Neue Untersuchungen von Cornwall Insight zeigen, dass Solarparks im Netzmaßstab 10–20 % der Kosten für die Bereitstellung von Frequenzhilfsdiensten für den nationalen Strommarkt zahlen, obwohl sie derzeit etwa 3 % der Energie im System erzeugen.
Es ist nicht einfach, grün zu sein.Solarprojekteunterliegen zahlreichen Risiken für die Kapitalrendite – darunter auch FCAS.
Kürzungen, Verbindungsverzögerungen, geringfügige Verlustfaktoren, ein unzureichendes Stromübertragungssystem, das anhaltende energiepolitische Vakuum des Bundes – die Liste der Überlegungen und potenziellen Beeinträchtigungen des Geschäftsergebnisses des Solarentwicklers wird immer länger.Neue Berechnungen des Energieanalysten Cornwall Insight zeigen nun, dass Solarparks überproportional die steigenden Kosten für die Bereitstellung von Frequenzkontroll-Hilfsdiensten (FCAS) im National Electricity Market (NEM) tragen.
Cornwall Insight berichtet, dass Solarparks in jedem Monat zwischen 10 und 20 % der gesamten regulierten FCAS-Kosten zahlen, während sie zu diesem Zeitpunkt nur etwa 3 % der im NEM erzeugten Energie produzieren.Im Vergleich dazu lieferten Windparks im Geschäftsjahr 2019-20 (GJ20) etwa 9 % der Energie im NEM, und ihre kumulierte FCAS-Verursachervergütung belief sich auf etwa 10 % der gesamten Regulierungskosten.
Der „Verursacher zahlt“-Faktor bezieht sich darauf, wie stark ein Generator von seiner linearen Rampenrate abweicht, um sein nächstes Energieverteilungsziel für jede Verteilungsperiode zu erreichen.
„Eine neue betriebliche Überlegung für erneuerbare Energien ist die Belastung, die hohe regulierte FCAS-Preise für die Rentabilität aktueller und zukünftiger Projekte für erneuerbare Energien mit sich bringen“, sagt Ben Cerini, Hauptberater bei Cornwall Insight Australia.
Die Untersuchungen des Unternehmens ergaben, dass die FCAS-Verursacherkosten für Solargeneratoren im Netzmaßstab konservativ bei etwa 2.368 US-Dollar pro Megawatt pro Jahr oder etwa 1,55 US-Dollar/MWh liegen, obwohl dies in den NEM-Regionen unterschiedlich ist, wobei Solarparks in Queensland im Geschäftsjahr 20 höhere Verursacherfaktoren aufweisen als diese in anderen Staaten getragen.
Cerini stellt fest: „Seit 2018 schwanken die regulatorischen FCAS-Kosten zwischen 10 und 40 Millionen US-Dollar pro Quartal.Das zweite Quartal 2020 war im jüngsten Vergleich ein relativ kleines Quartal mit 15 Millionen US-Dollar, während die letzten drei Quartale davor mehr als 35 Millionen US-Dollar pro Quartal betrugen.“
Trennungsangst fordert ihren Tribut
Der Einsatz von FCAS ermöglicht es dem Australian Energy Market Operator (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 „Trennungs“-Ereignisse: als mehrere Übertragungsleitungen im Süden von New South Wales infolge der Buschbrände ausfielen und am 4. Januar die nördlichen von den südlichen Regionen der NEM trennten;die kostspieligste Trennung, als Südaustralien und Victoria nach einem Sturm, der am 31. Januar die Übertragungsleitungen lahmlegte, 18 Tage lang auf Inseln lagen;und die Trennung von Südaustralien und dem Mortlake-Kraftwerk im Westen Victorias vom NEM am 2. März.
Wenn das NEM als vernetztes System betrieben wird, kann FCAS aus dem gesamten Netz bezogen werden, sodass AEMO auf die günstigsten Angebote von Anbietern wie Generatoren, Batterien und Lasten zugreifen kann.Bei Trennungsereignissen muss FCAS lokal bezogen werden, und im Fall der 18-tägigen Trennung von SA und Victoria wurde dies durch eine erhöhte Versorgung mit gasbetriebener Stromerzeugung gedeckt.
Infolgedessen beliefen sich die NEM-Systemkosten im ersten Quartal auf 310 Millionen US-Dollar, wovon ein Rekordwert von 277 Millionen US-Dollar auf FCAS entfiel, das zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit unter diesen außergewöhnlichen Umständen erforderlich war.
Die Rückkehr zu einem typischeren System kostete im zweiten Quartal 63 Millionen US-Dollar, wovon 45 Millionen US-Dollar auf FCAS entfielen, und war „hauptsächlich auf das Ausbleiben größerer Stromnetztrennungsereignisse zurückzuführen“, sagte AEMO in seinem Q2 2020Vierteljährliche EnergiedynamikBericht.
Großflächige Solarenergie trägt zu geringeren Stromgroßhandelskosten bei
Gleichzeitig erreichten die durchschnittlichen regionalen Großhandelsstrom-Spotpreise im zweiten Quartal 2020 den niedrigsten Stand seit 2015;und 48–68 % niedriger als im zweiten Quartal 2019. AEMO listete die Faktoren auf, die zu reduzierten Großhandelspreisangeboten beitrugen: „niedrigere Gas- und Kohlepreise, Lockerung der Kohlebeschränkungen am Mount Piper, erhöhte Niederschläge (und Wasserkraftproduktion) und neue.“ erneuerbare Versorgung“.
Die netzweit variable Erzeugung erneuerbarer Energien (Wind und Sonne) stieg im zweiten Quartal 2020 um 454 MW und machte 13 % des Versorgungsmixes aus, gegenüber 10 % im zweiten Quartal 2019.
Die kostengünstigsten erneuerbaren Energien werden ihren Beitrag zur Senkung der Großhandelspreise für Energie nur noch verstärken;und ein stärker verteiltes und stärkeres Netz vernetzter Übertragungen sowie überarbeitete Regeln für den Batterieanschluss im NEM sind der Schlüssel zur Gewährleistung des Zugangs zu FCAS zu wettbewerbsfähigen Preisen bei Bedarf.
In der Zwischenzeit, sagt Cerini, beobachten Entwickler und Investoren alle erhöhten Risiken für die Projektkosten genau: „Da die Großhandelspreise gesunken sind, haben sich potenzielle Stromkauflaufzeiten verkürzt und die Verlustfaktoren schwankten“, erklärt er.
Cornwall Insight hat seine Absicht bekundet, ab September 2020 FCAS-Preisprognosen bereitzustellen, obwohl die Art von Ereignissen, die zu einem Anstieg von FCAS im ersten Quartal führten, schwer vorhersehbar ist.
Nichtsdestotrotz, sagt Cerini, „stehen FCAS-Verbindlichkeiten jetzt fest auf der Due-Diligence-Agenda.“
Zeitpunkt der Veröffentlichung: 23. August 2020