Nghiên cứu mới của Cornwall Insight cho thấy các trang trại năng lượng mặt trời quy mô lưới điện đang phải trả 10-20% chi phí cung cấp dịch vụ phụ trợ tần số cho Thị trường Điện lực Quốc gia, mặc dù hiện đang tạo ra khoảng 3% năng lượng trong hệ thống.
Thật không dễ dàng để có được màu xanh lá cây.Dự án năng lượng mặt trờiphải chịu nhiều rủi ro về lợi tức đầu tư - FCAS trong số đó.
Cắt giảm, chậm trễ kết nối, hệ số tổn thất biên, hệ thống truyền tải điện không đầy đủ, khoảng trống chính sách năng lượng của Liên bang đang diễn ra - danh sách những cân nhắc và những lời gièm pha tiềm tàng đối với lợi nhuận của nhà phát triển năng lượng mặt trời ngày càng mở rộng. Các tính toán mới của các nhà phân tích năng lượng Cornwall Insight hiện nhận thấy rằng các trang trại năng lượng mặt trời đang gánh chịu chi phí ngày càng tăng của việc cung cấp dịch vụ phụ trợ kiểm soát tần số (FCAS) trên Thị trường Điện Quốc gia (NEM).
Cornwall Insight báo cáo rằng các trang trại năng lượng mặt trời phải trả từ 10% đến 20% tổng chi phí FCAS theo quy định trong bất kỳ tháng nào, khi ở giai đoạn này, họ chỉ sản xuất khoảng 3% năng lượng được tạo ra trong NEM. Để so sánh, các trang trại gió đã cung cấp khoảng 9% năng lượng trong NEM trong năm tài chính 2019-20 (năm tài chính 2020) và tổng số tiền thanh toán FCAS tích lũy của họ lên tới khoảng 10% tổng chi phí quy định.
Hệ số “nguyên nhân phải trả tiền” đề cập đến mức độ sai lệch của bất kỳ máy phát điện nào so với tốc độ tăng tuyến tính của chúng để đáp ứng mục tiêu điều phối năng lượng tiếp theo cho mỗi giai đoạn điều động.
Ben Cerini, Chuyên gia tư vấn chính tại Cornwall Insight Australia, cho biết: “Một điểm mới cần cân nhắc trong vận hành đối với năng lượng tái tạo là trách nhiệm mà giá FCAS quy định cao gây ra đối với lợi nhuận của các dự án năng lượng tái tạo hiện tại và tương lai”.
Nghiên cứu của công ty cho thấy rằng công ty gây ra FCAS trả chi phí cho các máy phát điện năng lượng mặt trời quy mô lưới ở mức vừa phải khoảng 2.368 đô la mỗi megawatt mỗi năm, hoặc khoảng 1,55 đô la/MWh, mặc dù điều này khác nhau giữa các khu vực NEM, với các trang trại năng lượng mặt trời ở Queensland có hệ số chi trả cho công ty gây ra cao hơn trong năm tài chính 20 so với những cái đó. sinh ra ở các tiểu bang khác.
Cerini lưu ý: “Kể từ năm 2018, chi phí FCAS theo quy định đã dao động trong khoảng từ 10 đến 40 triệu USD một quý. Quý 2 năm 2020 là một quý tương đối nhỏ so với những so sánh gần đây, ở mức 15 triệu đô la trong khi ba quý cuối cùng trước đó là hơn 35 triệu đô la một quý.”
Sự lo lắng về sự chia ly phải trả giá
Việc triển khai FCAS cho phép Cơ quan điều hành thị trường năng lượng Úc (AEMO) quản lý những sai lệch trong quá trình phát hoặc tải. Nguyên nhân chính khiến chi phí FCAS rất cao trong Quý 1 năm nay là ba sự kiện “tách biệt” bất ngờ: khi nhiều đường dây truyền tải ở miền nam NSW bị ngắt do cháy rừng, chia cắt các khu vực phía bắc khỏi phía nam của NEM vào ngày 4 tháng 1; cuộc chia cắt tốn kém nhất, khi Nam Úc và Victoria bị đảo trong 18 ngày sau một cơn bão làm tê liệt đường dây truyền tải vào ngày 31 tháng 1; và việc tách Nhà máy điện Mortlake ở Nam Úc và phía tây Victoria khỏi NEM vào ngày 2 tháng 3.
Khi NEM hoạt động như một hệ thống được kết nối, FCAS có thể được lấy nguồn từ khắp mạng lưới, cho phép AEMO yêu cầu các ưu đãi rẻ nhất từ các nhà cung cấp như máy phát điện, pin và phụ tải. Trong các sự kiện phân tách, FCAS phải có nguồn gốc địa phương và trong trường hợp SA và Victoria tách biệt kéo dài 18 ngày, điều này được đáp ứng nhờ nguồn cung tăng lên từ việc sản xuất khí đốt.
Do đó, chi phí hệ thống NEM trong Quý 1 là 310 triệu USD, trong đó kỷ lục 277 triệu USD được dành cho FCAS cần thiết để duy trì an ninh lưới điện trong những trường hợp đặc biệt này.
AEMO cho biết trong quý 2 năm 2020 rằng việc quay trở lại một hệ thống điển hình hơn có tổng chi phí là 63 triệu USD trong quý 2, trong đó FCAS chiếm 45 triệu USD, “chủ yếu là do không xảy ra các sự kiện phân tách hệ thống điện lớn”.Động lực năng lượng hàng quýbáo cáo.
Năng lượng mặt trời quy mô lớn góp phần giảm chi phí điện bán buôn
Đồng thời, quý 2 năm 2020 chứng kiến giá bán buôn điện giao ngay trung bình trong khu vực đạt mức thấp nhất kể từ năm 2015; và thấp hơn 48-68% so với quý 2 năm 2019. AEMO liệt kê các yếu tố góp phần khiến giá chào bán buôn giảm là: “giá khí đốt và than thấp hơn, nới lỏng các hạn chế về than ở Mount Piper, lượng mưa (và sản lượng thủy điện) tăng và các nguồn cung cấp tái tạo”.
Sản lượng năng lượng tái tạo có thể thay đổi trên quy mô lưới điện (gió và mặt trời) tăng 454 MW trong quý 2 năm 2020, chiếm 13% tổng nguồn cung, tăng từ 10% trong quý 2 năm 2019.
Năng lượng tái tạo có chi phí thấp nhất sẽ chỉ góp phần giảm giá năng lượng bán buôn; và một mạng lưới truyền dẫn kết nối được phân bổ và tăng cường hơn, cùng với các quy tắc sửa đổi quản lý kết nối pin trong NEM, giữ chìa khóa để đảm bảo quyền truy cập vào FCAS có giá cạnh tranh khi cần.
Trong khi đó, Cerini cho biết các nhà phát triển và nhà đầu tư đang theo dõi chặt chẽ mọi rủi ro gia tăng đối với chi phí dự án: “Khi giá bán buôn giảm, thời hạn mua điện tiềm năng sẽ rút ngắn và hệ số tổn thất cũng dao động,” ông giải thích.
Cornwall Insight đã nêu rõ ý định cung cấp dự báo giá FCAS bắt đầu từ tháng 9 năm 2020, mặc dù khó có thể đoán trước được các loại sự kiện khiến FCAS tăng đột biến trong Quý 1.
Tuy nhiên, Cerini cho biết: “Các khoản nợ của FCAS hiện đã nằm trong chương trình thẩm định”.
Thời gian đăng: 23-08-2020