Penelitian baru dari Cornwall Insight menemukan bahwa pembangkit listrik tenaga 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 tersebut.
Tidak mudah menjadi hijau.Proyek tenaga suryamemiliki banyak risiko terhadap laba atas 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 keuntungan pengembang tenaga surya terus bertambah. Perhitungan baru yang dilakukan oleh analis energi Cornwall Insight kini menemukan bahwa pembangkit listrik tenaga surya secara tidak proporsional menanggung semakin besarnya biaya penyediaan layanan tambahan kontrol frekuensi (FCAS) di Pasar Listrik Nasional (NEM).
Cornwall Insight melaporkan bahwa pembangkit listrik tenaga surya membayar antara 10% dan 20% dari total biaya regulasi FCAS pada bulan tertentu, padahal pada tahap ini pembangkit listrik tenaga surya hanya menghasilkan sekitar 3% energi yang dihasilkan di NEM. Sebagai perbandingan, pembangkit listrik tenaga angin menyediakan sekitar 9% energi dalam NEM selama tahun keuangan 2019-20 (FY20), dan penghitungan kumulatif FCAS yang dibayarkan mencapai sekitar 10% dari total biaya peraturan.
Faktor “penyebab membayar” mengacu pada seberapa besar penyimpangan generator dari laju ramp liniernya untuk memenuhi target pengiriman energi berikutnya pada setiap periode pengiriman.
“Pertimbangan operasional baru untuk energi terbarukan adalah tanggung jawab regulasi harga FCAS yang tinggi terhadap profitabilitas proyek energi terbarukan saat ini dan di masa depan,” kata Ben Cerini, Konsultan Utama di Cornwall Insight Australia.
Riset perusahaan tersebut menemukan bahwa biaya yang ditanggung oleh FCAS untuk generator tenaga surya skala jaringan secara konservatif adalah sekitar $2.368 per megawatt setiap tahunnya, atau sekitar $1,55/MWh, meskipun hal ini bervariasi antar wilayah NEM, dengan pembangkit listrik tenaga surya di Queensland memiliki faktor penyebab pembayaran yang lebih tinggi di FY20 dibandingkan dengan pembangkit listrik tenaga surya di Queensland. ditanggung di negara bagian lain.
Cerini mencatat, “Sejak tahun 2018, biaya regulasi FCAS berfluktuasi antara $10-$40 juta per kuartal. Kuartal ke-2 tahun 2020 adalah kuartal yang relatif kecil jika dibandingkan baru-baru ini, yaitu sebesar $15 juta dengan tiga kuartal terakhir 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 terhadap tingginya biaya FCAS pada kuartal pertama tahun ini adalah tiga peristiwa “pemisahan” yang tidak terduga: ketika beberapa jalur transmisi di NSW bagian selatan terputus akibat kebakaran hutan, yang memisahkan wilayah utara dan selatan NEM pada tanggal 4 Januari; pemisahan yang paling memakan biaya, ketika Australia Selatan dan Victoria terkurung selama 18 hari setelah badai yang melumpuhkan jalur transmisi pada tanggal 31 Januari; dan pemisahan Pembangkit Listrik Mortlake di Australia Selatan dan bagian barat Victoria dari NEM pada tanggal 2 Maret.
Ketika NEM beroperasi sebagai sistem yang terhubung, FCAS dapat bersumber dari seluruh jaringan listrik, memungkinkan AEMO untuk mendapatkan penawaran termurah dari penyedia seperti generator, baterai, dan beban. Selama peristiwa pemisahan, FCAS harus bersumber dari lokal, dan dalam kasus pemisahan SA dan Victoria selama 18 hari, hal ini dipenuhi dengan peningkatan pasokan dari pembangkit listrik berbahan bakar gas.
Sebagai konsekuensinya, biaya sistem NEM pada Q1 adalah $310 juta, dimana $277 juta merupakan biaya yang dikeluarkan oleh FCAS untuk menjaga keamanan jaringan dalam kondisi luar biasa ini.
Pengembalian ke sistem yang lebih umum memerlukan biaya sebesar $63 juta pada Q2, dimana FCAS menghasilkan $45 juta, “terutama disebabkan oleh kurangnya kejadian pemisahan sistem tenaga listrik yang besar”, kata AEMO pada Q2 2020.Dinamika Energi Triwulananlaporan.
Tenaga surya skala besar berkontribusi terhadap pengurangan biaya listrik grosir
Pada saat yang sama, pada kuartal kedua tahun 2020, rata-rata harga spot listrik grosir regional mencapai level terendah sejak tahun 2015; dan 48-68% lebih rendah dibandingkan kuartal kedua tahun 2019. AEMO menyebutkan faktor-faktor yang berkontribusi terhadap penurunan penawaran harga grosir adalah: “harga gas dan batu bara yang lebih rendah, pelonggaran pembatasan batu bara di Gunung Piper, peningkatan curah hujan (dan keluaran air), dan peningkatan pasokan air bersih. pasokan terbarukan”.
Output energi terbarukan variabel skala jaringan (angin dan surya) meningkat sebesar 454 MW pada kuartal kedua tahun 2020, mencakup 13% dari bauran pasokan, naik dari 10% pada kuartal kedua tahun 2019.
Energi terbarukan berbiaya terendah hanya akan meningkatkan kontribusinya dalam menurunkan harga grosir energi; dan jaringan transmisi yang saling terhubung yang lebih terdistribusi dan diperkuat, serta peraturan yang direvisi yang mengatur koneksi baterai di NEM, memegang kunci untuk memastikan akses ke FCAS dengan harga bersaing sesuai kebutuhan.
Sementara itu, Cerini mengatakan para pengembang dan investor terus memantau dengan cermat setiap peningkatan risiko terhadap biaya proyek: “Seiring dengan turunnya harga grosir, potensi jangka waktu pembelian listrik semakin pendek, dan faktor kerugian berfluktuasi,” jelasnya.
Cornwall Insight telah menyatakan niatnya untuk memberikan perkiraan harga FCAS mulai bulan September 2020, meskipun kejadian yang menyebabkan lonjakan FCAS di Q1 sulit diantisipasi.
Meskipun demikian, Cerini mengatakan, “Kewajiban FCAS kini masuk dalam agenda uji tuntas.”
Waktu posting: 23 Agustus-2020