Nghiên cứu mới từ Cornwall Insight cho thấy các trang trại điện 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 quốc gia, mặc dù hiện tại chỉ tạo ra khoảng 3% năng lượng trong hệ thống.
Sống xanh không phải là điều dễ dàng.Dự án năng lượng mặt trờichịu nhiều rủi ro về lợi nhuận đầu tư — FCAS là một trong số đó.
Việc cắt giảm, sự chậm trễ kết nối, các yếu tố tổn thất biên, hệ thống truyền tải điện không đầy đủ, khoảng trống chính sách năng lượng liên bang đang diễn ra — danh sách các cân nhắc và những yếu tố tiềm ẩn gây ảnh hưởng đến lợi nhuận ròng của nhà phát triển năng lượng mặt trời đang 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 chịu chi phí ngày càng tăng của việc cung cấp các 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 chi 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 chi trả cho FCAS của họ lên tới khoảng 10% tổng chi phí theo quy định.
Yếu tố “người gây ra phải trả giá” đề cập đến mức độ bất kỳ máy phát điện nào lệch khỏi tốc độ tăng dần tuyến tính của chúng để đạt được mục tiêu phân bổ năng lượng tiếp theo cho mỗi giai đoạn phân bổ.
Ben Cerini, Chuyên gia tư vấn chính tại Cornwall Insight Australia, cho biết: "Một cân nhắc mới về hoạt động đối với năng lượng tái tạo là trách nhiệm mà giá FCAS theo 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 phát hiện ra rằng chi phí nguyên nhân FCAS cho các máy phát điện mặt trời quy mô lưới điện thường vào khoảng 2.368 đô la cho mỗi megawatt mỗi năm hoặc khoảng 1,55 đô la/MWh, mặc dù con số này thay đổi tùy theo khu vực NEM, trong đó các trang trại năng lượng mặt trời ở Queensland có hệ số chi phí nguyên nhân cao hơn trong năm tài chính 2020 so với các tiểu bang khác.
Cerini lưu ý, “Kể từ năm 2018, chi phí FCAS theo quy định đã dao động trong khoảng 10-40 triệu đô la một quý. Quý 2 năm 2020 là một quý tương đối nhỏ theo so sánh gần đây, ở mức 15 triệu đô la so với ba quý trước đó là hơn 35 triệu đô la một quý.”
Sự lo lắng khi xa cách gây ra hậu quả
Việc triển khai FCAS cho phép Nhà điều hành thị trường năng lượng Úc (AEMO) quản lý độ lệch trong sản xuất hoặc tải. Những yếu tố chính góp phần vào chi phí FCAS rất cao của 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, tách các khu vực phía bắc khỏi phía nam của NEM vào ngày 4 tháng 1; sự kiện tách biệt tốn kém nhất là khi Nam Úc và Victoria bị cô lập trong 18 ngày sau một cơn bão làm tê liệt các đường dây truyền tải vào ngày 31 tháng 1; và sự tách biệt của 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 kết nối, FCAS có thể được lấy từ khắp lưới điện, 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 tách biệt, FCAS phải được lấy từ nguồn tại địa phương và trong trường hợp tách biệt 18 ngày của SA và Victoria, nó đã được đáp ứng bằng nguồn cung tăng lên từ thế hệ chạy bằng khí đốt.
Hậu quả là, chi phí cho hệ thống NEM trong quý 1 là 310 triệu đô la, trong đó có khoản kỷ lục 277 triệu đô la dành cho FCAS cần thiết để duy trì an ninh lưới điện trong những trường hợp đặc biệt này.
Việc quay trở lại hệ thống điển hình hơn có chi phí là 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 tách hệ thống điện lớn", AEMO cho biết trong báo cáo quý 2 năm 2020.Động lực năng lượng hàng quýbáo cáo.
Năng lượng mặt trời quy mô lớn góp phần giảm chi phí điện bán buôn
Cùng lúc đó, quý 2 năm 2020 chứng kiến giá điện bán buôn khu vực trung bình 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 bán buôn là: “giá khí đốt và than thấp hơn, nới lỏng hạn chế về than tại Núi Piper, lượng mưa tăng (và sản lượng thủy điện) và nguồn cung cấp năng lượng tái tạo mới”.
Sản lượng năng lượng tái tạo biến đổi theo lưới điện (gió và mặt trời) tăng 454 MW trong quý 2 năm 2020, chiếm 13% tổng nguồn cung, tăng so với mức 10% trong quý 2 năm 2019.
Năng lượng tái tạo có chi phí thấp nhất sẽ chỉ làm tăng thêm đóng góp của nó vào việc giảm giá năng lượng bán buôn; và một mạng lưới truyền tải kết nối phân tán và mạnh mẽ hơn, cùng với các quy tắc sửa đổi chi phối kết nối pin trong NEM, đóng vai trò quan trọng trong việc đảm bảo tiếp cận 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: “Do 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 nêu rõ ý định cung cấp dự báo giá FCAS bắt đầu từ tháng 9 năm 2020, mặc dù rất khó để dự đoán những loại sự kiện khiến FCAS tăng đột biến trong quý 1.
Tuy nhiên, Cerini cho biết, “Các khoản nợ của FCAS hiện đang nằm trong chương trình thẩm định thực tế”.
Thời gian đăng: 23-08-2020