Penelitian baru dari Cornwall Insight menemukan bahwa pertanian surya skala jaringan membayar 10-20% dari biaya penyediaan layanan tambahan frekuensi ke Pasar Listrik Nasional, meskipun saat ini menghasilkan sekitar 3% energi dalam sistem.
Tidak mudah menjadi hijau.Proyek tenaga suryamenghadapi sejumlah risiko terhadap pengembalian investasi — salah satunya adalah FCAS.
Pembatasan, penundaan koneksi, faktor kerugian marjinal, sistem transmisi listrik yang tidak memadai, kekosongan kebijakan energi Federal yang sedang berlangsung — daftar pertimbangan dan potensi pencela dari laba bersih pengembang tenaga surya terus bertambah. Perhitungan baru oleh analis energi Cornwall Insight kini menemukan bahwa ladang tenaga surya secara tidak proporsional menanggung biaya yang terus meningkat untuk menyediakan layanan tambahan kontrol frekuensi (FCAS) di Pasar Listrik Nasional (National Electricity Market/NEM).
Cornwall Insight melaporkan bahwa ladang surya membayar antara 10% dan 20% dari total biaya regulasi FCAS dalam setiap bulan, padahal pada tahap ini mereka hanya menghasilkan sekitar 3% dari energi yang dihasilkan dalam NEM. Sebagai perbandingan, ladang angin menyediakan sekitar 9% energi dalam NEM selama tahun anggaran 2019-20 (FY20), dan penghitungan kumulatif pembayaran FCAS mereka mencapai sekitar 10% dari total biaya regulasi.
Faktor “penyebab membayar” mengacu pada seberapa jauh generator menyimpang dari laju peningkatan liniernya untuk memenuhi target penyaluran energi berikutnya untuk setiap periode penyaluran.
“Pertimbangan operasional baru untuk energi terbarukan adalah kewajiban yang ditimbulkan oleh harga FCAS yang tinggi akibat regulasi terhadap profitabilitas proyek energi terbarukan saat ini dan di masa mendatang,” kata Ben Cerini, Konsultan Utama di Cornwall Insight Australia.
Penelitian perusahaan menemukan bahwa faktor pembayaran penyebab FCAS untuk generator surya skala jaringan secara konservatif berkisar $2.368 per megawatt setiap tahun, atau sekitar $1,55/MWh, meskipun ini bervariasi di seluruh wilayah NEM, dengan ladang surya Queensland memiliki faktor pembayaran penyebab yang lebih tinggi pada FY20 daripada yang ditanggung di negara bagian lain.
Cerini mencatat, “Sejak 2018, biaya regulasi FCAS berfluktuasi antara $10-$40 juta per kuartal. Q2 tahun 2020 merupakan kuartal yang relatif kecil berdasarkan perbandingan terkini, yaitu $15 juta, sedangkan tiga kuartal sebelumnya lebih dari $35 juta per kuartal.”
Kecemasan akan perpisahan berdampak buruk
Penerapan FCAS memungkinkan Operator Pasar Energi Australia (AEMO) mengelola penyimpangan dalam pembangkitan atau beban. Kontributor utama biaya FCAS yang sangat tinggi pada Q1 tahun ini adalah tiga peristiwa "pemisahan" yang tidak terduga: ketika beberapa jaringan transmisi di NSW selatan terputus akibat kebakaran hutan, yang memisahkan wilayah utara dari selatan NEM pada tanggal 4 Januari; pemisahan yang paling mahal, ketika Australia Selatan dan Victoria terputus selama 18 hari setelah badai yang melumpuhkan jaringan transmisi pada tanggal 31 Januari; dan pemisahan Australia Selatan dan Pembangkit Listrik Mortlake di Victoria barat dari NEM pada tanggal 2 Maret.
Ketika NEM beroperasi sebagai sistem yang terhubung, FCAS dapat diperoleh dari seluruh jaringan, yang memungkinkan AEMO untuk memanfaatkan penawaran termurah dari penyedia seperti generator, baterai, dan beban. Selama peristiwa pemisahan, FCAS harus diperoleh dari sumber lokal, dan dalam kasus pemisahan SA dan Victoria selama 18 hari, hal tersebut dipenuhi dengan peningkatan pasokan dari pembangkit listrik bertenaga gas.
Akibatnya, biaya sistem NEM pada Q1 adalah $310 juta, yang rekornya $277 juta disebabkan oleh FCAS yang dibutuhkan untuk menjaga keamanan jaringan dalam keadaan luar biasa ini.
Pengembalian ke sistem yang lebih umum menghabiskan biaya sebesar $63 juta pada Q2, dimana FCAS menyumbang $45 juta, “terutama karena kurangnya kejadian pemisahan sistem tenaga listrik yang besar”, kata AEMO dalam laporannya pada Q2 2020.Dinamika Energi Triwulananlaporan.
Tenaga surya skala besar berkontribusi pada pengurangan biaya listrik grosir
Pada saat yang sama, pada Q2 2020 harga spot listrik grosir regional rata-rata mencapai level terendah sejak 2015; dan 48-68% lebih rendah dibandingkan pada Q2 2019. AEMO mencantumkan faktor-faktor yang berkontribusi terhadap penurunan penawaran harga grosir sebagai berikut: “harga gas dan batu bara yang lebih rendah, berkurangnya kendala batu bara di Gunung Piper, peningkatan curah hujan (dan produksi hidro), dan pasokan energi terbarukan baru”.
Output energi terbarukan variabel skala jaringan (angin dan matahari) meningkat sebesar 454 MW pada Q2 2020, mencakup 13% dari campuran pasokan, naik dari 10% pada Q2 2019.
Energi terbarukan dengan biaya terendah hanya akan meningkatkan kontribusinya dalam mengurangi harga energi grosir; dan jaringan transmisi interkoneksi yang lebih terdistribusi dan diperkuat, bersama dengan aturan yang direvisi yang mengatur koneksi baterai di NEM, memegang kunci untuk memastikan akses ke FCAS dengan harga yang kompetitif sesuai kebutuhan.
Sementara itu, Cerini mengatakan pengembang dan investor memantau dengan saksama setiap peningkatan risiko terhadap biaya proyek: "Seiring dengan turunnya harga grosir, potensi jangka waktu pembelian listrik telah dipersingkat, dan faktor kerugian telah berfluktuasi," jelasnya.
Cornwall Insight telah menandai niatnya untuk menyediakan prakiraan harga FCAS mulai September 2020, meskipun jenis peristiwa yang menyebabkan FCAS melonjak pada Q1 sulit diantisipasi.
Meski demikian, Cerini mengatakan, “Kewajiban FCAS kini menjadi agenda uji tuntas.”
Waktu posting: 23-Agu-2020