Uma nova investigação da Cornwall Insight revela que os parques solares à escala da rede estão a pagar 10-20% do custo do fornecimento de serviços auxiliares de frequência ao Mercado Nacional de Electricidade, apesar de gerarem actualmente cerca de 3% da energia no sistema.
Não é fácil ser verde.Projetos solaresestão sujeitos a numerosos riscos para o retorno do investimento - entre eles o FCAS.
Restrições, atrasos nas ligações, factores de perdas marginais, um sistema de transmissão de electricidade inadequado, o actual vácuo da política energética federal – a lista de considerações e potenciais detractores dos resultados financeiros do promotor solar está em constante expansão. Novos cálculos dos analistas de energia Cornwall Insight concluem agora que os parques solares estão a assumir desproporcionalmente o custo crescente do fornecimento de serviços auxiliares de controlo de frequência (FCAS) no Mercado Nacional de Eletricidade (NEM).
A Cornwall Insight relata que os parques solares pagam entre 10% e 20% dos custos totais regulamentares do FCAS num determinado mês, quando nesta fase produzem apenas cerca de 3% da energia gerada no NEM. Em comparação, os parques eólicos forneceram cerca de 9% da energia no NEM durante o exercício financeiro de 2019-20 (EF20), e o seu cálculo cumulativo de pagamentos do causador do FCAS chegou a cerca de 10% dos custos totais de regulação.
O fator “causador pagador” refere-se ao quanto qualquer gerador se desvia de sua taxa de rampa linear para cumprir sua próxima meta de despacho de energia para cada período de despacho.
“Uma nova consideração operacional para as energias renováveis é a responsabilidade que os altos preços regulamentares do FCAS representam para a lucratividade dos projetos de energia renovável atuais e futuros”, afirma Ben Cerini, consultor principal da Cornwall Insight Australia.
A pesquisa da empresa descobriu que os custos de pagamento do causador FCAS para geradores solares em escala de rede são conservadoramente em torno de US$ 2.368 por megawatt a cada ano, ou cerca de US$ 1,55/MWh, embora isso varie entre as regiões do NEM, com as fazendas solares de Queensland tendo fatores de pagamento de causa mais elevados no ano fiscal de 2020 do que aqueles suportados em outros estados.
Cerini observa: “Desde 2018, os custos regulamentares do FCAS flutuaram entre US$ 10 e US$ 40 milhões por trimestre. O segundo trimestre de 2020 foi um trimestre relativamente pequeno em comparações recentes, de US$ 15 milhões com os últimos três trimestres anteriores a mais de US$ 35 milhões por trimestre.”
A ansiedade da separação cobra seu preço
A implantação do FCAS permite que o Operador Australiano do Mercado de Energia (AEMO) gerencie desvios na geração ou na carga. Os principais contribuintes para os custos muito elevados do FCAS no primeiro trimestre deste ano foram três eventos inesperados de “separação”: quando múltiplas linhas de transmissão no sul de NSW foram desligadas como resultado dos incêndios florestais, separando as regiões norte das regiões sul do NEM em 4 de Janeiro; a separação mais dispendiosa, quando a Austrália do Sul e Victoria ficaram ilhadas durante 18 dias após uma tempestade que paralisou as linhas de transmissão em 31 de janeiro; e a separação da Central Elétrica de Mortlake, no sul da Austrália e no oeste de Victoria, do NEM em 2 de março.
Quando o NEM opera como um sistema conectado, o FCAS pode ser obtido de toda a rede, permitindo à AEMO recorrer às ofertas mais baratas de fornecedores como geradores, baterias e cargas. Durante os eventos de separação, o FCAS deve ser de origem local e, no caso da separação de 18 dias entre SA e Victoria, foi atendido por um aumento no fornecimento de geração a gás.
Como consequência, os custos do sistema NEM no primeiro trimestre foram de 310 milhões de dólares, dos quais um recorde de 277 milhões de dólares foi atribuído ao FCAS necessário para manter a segurança da rede nestas circunstâncias extraordinárias.
O retorno a um sistema mais típico de custos de US$ 63 milhões no segundo trimestre, dos quais o FCAS representou US$ 45 milhões, foi “principalmente devido à falta de ocorrência de grandes eventos de separação do sistema de energia”, disse a AEMO em seu relatório do segundo trimestre de 2020.Dinâmica Energética Trimestralrelatório.
A energia solar em grande escala contribui para a redução dos custos de eletricidade no atacado
Ao mesmo tempo, no segundo trimestre de 2020, os preços médios grossistas à vista da eletricidade regional atingiram os níveis mais baixos desde 2015; e 48-68% mais baixos do que no segundo trimestre de 2019. A AEMO listou os fatores que contribuíram para a redução das ofertas de preços no atacado como: “preços mais baixos do gás e do carvão, flexibilização das restrições ao carvão em Mount Piper, aumento das chuvas (e produção hidrelétrica) e novos fornecimento renovável”.
A produção de energia renovável variável em escala de rede (eólica e solar) aumentou 454 MW no segundo trimestre de 2020, representando 13% do mix de fornecimento, acima dos 10% no segundo trimestre de 2019.
A energia renovável de menor custo apenas aumentará a sua contribuição para a redução dos preços grossistas da energia; e uma rede de transmissão interconectada mais distribuída e fortalecida, juntamente com regras revisadas que regem a conexão de baterias no NEM, são a chave para garantir o acesso a FCAS com preços competitivos, conforme necessário.
Entretanto, Cerini afirma que os promotores e investidores estão a monitorizar de perto quaisquer riscos acrescidos para os custos do projecto: “À medida que os preços grossistas caíram, os prazos potenciais de compra de energia foram encurtados e os factores de perda flutuaram”, explica ele.
A Cornwall Insight sinalizou sua intenção de fornecer previsões de preços do FCAS a partir de setembro de 2020, embora os tipos de eventos que causaram o aumento do FCAS no primeiro trimestre sejam difíceis de prever.
No entanto, diz Cerini, “as responsabilidades do FCAS estão agora firmemente na agenda da devida diligência”.
Horário da postagem: 23 de agosto de 2020