พลังงานแสงอาทิตย์ให้พลังงานราคาถูกที่สุดและมีค่าธรรมเนียม FCAS ที่สูงที่สุด

ผลการวิจัยใหม่จาก Cornwall Insight พบว่าฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์ขนาดโครงข่ายไฟฟ้าจ่ายเงิน 10-20% ของต้นทุนการให้บริการเสริมความถี่แก่ตลาดไฟฟ้าแห่งชาติ แม้ว่าปัจจุบันจะผลิตพลังงานในระบบได้เพียง 3% ก็ตาม

การเป็นมิตรกับสิ่งแวดล้อมไม่ใช่เรื่องง่ายโครงการพลังงานแสงอาทิตย์มีความเสี่ยงต่อผลตอบแทนจากการลงทุนมากมาย รวมถึง FCAS ด้วย

การจำกัดการผลิต ความล่าช้าในการเชื่อมต่อ ปัจจัยการสูญเสียส่วนเพิ่ม ระบบส่งไฟฟ้าที่ไม่เพียงพอ นโยบายด้านพลังงานของรัฐบาลกลางที่ยังคงขาดความต่อเนื่อง รายการปัจจัยที่ต้องพิจารณาและปัจจัยที่อาจส่งผลเสียต่อผลกำไรสุทธิของผู้พัฒนาระบบพลังงานแสงอาทิตย์กำลังขยายตัวเพิ่มขึ้นเรื่อยๆ การคำนวณใหม่โดยนักวิเคราะห์ด้านพลังงาน Cornwall Insight พบว่าฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์ต้องแบกรับต้นทุนที่เพิ่มขึ้นอย่างไม่สมส่วนในการให้บริการเสริมการควบคุมความถี่ (FCAS) ในตลาดไฟฟ้าแห่งชาติ (NEM)

Cornwall Insight รายงานว่าฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์จ่ายค่าใช้จ่าย FCAS ระหว่าง 10% ถึง 20% ของค่าใช้จ่ายด้านกฎระเบียบทั้งหมดในแต่ละเดือน ในขณะที่ในระยะนี้ ฟาร์มเหล่านี้ผลิตพลังงานได้เพียง 3% ของพลังงานที่ผลิตได้ใน NEM เมื่อเปรียบเทียบแล้ว ฟาร์มพลังงานลมผลิตพลังงานได้ประมาณ 9% ใน NEM ในปีงบประมาณ 2019-20 (FY20) และค่าใช้จ่าย FCAS สะสมที่ต้องจ่ายคิดเป็นประมาณ 10% ของค่าใช้จ่ายด้านกฎระเบียบทั้งหมด

ปัจจัย “ผู้ก่อให้เกิดผลจ่าย” หมายถึงว่าเครื่องกำเนิดไฟฟ้าใดๆ จะเบี่ยงเบนไปจากอัตราการเพิ่มขึ้นเชิงเส้นเท่าใดเพื่อให้บรรลุเป้าหมายการส่งพลังงานครั้งต่อไปสำหรับช่วงเวลาการส่งแต่ละช่วง

“ข้อควรพิจารณาในการปฏิบัติงานใหม่สำหรับพลังงานหมุนเวียนคือภาระผูกพันที่ราคา FCAS ที่มีกฎเกณฑ์สูงก่อให้เกิดต่อผลกำไรของโครงการพลังงานหมุนเวียนในปัจจุบันและอนาคต” Ben Cerini ที่ปรึกษาหลักของ Cornwall Insight Australia กล่าว

ผลการวิจัยของบริษัทพบว่าค่าใช้จ่ายที่เกิดจาก FCAS สำหรับเครื่องกำเนิดไฟฟ้าพลังงานแสงอาทิตย์ในระบบกริดอยู่ที่ประมาณ 2,368 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ต่อปี หรือประมาณ 1.55 ดอลลาร์สหรัฐต่อเมกะวัตต์ชั่วโมง แม้ว่าจะแตกต่างกันไปในแต่ละภูมิภาคของ NEM โดยฟาร์มพลังงานแสงอาทิตย์ในควีนส์แลนด์มีปัจจัยการจ่ายค่าใช้จ่ายที่เกิดจาก FCAS ที่สูงกว่าในปีงบประมาณ 2020 เมื่อเปรียบเทียบกับรัฐอื่นๆ

Cerini กล่าวว่า “นับตั้งแต่ปี 2018 ต้นทุน FCAS ของกฎระเบียบมีการผันผวนระหว่าง 10-40 ล้านดอลลาร์ต่อไตรมาส ไตรมาสที่ 2 ของปี 2020 ถือเป็นไตรมาสที่ค่อนข้างเล็กเมื่อเปรียบเทียบกับไตรมาสก่อนหน้า โดยอยู่ที่ 15 ล้านดอลลาร์ ในขณะที่สามไตรมาสก่อนหน้านั้นอยู่ที่มากกว่า 35 ล้านดอลลาร์ต่อไตรมาส”

ความวิตกกังวลจากการแยกทางส่งผลกระทบ

การใช้ FCAS ช่วยให้ Australian Energy Market Operator (AEMO) สามารถจัดการกับความเบี่ยงเบนในการผลิตหรือโหลดได้ สาเหตุหลักที่ทำให้ต้นทุน FCAS สูงมากในไตรมาสที่ 1 ของปีนี้ ได้แก่ เหตุการณ์ "แยก" ที่ไม่คาดคิด 3 เหตุการณ์ ได้แก่ เมื่อสายส่งไฟฟ้าหลายสายในนิวเซาท์เวลส์ตอนใต้สะดุดลงอันเป็นผลจากไฟป่า ทำให้พื้นที่ทางตอนเหนือแยกจากพื้นที่ทางใต้ของ NEM เมื่อวันที่ 4 มกราคม เหตุการณ์ที่มีค่าใช้จ่ายสูงที่สุด คือ เมื่อเซาท์ออสเตรเลียและวิกตอเรียถูกแยกออกจากกันเป็นเวลา 18 วันหลังจากพายุที่ทำให้สายส่งไฟฟ้าเสียหายเมื่อวันที่ 31 มกราคม และการแยกสถานีไฟฟ้า Mortlake ทางตะวันตกของวิกตอเรียและเซาท์ออสเตรเลียออกจาก NEM เมื่อวันที่ 2 มีนาคม

เมื่อ NEM ทำงานเป็นระบบที่เชื่อมต่อกัน ก็สามารถหาแหล่งพลังงาน FCAS จากทั่วทั้งโครงข่ายไฟฟ้า ทำให้ AEMO สามารถเรียกใช้ข้อเสนอที่ถูกที่สุดจากผู้ให้บริการ เช่น เครื่องกำเนิดไฟฟ้า แบตเตอรี่ และโหลดได้ ในระหว่างเหตุการณ์การแยกตัว FCAS จะต้องมาจากแหล่งพลังงานในพื้นที่ และในกรณีที่เกิดการแยกตัวของแอฟริกาใต้และวิกตอเรียเป็นเวลา 18 วัน จะได้รับการตอบสนองด้วยการเพิ่มอุปทานจากการผลิตไฟฟ้าด้วยก๊าซ

เป็นผลให้ค่าใช้จ่ายระบบ NEM ในไตรมาสที่ 1 อยู่ที่ 310 ล้านเหรียญสหรัฐ โดย 277 ล้านเหรียญสหรัฐเป็นค่าใช้จ่ายในระบบ FCAS ซึ่งจำเป็นต่อการรักษาความปลอดภัยของระบบไฟฟ้าในสถานการณ์พิเศษเช่นนี้

การกลับสู่ระบบทั่วไปมีค่าใช้จ่ายรวม 63 ล้านเหรียญสหรัฐในไตรมาสที่ 2 ซึ่ง FCAS คิดเป็น 45 ล้านเหรียญสหรัฐ โดย "สาเหตุหลักมาจากเหตุการณ์การแยกตัวของระบบไฟฟ้าหลักไม่เกิดขึ้น" AEMO กล่าวในไตรมาสที่ 2 ปี 2020ไดนามิกพลังงานรายไตรมาสรายงาน.

พลังงานแสงอาทิตย์ขนาดใหญ่ช่วยลดต้นทุนค่าไฟฟ้าขายส่ง

ในเวลาเดียวกัน ในไตรมาสที่ 2 ปี 2020 ราคาไฟฟ้าขายส่งเฉลี่ยในแต่ละภูมิภาคแตะระดับต่ำสุดนับตั้งแต่ปี 2015 และลดลง 48-68% เมื่อเทียบกับไตรมาสที่ 2 ปี 2019 AEMO ระบุปัจจัยที่มีส่วนทำให้ข้อเสนอราคาขายส่งลดลง ได้แก่ “ราคาแก๊สและถ่านหินที่ลดลง ข้อจำกัดด้านถ่านหินที่ Mount Piper ที่ลดลง ปริมาณน้ำฝนที่เพิ่มขึ้น (และผลผลิตน้ำ) และแหล่งพลังงานหมุนเวียนใหม่”

ผลผลิตพลังงานหมุนเวียนแปรผันตามขนาดกริด (ลมและแสงอาทิตย์) เพิ่มขึ้น 454 เมกะวัตต์ในไตรมาสที่ 2 ปี 2563 คิดเป็น 13% ของแหล่งพลังงานผสมผสาน เพิ่มขึ้นจาก 10% ในไตรมาสที่ 2 ปี 2562

พลังงานหมุนเวียนที่มีต้นทุนต่ำที่สุดจะช่วยเพิ่มส่วนช่วยในการลดราคาพลังงานขายส่ง และเครือข่ายการส่งสัญญาณที่เชื่อมต่อกันที่กระจายและแข็งแกร่งมากขึ้น รวมถึงกฎเกณฑ์ที่แก้ไขใหม่เกี่ยวกับการเชื่อมต่อแบตเตอรี่ใน NEM ถือเป็นกุญแจสำคัญในการรับรองการเข้าถึง FCAS ที่มีราคาที่แข่งขันได้ตามต้องการ

ในระหว่างนี้ Cerini กล่าวว่าผู้พัฒนาและนักลงทุนกำลังเฝ้าติดตามความเสี่ยงที่เพิ่มมากขึ้นต่อต้นทุนโครงการอย่างใกล้ชิด "เนื่องจากราคาขายส่งลดลง ระยะเวลาการซื้อพลังงานที่เป็นไปได้จึงสั้นลง และปัจจัยการสูญเสียก็ผันผวน" เขากล่าวอธิบาย

Cornwall Insight ได้แสดงเจตนาที่จะจัดทำการคาดการณ์ราคา FCAS เริ่มตั้งแต่เดือนกันยายน 2020 แม้ว่าเหตุการณ์ประเภทต่างๆ ที่ทำให้ FCAS พุ่งสูงขึ้นในไตรมาสที่ 1 จะคาดเดาได้ยากก็ตาม

อย่างไรก็ตาม Cerini กล่าวว่า “หนี้สินของ FCAS อยู่ในวาระการดำเนินการตรวจสอบอย่างรอบคอบแล้ว”