Neue Forschungsergebnisse von Cornwall Insight zeigen, dass netzgroße Solarparks nur 10 bis 20 Prozent der Kosten für die Bereitstellung von Frequenzhilfsdiensten für den nationalen Strommarkt tragen, obwohl sie derzeit nur etwa 3 Prozent der Energie im System erzeugen.
Es ist nicht leicht, grün zu sein.Solarprojektesind zahlreichen Risiken für die Kapitalrendite ausgesetzt – darunter auch FCAS.
Leistungskürzungen, Anschlussverzögerungen, marginale Verlustfaktoren, ein unzureichendes Stromübertragungssystem, das anhaltende energiepolitische Vakuum der Bundesregierung – die Liste der Faktoren und potenziellen Belastungen für den Gewinn von Solarentwicklern wird immer länger. Neue Berechnungen des Energieanalysten Cornwall Insight zeigen nun, dass Solarparks die steigenden Kosten für die Bereitstellung von Frequenzregelungs-Nebendienstleistungen (FCAS) im nationalen Strommarkt (NEM) überproportional tragen.
Cornwall Insight berichtet, dass Solarparks monatlich zwischen 10 und 20 % der gesamten FCAS-Regulierungskosten tragen, obwohl sie derzeit nur etwa 3 % der im NEM erzeugten Energie produzieren. Im Vergleich dazu lieferten Windparks im Geschäftsjahr 2019/20 (FY20) rund 9 % der Energie im NEM, und ihre kumulierten FCAS-Verursacherzahlungen beliefen sich auf rund 10 % der gesamten Regulierungskosten.
Der Verursacherfaktor bezieht sich darauf, wie stark ein Generator von seiner linearen Rampenrate abweicht, um sein nächstes Energielieferziel für jede Lieferperiode zu erreichen.
„Eine neue betriebliche Überlegung im Zusammenhang mit erneuerbaren Energien ist die Belastung, die die hohen regulierten FCAS-Preise für die Rentabilität aktueller und zukünftiger Projekte im Bereich erneuerbarer Energien darstellen“, sagt Ben Cerini, leitender Berater bei Cornwall Insight Australia.
Die Untersuchungen des Unternehmens haben ergeben, dass die Verursacherkosten von FCAS für netzgroße Solargeneratoren konservativ geschätzt bei etwa 2.368 US-Dollar pro Megawatt pro Jahr oder etwa 1,55 US-Dollar pro MWh liegen. Dieser Betrag variiert jedoch in den verschiedenen NEM-Regionen, wobei die Solarparks in Queensland im Haushaltsjahr 2020 höhere Verursacherkostenfaktoren aufwiesen als in anderen Bundesstaaten.
Cerini merkt an: „Seit 2018 schwanken die Kosten für die Regulierung von FCAS zwischen 10 und 40 Millionen US-Dollar pro Quartal. Das zweite Quartal 2020 war im jüngsten Vergleich mit 15 Millionen US-Dollar ein relativ kleines Quartal, während die letzten drei Quartale davor jeweils über 35 Millionen US-Dollar kosteten.“
Trennungsangst fordert ihren Tribut
Der Einsatz von FCAS ermöglicht es dem australischen Energiemarktbetreiber (AEMO), Abweichungen bei der Erzeugung oder Last zu bewältigen. Die Hauptursachen für die sehr hohen FCAS-Kosten im ersten Quartal dieses Jahres waren drei unerwartete Trennungsereignisse: Als am 4. Januar infolge der Buschbrände mehrere Übertragungsleitungen im südlichen New South Wales ausfielen und dadurch die nördlichen von den südlichen Regionen des NEM trennten; die kostspieligste Trennung, als Südaustralien und Victoria nach einem Sturm, der die Übertragungsleitungen am 31. Januar lahmlegte, 18 Tage lang von der Außenwelt abgeschnitten waren; und die Trennung des Kraftwerks Mortlake in Südaustralien und West-Victoria vom NEM am 2. März.
Wenn das NEM als vernetztes System betrieben wird, kann FCAS aus dem gesamten Netz bezogen werden, sodass AEMO die günstigsten Angebote von Anbietern wie Generatoren, Batterien und Verbrauchern nutzen kann. Bei Trennungen muss FCAS lokal bezogen werden. Im Fall der 18-tägigen Trennung von SA und Victoria wurde dies durch eine erhöhte Versorgung mit gasbefeuerten Kraftwerken gedeckt.
Infolgedessen beliefen sich die NEM-Systemkosten im ersten Quartal auf 310 Millionen US-Dollar, wovon ein Rekordbetrag von 277 Millionen US-Dollar auf FCAS entfiel, das zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit unter diesen außergewöhnlichen Umständen erforderlich war.
Die Rückkehr zu einer typischeren Systemkostensumme von 63 Millionen Dollar im zweiten Quartal, wovon FCAS 45 Millionen Dollar ausmachte, sei „hauptsächlich auf das Ausbleiben größerer Stromnetztrennungen zurückzuführen“, so AEMO in seinem Q2 2020Vierteljährliche EnergiedynamikBericht.
Solarenergie im großen Maßstab trägt zur Senkung der Großhandelsstromkosten bei
Gleichzeitig erreichten die durchschnittlichen regionalen Großhandels-Spotpreise für Strom im zweiten Quartal 2020 ihren niedrigsten Stand seit 2015 und lagen 48–68 % unter dem Wert des zweiten Quartals 2019. Als Faktoren für die niedrigeren Großhandelspreise nannte AEMO: „niedrigere Gas- und Kohlepreise, Lockerung der Kohlebeschränkungen am Mount Piper, erhöhte Niederschläge (und Wasserkraftproduktion) sowie ein neues Angebot aus erneuerbaren Energien“.
Die netzweite variable Erzeugung erneuerbarer Energien (Wind und Sonne) stieg im zweiten Quartal 2020 um 454 MW und machte damit 13 % des Versorgungsmix aus (im zweiten Quartal 2019 waren es 10 %).
Die kostengünstigste erneuerbare Energie wird ihren Beitrag zur Senkung der Großhandelspreise für Energie nur noch verstärken. Ein stärker verteiltes und verstärktes Netz miteinander verbundener Übertragungsleitungen sowie überarbeitete Vorschriften für den Batterieanschluss im NEM sind der Schlüssel zur Gewährleistung des erforderlichen Zugangs zu FCAS zu wettbewerbsfähigen Preisen.
In der Zwischenzeit beobachten Entwickler und Investoren laut Cerini aufmerksam alle erhöhten Risiken für die Projektkosten: „Da die Großhandelspreise gefallen sind, haben sich die potenziellen Laufzeiten für Stromabnahmen verkürzt und die Verlustfaktoren schwanken“, erklärt er.
Cornwall Insight hat angekündigt, ab September 2020 FCAS-Preisprognosen bereitzustellen. Allerdings sind die Ereignisse, die im ersten Quartal zu dem sprunghaften Anstieg der FCAS-Preise geführt haben, schwer vorherzusagen.
Dennoch, so Cerini, „stehen die FCAS-Haftungen nun ganz oben auf der Due-Diligence-Agenda.“
Veröffentlichungszeit: 23. August 2020