Une nouvelle étude de Cornwall Insight révèle que les parcs solaires à l'échelle du réseau paient 10 à 20 % du coût de la fourniture de services auxiliaires de fréquence au marché national de l'électricité, bien qu'ils génèrent actuellement environ 3 % de l'énergie du système.
Ce n'est pas facile d'être vert.Projets solairessont soumis à de nombreux risques en matière de retour sur investissement, parmi lesquels les FCAS.
Réductions, retards de connexion, facteurs de perte marginaux, système de transport d'électricité inadéquat, vide actuel de la politique énergétique fédérale – la liste des considérations et des détracteurs potentiels des résultats financiers du développeur solaire ne cesse de s'allonger. De nouveaux calculs effectués par les analystes en énergie de Cornwall Insight révèlent désormais que les parcs solaires supportent de manière disproportionnée le coût croissant de la fourniture de services auxiliaires de contrôle de fréquence (SCAF) sur le marché national de l'électricité (NEM).
Cornwall Insight rapporte que les parcs solaires paient entre 10 % et 20 % des coûts totaux de réglementation FCAS au cours d'un mois donné, alors qu'à ce stade, ils ne produisent qu'environ 3 % de l'énergie générée dans le NEM. En comparaison, les parcs éoliens ont fourni environ 9 % de l’énergie dans le NEM au cours de l’exercice 2019-20 (FY20), et leur total cumulé de payeurs de cause FCAS s’est élevé à environ 10 % du total des coûts de réglementation.
Le facteur « causeur-payeur » fait référence à la mesure dans laquelle un générateur s'écarte de son taux de rampe linéaire pour atteindre son prochain objectif de distribution d'énergie pour chaque période de distribution.
« Une nouvelle considération opérationnelle pour les énergies renouvelables est la responsabilité que représentent les prix élevés des FCAS sur la rentabilité des projets d'énergie renouvelable actuels et futurs », déclare Ben Cerini, consultant principal chez Cornwall Insight Australia.
Les recherches de l'entreprise ont révélé que les coûts de paiement du responsable FCAS pour les générateurs solaires à l'échelle du réseau se situent prudemment autour de 2 368 $ par mégawatt chaque année, soit environ 1,55 $/MWh, bien que cela varie selon les régions NEM, les parcs solaires du Queensland ayant des facteurs de paiement du responsable plus élevés au cours de l'exercice 2020 que ceux. supportés dans d’autres États.
Cerini note : « Depuis 2018, les coûts de la réglementation FCAS ont fluctué entre 10 et 40 millions de dollars par trimestre. Le deuxième trimestre 2020 a été un trimestre relativement petit par rapport aux comparaisons récentes, à 15 millions de dollars, les trois derniers trimestres précédents dépassant les 35 millions de dollars par trimestre.
L'anxiété de séparation fait des ravages
Le déploiement du FCAS permet à l'opérateur australien du marché de l'énergie (AEMO) de gérer les écarts de production ou de charge. Les principaux contributeurs aux coûts très élevés du SCAF au premier trimestre de cette année ont été trois événements de « séparation » inattendus : lorsque plusieurs lignes de transmission dans le sud de la Nouvelle-Galles du Sud se sont arrêtées à la suite des feux de brousse, séparant les régions du nord et du sud du NEM le 4 janvier ; la séparation la plus coûteuse, lorsque l'Australie du Sud et Victoria ont été insulaires pendant 18 jours à la suite d'une tempête qui a paralysé les lignes de transmission le 31 janvier ; et la séparation de l'Australie du Sud et de la centrale électrique de Mortlake dans l'ouest de Victoria du NEM le 2 mars.
Lorsque le NEM fonctionne comme un système connecté, le FCAS peut provenir de l'ensemble du réseau, ce qui permet à AEMO de faire appel aux offres les moins chères des fournisseurs tels que les générateurs, les batteries et les charges. Lors des événements de séparation, le FCAS doit provenir d'un approvisionnement local et, dans le cas de la séparation de 18 jours entre SA et Victoria, il a été satisfait par un approvisionnement accru provenant de la production au gaz.
En conséquence, les coûts du système NEM au premier trimestre se sont élevés à 310 millions de dollars, dont un montant record de 277 millions de dollars a été imputé au FCAS nécessaire pour maintenir la sécurité du réseau dans ces circonstances extraordinaires.
Le retour à un coût de système plus typique de 63 millions de dollars au deuxième trimestre, dont FCAS représentait 45 millions de dollars, était « principalement dû à l'absence d'événements majeurs de séparation du système électrique », a déclaré l'AEMO dans son rapport du deuxième trimestre 2020.Dynamique énergétique trimestriellerapport.
L’énergie solaire à grande échelle contribue à réduire les coûts de gros de l’électricité
Dans le même temps, au deuxième trimestre 2020, les prix de gros régionaux moyens au comptant de l’électricité ont atteint leurs plus bas niveaux depuis 2015 ; et 48 à 68 % inférieurs à ceux du deuxième trimestre 2019. L'AEMO a répertorié les facteurs contribuant à la réduction des offres de prix de gros comme suit : « la baisse des prix du gaz et du charbon, l'assouplissement des contraintes liées au charbon à Mount Piper, l'augmentation des précipitations (et de la production hydroélectrique) et de nouveaux approvisionnement renouvelable ».
La production d'énergies renouvelables variables à l'échelle du réseau (éolienne et solaire) a augmenté de 454 MW au deuxième trimestre 2020, représentant 13 % du mix d'approvisionnement, contre 10 % au deuxième trimestre 2019.
Les énergies renouvelables les moins coûteuses ne feront qu’accroître leur contribution à la réduction des prix de gros de l’énergie ; et un réseau de transmission interconnectée plus distribué et renforcé, ainsi que des règles révisées régissant la connexion des batteries dans le NEM, détiennent la clé pour garantir l'accès à des FCAS à des prix compétitifs selon les besoins.
Entre-temps, Cerini affirme que les promoteurs et les investisseurs surveillent de près tout risque accru pesant sur les coûts des projets : « À mesure que les prix de gros ont chuté, les durées potentielles d'achat d'électricité ont été raccourcies et les facteurs de perte ont fluctué », explique-t-il.
Cornwall Insight a annoncé son intention de fournir des prévisions de prix FCAS à partir de septembre 2020, bien que les types d'événements qui ont provoqué une hausse du FCAS au premier trimestre soient difficiles à anticiper.
Néanmoins, déclare Cerini, « les responsabilités FCAS sont désormais fermement inscrites à l’ordre du jour du devoir de diligence ».
Heure de publication : 23 août 2020