Nghiên cứu mới từ Cornwall Insight cho thấy các trang trại năng lượng mặt trời quy mô lưới đang trả 10-20% chi phí cung cấp dịch vụ phụ trợ tần số cho Thị trường điện quốc gia, mặc dù hiện đang tạo ra khoảng 3% năng lượng trong hệ thống.
Nó không dễ dàng để thành màu xanh.dự án năng lượng mặt trờiphải chịu nhiều rủi ro để hoàn vốn đầu tư — FCAS là một trong số đó.
Cắt giảm, chậm trễ kết nối, các yếu tố tổn thất cận biên, hệ thống truyền tải điện không đầy đủ, khoảng trống trong chính sách năng lượng của Liên bang đang diễn ra - danh sách những điều cần cân nhắc và những yếu tố có thể gây khó khăn cho 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 phát hiện ra rằng các trang trại năng lượng mặt trời đang gánh một cách không tương xứng chi phí ngày càng tăng của việc cung cấp các dịch vụ phụ trợ kiểm soát tần số (FCAS) trong Thị trường Điện Quốc gia (NEM).
Cornwall Insight báo cáo rằng các trang trại năng lượng mặt trời 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 cung cấp khoảng 9% năng lượng trong NEM trong năm tài chính 2019-20 (FY20) và tổng số tiền trả cho nguyên nhân FCAS tích lũy của họ chiếm khoảng 10% tổng chi phí quy định.
Yếu tố "người gây ra trả tiền" đề cập đến mức độ sai lệch của bất kỳ máy phát điện nào so với tốc độ đường dốc tuyến tính của chúng để đáp ứng mục tiêu điều phối năng lượng tiếp theo cho mỗi giai đoạn điều phối.
Ben Cerini, Chuyên gia tư vấn chính tại Cornwall Insight Australia cho biết: “Một sự cân nhắc mới về hoạt động đối với năng lượng tái tạo là trách nhiệm pháp lý mà giá FCAS theo quy định cao gây ra khả năng sinh lời của các dự án năng lượng tái tạo hiện tại và tương lai.
Nghiên cứu của công ty cho thấy rằng nguyên nhân FCAS thanh toán 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 các yếu tố nguyên nhân trả tiền cao hơn trong năm 2020 so với những chi phí đó sinh 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 đô la mỗi quý.Quý 2 năm 2020 là một quý tương đối nhỏ so với các so sánh gần đây, ở mức 15 triệu đô la so với ba quý trước đó là hơn 35 triệu đô la một quý.”
Nỗi lo lắng về sự chia ly gây ra hậu quả
Việc triển khai FCAS cho phép Nhà điều hành Thị trường Năng lượng Úc (AEMO) quản lý các sai lệch trong quá trình phát hoặc tải.Nguyên nhân chính dẫn đến chi phí FCAS rất cao trong Q1 năm nay là ba sự kiện “chia cắt” bất ngờ: khi nhiều đường dây truyền tải ở miền nam NSW bị đứt do cháy rừng, chia cắt miền bắc với miền nam của NEM vào ngày 4 tháng 1;sự chia cắt tốn kém nhất, khi Nam Úc và Victoria bị đảo trong 18 ngày sau cơn bão làm tê liệt đường dây truyền tải vào ngày 31 tháng 1;và việc tách Nhà máy điện Mortlake của 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 từ khắp lưới, cho phép AEMO gọi các ưu đãi rẻ nhất từ các nhà cung cấp như máy phát điện, pin và tải.Trong các sự kiện chia cắt, FCAS phải có nguồn gốc tại địa phương và trong trường hợp chia cắt SA và Victoria kéo dài 18 ngày, nó được đáp ứng bằng nguồn cung gia tăng từ phát điện chạy bằng khí đốt.
Do đó, chi phí hệ thống NEM trong Q1 là 310 triệu đô la, trong đó khoản tiền kỷ lục 277 triệu đô la được phân bổ cho FCAS cần thiết để duy trì an ninh lưới điện trong những trường hợp đặc biệt này.
Việc quay trở lại một hệ thống điển hình hơn tiêu tốn 63 triệu đô la trong quý 2, trong đó FCAS chiếm 45 triệu đô la, “chủ yếu là do không xảy ra các sự kiện chia tách hệ thống điện lớn”, AEMO cho biết trong quý 2 năm 2020Động 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 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 đã liệt kê các yếu tố góp phần làm giảm giá chào giá bán buôn là: “giá khí đốt và than thấp hơn, giảm bớt các hạn chế về than tại Mount Piper, lượng mưa (và sản lượng thủy điện) tăng lên) cung cấp tái tạo”.
Sản lượng năng lượng tái tạo có thể thay đổi quy mô lưới điện (gió và mặt trời) đã tăng thêm 454 MW trong quý 2 năm 2020, chiếm 13% tổng nguồn cung, tăng từ mức 10% trong quý 2 năm 2019.
Năng lượng tái tạo chi phí thấp nhất sẽ chỉ tăng đóng góp vào việc giảm giá năng lượng bán buôn;và một mạng lưới truyền kết nối được phân phối và tăng cường hơn, cùng với các quy tắc sửa đổi quản lý kết nối pin trong NEM, nắm giữ chìa khóa để đảm bảo quyền truy cập vào FCAS có giá cạnh tranh khi cần.
Trong thời gian chờ đợi, Cerini cho biết các nhà phát triển và nhà đầu tư đang theo dõi chặt chẽ bất kỳ rủi ro gia tăng nào đối với chi phí dự án: “Khi giá bán buôn giảm, thời hạn mua điện tiềm năng đã rút ngắn và các yếu tố tổn thất đã dao động,” ông giải thích.
Cornwall Insight đã đánh dấu ý định cung cấp dự báo giá FCAS bắt đầu từ tháng 9 năm 2020, mặc dù rất khó dự đoán các loại sự kiện khiến FCAS tăng đột biến trong Q1.
Tuy nhiên, Cerini nói, “Các khoản nợ của FCAS hiện đang nằm trong chương trình thẩm định.”
Thời gian đăng bài: 23-08-2020