging van de groothandelsprijzen voor energie alleen maar vergroten;en een meer gedistribueerd en versterkt web van onderling verbonden transmissie, samen met herziene regels voor batterijverbinding in de NEM, vormen de sleutel tot toegang tot concurrerend geprijsde FCAS, indien nodig.
In de tussentijd zegt Cerini dat ontwikkelaars en investeerders eventuele verhoogde risico's voor projectkosten nauwlettend in de gaten houden: "Naarmate de groothandelsprijzen zijn gedaald, zijn de potentiële huurcontracten korter geworden en zijn de verliesfactoren fluctuerend", legt hij uit.
Cornwall Insight heeft aangegeven voornemens te zijn om vanaf september 2020 FCAS-prijsvoorspellingen te doen, hoewel moeilijk te anticiperen is op het soort gebeurtenissen dat ervoor zorgde dat FCAS in het eerste kwartaal piekte.
Desalniettemin, zegt Cerini, "FCAS-verplichtingen staan nu stevig op de due diligence-agenda."
Posttijd: 23 aug. 2020