Sistema de precios utilizado en la India para transacciones de energía eléctrica no programadas
La tarifa basada en la disponibilidad (ABT) es un mecanismo de fijación de precios basado en la frecuencia que se aplica en la India a las transacciones de energía eléctrica no programadas. La ABT se enmarca en los mecanismos del mercado eléctrico para cobrar y regular la energía con el fin de lograr la estabilidad de la red a corto y largo plazo, así como incentivos y desincentivos para los participantes de la red contra desviaciones en los suministros comprometidos, según sea el caso. [1]
Introducción
El mecanismo ABT en el sector eléctrico de la India se adoptó desde el año 2000 y en algunos otros países para fijar el precio de la energía a granel entre las distintas partes interesadas. El ABT se ocupa de la estructura tarifaria de la energía a granel y tiene como objetivo generar más responsabilidad y rendición de cuentas en la generación y el consumo de energía a través de un esquema de incentivos y desincentivos. Según la notificación, el ABT se hizo inicialmente aplicable solo a las centrales generadoras que tuvieran más de una SEB/estado/territorio de la Unión como beneficiario. A través de este esquema, la Comisión Central Reguladora de Electricidad (CERC) espera mejorar la calidad de la energía y reducir las siguientes tendencias disruptivas en el sector eléctrico:
Desviaciones de frecuencia inaceptablemente rápidas y altas (de 50 Hz) que causan daños y perturbaciones a los consumidores industriales a gran escala
Perturbaciones frecuentes en la red que provocan disparos de generadores, cortes de energía y desintegración de la red eléctrica.
El esquema ABT ahora se ha ampliado para cubrir también los sistemas intraestatales. [2] La generación de energía o la capacidad de la red ha aumentado sustancialmente en los últimos quince años, particularmente después de la Ley de Electricidad de 2003 por la introducción de la competencia y la desagregación de los servicios públicos integrados verticalmente (SEB) en entidades separadas a cargo de la generación de electricidad , la transmisión de electricidad y la distribución de electricidad . La desregulación y la competencia han facilitado la participación del sector privado a gran escala en la generación, transmisión y distribución de electricidad. Últimamente, el sector eléctrico indio está transformando de un déficit perenne a una disponibilidad de electricidad excedente. [3] El volumen de electricidad comprada que no se pudo transmitir a los compradores debido a la congestión de las líneas de transmisión es solo el 0,3% de la electricidad total consumida en el año fiscal 2013-14. [4] Significa que el déficit de energía real en la India es inferior al 1% excluyendo la demanda de electricidad subvalorada. El mecanismo ABT/DSM necesita mejoras para abordar los requisitos de todas las partes interesadas (incluidos los consumidores finales de electricidad) para alentar la generación de electricidad de menor costo / tarifa basada en la demanda versus la disponibilidad en la red. [5] [6] Es necesario que una Organización de Confiabilidad Eléctrica bien representada involucre a todos los participantes de la red para elaborar pautas para la operación y acreditación del sistema eléctrico, algo que actualmente está a cargo de la CEA.
Los compradores de energía a granel pueden comprar electricidad diariamente para períodos de corto, mediano y largo plazo mediante subastas electrónicas inversas . [7] En las subastas electrónicas inversas, se aplica una tarifa basada en la disponibilidad/mecanismo de liquidación de desviaciones (DSM) para liquidar los compromisos incumplidos por parte de los vendedores o compradores de electricidad [8] [9] Los precios de la electricidad negociados en las subastas electrónicas inversas son mucho menores que los precios acordados en los acuerdos bilaterales. [10] [11]
Para aquellos generadores de energía que han hecho acuerdos de compra de energía (PPA) con Discoms y no necesitan participar en el comercio del mercado del día siguiente (DAM) diariamente, el orden jerárquico entre los generadores de energía en un estado se llama generación de energía por orden de mérito, donde el productor de electricidad con el menor costo de generación variable es seleccionado de entre los generadores disponibles para mantener la frecuencia normal de la red. [12] IEX también está implementando el comercio las 24 horas del día en tiempo real o el comercio con una hora de anticipación que se ocupará de la dinámica del mercado intradiario. [13] GoI también permitió el comercio de electricidad en bolsas con contratos a plazo y derivados. [14]
Una subasta inversa no es un mecanismo perfecto de descubrimiento de precios ni un acoplamiento equilibrado del mercado en el que se aplica un precio único a todos los comerciantes cuando no hay restricciones de transmisión. [15] Sin embargo, cuando la demanda es ligeramente mayor que la oferta, el precio descubierto en el mercado (Rs/KWh) se elevaría drásticamente y viceversa. Cuando existe una restricción de transmisión para exportar energía a una región, la diferencia entre los precios descubiertos en el mercado de diferentes regiones es irrazonablemente alta. En la negociación mediante subasta inversa, los compradores pagan un precio/KWh muy alto (muchas veces más que el costo de la energía de los grupos electrógenos diésel) por las compras incrementales.
En 2021, la CERC propuso un sistema de gestión de la red en el que los proveedores de servicios auxiliares son totalmente responsables de mantener la frecuencia de la red dentro del rango seguro, similar a la práctica predominante en los países desarrollados. [16] [17] Los generadores y las empresas de distribución no están obligados a mantener la frecuencia de la red en el rango permitido según esta propuesta y la tarifa eléctrica aplicable está desvinculada de la frecuencia de la red. Al observar sus efectos perjudiciales para la seguridad de la red, se suspendió después de implementarse durante algunas semanas.
Detalles del ABT
¿Qué es la disponibilidad?
Disponibilidad , a los efectos de la orden ABT, significa la preparación de la estación generadora para entregar la producción ex-bus expresada como un porcentaje de su capacidad nominal ex-bus (MCR) . La electricidad es un producto cuyo costo de almacenamiento es mayor que su costo de producción. El método más económico para la generación, transmisión y distribución de electricidad es la producción justo a tiempo , donde la disponibilidad y confiabilidad de todo el sistema debe ser muy alta para satisfacer la demanda impredecible de electricidad minuto a minuto.
¿Cómo se calcula la disponibilidad?
La disponibilidad de una central térmica para cualquier período será la relación porcentual entre la capacidad de emisión promedio (SOC) para todos los bloques de tiempo durante ese período y el MCR/SOC nominal de la central térmica. El SAIDI (índice de duración promedio de interrupción del sistema) se utiliza comúnmente como indicador de confiabilidad por parte de las empresas de energía eléctrica.
¿Es la red eléctrica unificada de la India una red inteligente ?
¿Cuáles son los criterios de efectividad de una red inteligente?
Generalmente, el 10% superior de la carga máxima diaria sin restricciones (MW) persiste solo durante el 1% (15 minutos) de la duración total y su participación energética (MWHr) es del orden del 0,2% de la energía diaria suministrada. En lugar de generar esta energía adicional sustancial durante un período corto, se puede implementar un deslastre de carga selectivo automático en los consumidores a granel que poseen una instalación de energía de reserva para eliminar los picos de carga sin inconvenientes para la mayoría de los consumidores. [21] [22] Alternativamente, las plantas de energía cautiva en funcionamiento comienzan a alimentar a la red al dar un descanso al suministro de energía cautiva hasta un máximo de 30 minutos de duración. El propietario del generador de reserva / energía cautiva recibiría un pago por proporcionar servicios auxiliares de reserva de red .
Con una capacidad instalada de combinación adecuada de carga base y capacidad de generación de carga variable (excluyendo la utilización de baja capacidad o energía secundaria o tipo de carga negativa sobre una base diaria, como solar, eólica, etc. sin almacenamiento) equivalente a la carga máxima anual sin restricciones, la red inteligente más eficaz y económica podrá atender más del 99 por ciento de duración de carga/demanda sin restricciones sobre una base diaria con un funcionamiento 100% estable de la red. [23] [24] El propósito de la red inteligente es suministrar la electricidad requerida a un costo óptimo y con confiabilidad a los consumidores finales. [25] [26]
Programación
Cada día de 24 horas a partir de las 00.00 horas se dividirá en 96 bloques de tiempo de 15 minutos cada uno.
Cada central generadora deberá realizar una declaración anticipada de su capacidad de generación en términos de MWh ex-bus entregados para cada bloque de tiempo del día siguiente. Además, en el caso de las centrales hidroeléctricas, también se declarará el total de MWh ex-bus que realmente se pueden entregar durante el día. Estos constituirán la base de la programación de la generación.
Al declarar la capacidad, el generador debe asegurarse de que la capacidad durante las horas pico no sea menor que durante otras horas.
La programación a que se refiere el apartado anterior deberá ajustarse a los procedimientos operativos vigentes.
Con base en la declaración anterior, el Centro Regional de Despacho de Carga (CRLC) comunicará a los distintos beneficiarios sus respectivas cuotas de la capacidad disponible.
Luego de que los beneficiarios presenten su solicitud de energía con base en los cronogramas de generación, el RLDC preparará los cronogramas de generación y los cronogramas de extracción para cada bloque de tiempo después de tomar en cuenta las limitaciones técnicas y las restricciones de transmisión.
El cronograma de generación real se cuantificará sobre la base ex-bus, mientras que para los beneficiarios, los retiros programados se cuantificarán en sus respectivos puntos de recepción.
Para el cálculo del cronograma de retiros de los beneficiarios, las pérdidas de transmisión se prorratearán en proporción a sus retiros.
En caso de cualquier parada forzada de una unidad, o en caso de cualquier cuello de botella en la transmisión, RLDC revisará los horarios. Los horarios revisados entrarán en vigencia a partir del cuarto bloque de tiempo, contando el bloque de tiempo en el que el generador avise la revisión como el primero.
También es permisible para los generadores y beneficiarios revisar sus horarios durante el día, pero tales revisiones serán efectivas sólo a partir del sexto bloque de tiempo computado en la forma ya establecida.
Características de ABT
ABT aporta una mayor disciplina en la red
Tarifa de electricidad por categoría de consumidor
Energía económicamente viable con precios justos
Promover la competencia y la eficiencia
Fomentar el uso del Despacho de Orden de Mérito / Despacho Económico en la India.
Abordar los problemas de perturbaciones de la red
Jugar y evitar lo mismo
Requiere medidores especiales, medición remota con protocolos abiertos y mecanismos de comunicación para leer los medidores de manera oportuna.
Software integral para realizar cálculos, abordar cuestiones regulatorias y modificaciones según los diferentes requisitos de la Comisión Reguladora.
Opciones de interfaz para diversas partes interesadas en el mecanismo ABT en línea para permitir una implementación efectiva y beneficios para todos * Capacidad de los productores de energía para poder controlar sus costos de producción, así como flexibilidad en las operaciones
Desventajas del ABT
Una representación idealizada de los cuatro tipos de energía de reserva y los intervalos de tiempo en que están en uso después de una falla inesperada. [27]
Según el procedimiento DSM/UI, los incentivos y penalizaciones a los participantes de la red se cobran en función de la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo de 15 minutos de duración. [28] [29] Durante un bloque de tiempo, es normal que la frecuencia supere la frecuencia nominal de 50 Hz y descienda por debajo de la frecuencia nominal, ya que el número de excursiones de frecuencia por encima de 50 Hz es más de 100 en un día. [30] Por lo tanto, la frecuencia media en un bloque de tiempo permanece cerca de los 50 Hz sin dar mucho beneficio en la tarifa UI aplicable para un Discom que está consumiendo el excedente de energía disponible en la red o generadores con programación válida que están reduciendo la generación cuando la frecuencia es superior a 50 Hz. De forma similar, los generadores y Discom que no se adhieren a la disciplina de la red no son penalizados con una tarifa UI que exceda la tarifa normal cuando la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo se utiliza para fijar los cargos UI/DSM. Cada bloque de tiempo debe separarse además en dos partes para la aplicación de los cargos UI. Uno para el tiempo en que la frecuencia es superior a 50 Hz, cuya frecuencia promedio se considera para fijar los cargos UI/DSM para consumir el exceso de energía en la red o reducir la generación de energía excedente. Otro para el tiempo en que la frecuencia es inferior a 50 Hz, cuya frecuencia promedio se considera para fijar los cargos UI/DSM para reducir el consumo excesivo y fomentar la generación de energía adicional.
Siempre que se enciendan los alimentadores de distribución de una subestación después de una avería o un corte de energía programado, esto debe hacerse solo cuando la frecuencia de la red sea superior a 50 Hz, de modo que no provoque una caída abrupta de la frecuencia. El número total de alimentadores que se encienden en un día es sustancial a nivel nacional para provocar un aumento de la carga (≥ 500 MW) en la red que provoque grandes fluctuaciones.
El regulador de la electricidad (CERC) establece incentivos y desincentivos (anualmente o periódicamente) para la variación de la frecuencia de la red, que puede no reflejar la situación real temporal y espacialmente en el día a día. Es necesario que los participantes de la red (generadores, distribuidores, transcos y consumidores finales) decidan la tarifa eléctrica en el día a día para lograr un ajuste más preciso. [5] Para corregir estas anomalías, CERC ha propuesto la venta y compra del 100 % de la energía producida en el mercado del día siguiente. [31] [32]
El mecanismo ABT tiene como objetivo mantener la frecuencia de la red en 50 Hz, pero no permite que los participantes de la red decidan la frecuencia óptima dentro de la banda de frecuencia permitida (por ejemplo, 49,20 a 50,80 Hz) día a día. [5] [33] Esto es necesario para no imponer cortes de carga o de energía adicionales cuando la frecuencia está dentro de los límites de variación seguros. [29]
El operador del sistema de transmisión (OST) está obligado a proporcionar acceso de transmisión no discriminatorio a los generadores y consumidores de electricidad con el fin de promover la competencia. El mecanismo ABT no pone a todos los participantes de la red en igualdad de condiciones, ya sean del sector privado, central o estatal. [34] El mecanismo ABT no fomenta la instalación de unidades generadoras en ubicaciones ventajosas para ofrecer electricidad al menor costo a los consumidores finales de electricidad. [5] El mecanismo ABT es adecuado en una red eléctrica que sufre escasez de energía perenne para evitar sobreexcesos, pero no es adecuado para la red con generación de electricidad excedente con responsabilidad no discriminatoria. [35] La regulación de la CERC sobre las operaciones de servicios auxiliares permite que solo las centrales generadoras de energía interestatales brinden estos servicios, que son discriminatorios al no permitir el resto de generadores de electricidad. [36]
Cada estado está llevando a cabo de forma independiente la gestión de la carga para evitar el sobreconsumo de otros estados mediante el uso de una combinación de fuentes de generación (por ejemplo, energía hidroeléctrica o plantas de energía de pico) para cumplir con sus compromisos de consumo de energía en base a períodos de 15 minutos en el mecanismo ABT. Por lo tanto, las centrales hidroeléctricas están terminando por satisfacer la carga base en lugar de la carga pico también en los meses que no son monzónicos (por ejemplo, Kerala, Karnataka, Telangana, HP, J&K, Uttarakhand, etc.). [37] El TSO es responsable de garantizar la provisión de reservas (incluida la reserva giratoria para las plantas de energía de carga base mediante el funcionamiento en modo de seguimiento de frecuencia con límites de generación superiores e inferiores) que permitirán contingencias repentinas determinando la combinación óptima de estaciones generadoras y proveedores de reserva para cada bloque comercial de la red. [38] [39] Las centrales hidroeléctricas disponibles en una región/red deben usarse para satisfacer la carga pico solo a nivel regional/nacional. El uso de centrales hidroeléctricas para satisfacer la carga pico mejoraría la capacidad de carga pico de una red regional/nacional y mantendría una frecuencia de red segura y la estabilidad de la red. La duración de 24 horas de un día debería dividirse en solo cuatro partes (es decir, período de carga pico durante el día, período de carga fuera de horas pico durante el día, período de carga pico durante la noche y período de carga fuera de horas pico durante la noche) en lugar de 96 períodos de 15 minutos para liquidar comercialmente las transacciones de energía para satisfacer mejor los requisitos de carga pico dentro del rango de frecuencia seguro.
Muchas centrales eléctricas con turbinas de gas no están funcionando debido a la escasez perenne de gas natural. [40] Recientemente, muchos grupos electrógenos (grandes y medianos) también están inactivos durante todo el año debido a una mejor disponibilidad de energía de la red. [41] Alternativamente, estas unidades de generación de energía se pueden utilizar para el servicio de reserva de la red, ya sea con combustibles líquidos o gaseosos cuando hay un disparo inesperado de las centrales eléctricas en funcionamiento (cinco unidades de estaciones de 660 MW en un corto período de tiempo) o el disparo de una línea de transmisión de alto voltaje para evitar que la red funcione por debajo del límite seguro. [42] [43] Esto también permitiría que todas las líneas de transmisión disponibles estén en servicio a plena capacidad sin la necesidad de mantener una capacidad de reserva n+1 para hacer frente a cualquier avería y, por lo tanto, acumular ahorros en pérdidas de transmisión de alto voltaje. [25] [44] La estabilidad de la red nacional unificada también se puede mejorar aún más convirtiendo los enlaces HVDC back to back existentes en enlaces HVAC sin pasar por las estaciones convertidoras existentes. Se trata de la estación convertidora HVDC de conexión directa de Chandrapur , la estación convertidora HVDC de conexión directa de Vizag , la estación convertidora HVDC de conexión directa de Sasaram , la estación convertidora HVDC de conexión directa de Vindhyachal y el enlace HVDC Sileru–Barsoor . El coste anual de garantizar la seguridad de la red sería inferior a 2 paisa por Kwh para la generación total de electricidad en la India. [45] [46] [47]
Transmisión de gas natural
La Junta Reguladora del Petróleo y el Gas Natural (PNGRB) fue creada en el año 2005 para regular las actividades downstream en el sector del petróleo y el gas natural. [48] También existe el requisito de que el GRT de gas natural imparta un uso óptimo del gas cada hora para satisfacer la carga pico en la red eléctrica y minimizar las distancias de transporte de gas. [49] El gas disponible debe almacenarse hasta la presión nominal en la red de tuberías para generar energía durante las horas pico de demanda diariamente (o más). [50] La utilización de la capacidad de transporte de gas natural de los gasoductos GAIL no supera el 33%. [51] Por lo tanto, la cantidad limitada de gas disponible se utiliza para satisfacer las cargas pico de electricidad de todas las centrales eléctricas a gas. [52] Las plantas de energía de turbinas de gas funcionan con un factor de capacidad del 32,6% como plantas de energía de pico solo en los EE. UU., aunque es un productor excedente de gas natural con un precio más bajo y el gas natural contribuye con la mayor parte (35,06%) de la electricidad total producida . Además, la red de gas no debe transportar gas desde una región con déficit de energía a una región con excedente de energía y la energía generada a partir del gas no debe transmitirse de vuelta a la región con déficit de energía para evitar el uso indebido de la infraestructura de la red de gas y energía. El operador de red de gas natural también prestaría servicio a otros sectores, como plantas petroquímicas, GNC , plantas de fertilizantes, Papúa Nueva Guinea , GNL , etc., según sus necesidades horarias, además de recibir gas de varios tipos de productores e importadores de gas natural. [53] [54]
Indian Gas Exchange (IGX) ha puesto en marcha una plataforma de comercialización de gas en línea para la entrega física de gas natural. [55] Inicialmente, la empresa ha identificado a Dahej, Hazira y Kakinada como puntos de entrega y posteriormente incluirá las terminales de Dhabol, Kochi, Ennore y Mundra. [56]
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Enlaces externos
Plan de Transmisión de Perspectiva (2016-36) Archivado el 20 de diciembre de 2016 en Wayback Machine.
Acta resumida de los debates de la primera reunión del comité de estudio de la red celebrada el 22 de mayo de 2015 en la CEA
Mapas en cuadrícula de la región sur Archivado el 31 de julio de 2021 en Wayback Machine.
Sitio web de CERC INDIA
Importancia del mecanismo de interfaz de usuario para la fijación de precios de la energía
Introducción a ABT: un libro blanco
Software ABT Archivado el 6 de julio de 2010 en Wayback Machine.
COMPASS es un software de tarifas basado en disponibilidad de Engineering Consultants Group Inc.
