Uma nova pesquisa da Cornwall Insight descobriu que fazendas solares em escala de rede estão pagando de 10% a 20% do custo do fornecimento de serviços auxiliares de frequência para o Mercado Nacional de Eletricidade, apesar de atualmente gerarem cerca de 3% da energia no sistema.
Não é fácil ser verde.Projetos solaresestão sujeitos a vários riscos ao retorno do investimento — o FCAS entre eles.
Restrições, atrasos na conexão, fatores de perda marginal, um sistema de transmissão de energia inadequado e o vácuo contínuo na política energética federal — a lista de considerações e potenciais fatores que prejudicam os resultados financeiros das construtoras de energia solar está em constante expansão. Novos cálculos da empresa de análise de energia Cornwall Insight revelam que os parques solares estão arcando desproporcionalmente com o custo crescente do fornecimento de serviços auxiliares de controle 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 de regulação do FCAS em qualquer 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 ano fiscal de 2019-20 (AF20), e a soma acumulada de seus pagamentos de causadores do FCAS chegou a cerca de 10% dos custos totais de regulação.
O fator “o causador paga” refere-se a quanto qualquer gerador se desvia de sua taxa de rampa linear para atingir sua próxima meta de despacho de energia para cada período de despacho.
“Uma nova consideração operacional para energias renováveis é o risco que os altos preços regulatórios do FCAS representam para a lucratividade de 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 de causa do 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 NEM, com os parques solares de Queensland tendo fatores de pagamento de causa mais altos no ano fiscal de 2020 do que aqueles suportados em outros estados.
Cerini observa: “Desde 2018, os custos de regulamentação do FCAS têm oscilado entre US$ 10 e US$ 40 milhões por trimestre. O segundo trimestre de 2020 foi um trimestre relativamente pequeno em comparações recentes, com US$ 15 milhões, enquanto os três trimestres anteriores superaram US$ 35 milhões por trimestre.”
A ansiedade da separação cobra seu preço
A implantação do FCAS permite que o Operador do Mercado de Energia Australiano (AEMO) gerencie desvios na geração ou na carga. Os principais fatores que contribuíram para os custos altíssimos do FCAS no primeiro trimestre deste ano foram três eventos inesperados de "separação": quando várias linhas de transmissão no sul de NSW dispararam devido aos incêndios florestais, separando as regiões norte e sul do NEM em 4 de janeiro; a separação mais custosa, quando a Austrália do Sul e Victoria ficaram isoladas por 18 dias após uma tempestade que paralisou as linhas de transmissão em 31 de janeiro; e a separação da Usina Elétrica de Mortlake, na Austrália do Sul e 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 que a AEMO utilize as ofertas mais baratas de fornecedores como geradores, baterias e cargas. Durante os eventos de separação, o FCAS deve ser obtido localmente e, no caso da separação de 18 dias entre SA e Victoria, a situação foi atendida pelo aumento do fornecimento da geração a gás.
Como consequência, os custos do sistema NEM no primeiro trimestre foram de US$ 310 milhões, dos quais um recorde de US$ 277 milhões foi atribuído ao FCAS necessário para manter a segurança da rede nessas circunstâncias extraordinárias.
O retorno a um sistema mais típico custou US$ 63 milhões no segundo trimestre, dos quais o FCAS representou US$ 45 milhões, e foi “principalmente devido à ausência 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 larga escala contribui para a redução dos custos de eletricidade no atacado
Ao mesmo tempo, no segundo trimestre de 2020, os preços médios regionais de eletricidade no atacado atingiram seus 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 de gás e carvão, alívio das restrições de carvão em Mount Piper, aumento de chuvas (e produção hidrelétrica) e novo fornecimento renovável".
A produção de energia renovável variável em escala de rede (eólica e solar) aumentou em 454 MW no segundo trimestre de 2020, respondendo por 13% do mix de fornecimento, ante 10% no segundo trimestre de 2019.
A energia renovável de menor custo só aumentará sua contribuição para a redução dos preços de energia no atacado; e uma rede mais distribuída e fortalecida de transmissão interconectada, 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.
Enquanto isso, Cerini diz que desenvolvedores e investidores estão monitorando de perto qualquer aumento de riscos aos custos do projeto: "À medida que os preços no atacado caíram, os prazos potenciais de compra de energia diminuíram e os fatores 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, Cerini diz: “As responsabilidades do FCAS estão agora firmemente na agenda da devida diligência”.
Data de publicação: 23/08/2020