El sector energético de Andhra Pradesh se divide en 4 categorías, a saber, regulación , generación , transmisión y distribución . La Comisión Reguladora de Electricidad de Andhra Pradesh (APERC) es el organismo regulador. [1] APGENCO se ocupa de la producción y el mantenimiento de la electricidad, propone nuevos proyectos y también actualiza los existentes. [ 2] APGENCO también creó un vehículo de propósito especial (SPV), llamado Andhra Pradesh Power Development Company Limited (APPDCL) , una empresa conjunta de APGENCO (con un 50% de participación) e IL&FS (50% de participación) para establecer el proyecto de energía térmica Krishnapatanam (2x800 MW). [3]
APTRANSCO está configurada para la transmisión de energía. [4] La distribución de energía en el estado se divide en tres divisiones, a saber, Eastern Power Distribution Corporation Limited (APPEPDCL), Central Power Distribution Corporation Limited (APCPDCL [5] ) y Southern Power Distribution Corporation Limited (APSPDCL), que distribuye la energía a los hogares, la agricultura y las industrias. [6] APGENCO , APPDCL, NTPC y otras empresas privadas contribuyen a la generación de energía en el estado de Andhra Pradesh . [7] [ 8] [9] Andhra Pradesh se ha convertido en el segundo estado de la India en lograr el 100% de electrificación de todos los hogares. [10] El costo promedio ponderado de generación y compras de energía es INR 3,45 por kWh, que es el más alto del país. [11] Andhra Pradesh también es líder al instalar 433 estaciones de carga de vehículos eléctricos (EVCS) de las 927 instaladas en todo el país al 30 de junio de 2020. [12]
En el marco del programa de instalación de 500 GW de capacidad de energía renovable para 2030, se han identificado casi 59 GW (25 %) de energía solar y eólica de un total de 236,58 GW en tres distritos del estado. [13]
La recién formada Andhra Pradesh Green Energy Corporation Limited (APGECL), una subsidiaria al 100% de APGENCO, será la agencia comercial/licenciataria del proyecto solar de 10 GW de manera gradual y para conectarlo a la red. [14] Los proyectos solares de 10 GW se utilizarían para satisfacer todo el consumo de energía agrícola, que se cubriría durante el día durante nueve horas diarias. [15] Andhra Pradesh también es líder en la instalación de grupos electrógenos agrícolas con energía solar/fuera de la red. [ 16] También se anunció una política de exportación de energía renovable para Andhra Pradesh para facilitar la creación de parques de energía solar, eólica e híbrida solar-eólica de 120 GW mediante el uso de 0,5 millones de acres de tierra. [ 17] La Corporación de Desarrollo de Energía Nueva y Renovable de Andhra Pradesh (NREDCAP), una empresa estatal, participa activamente en la promoción de proyectos de energía renovable en el estado. [18] El costo de la energía solar en los tejados por unidad en el estado está cayendo por debajo de la tarifa de energía doméstica. [19]
La capacidad total instalada de generación de energía de servicios públicos es de casi 24.854 MW en el estado al 31 de marzo de 2020 [20] APtransCo ha realizado acuerdos de compra de energía a largo plazo por 19.068 MW al 31 de marzo de 2019. [21] [22] El consumo de electricidad per cápita es de 1234 unidades con 63.143 millones de KWh de electricidad bruta suministrada en el año 2018-19. [21] [23] El rendimiento de la central térmica Krishnapatanam (2X800 MW) con tecnología de presión supercrítica no es satisfactorio incluso después de un año de operación comercial, ya que las unidades rara vez operan a su capacidad nominal, lo que obliga al estado a comprar energía costosa del comercio diario en IEX . [24] [25]
Las APDisComs compran regularmente en la bolsa de energía, etc., para cubrir la demanda máxima y la escasez de energía. Como las compras y ventas de energía se realizan a diario sin una planificación adecuada ni una utilización óptima de la capacidad de generación de energía de APGENCO, APERC ha dado directrices a las DisComs para su implementación mientras realizan compras y ventas a corto plazo (de duración inferior a un año) en el año 2022. [26] [27]
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Las plantas de energía térmica se basan en el combustible carbón, gas, diésel , etc. La empresa del sector público NTPC , las empresas generadoras de energía a nivel estatal y las empresas privadas participan en este sector para la generación de energía.
A continuación se enumeran las plantas de energía térmica basadas en carbón que operan actualmente en Andhra Pradesh . [29] [30]
A continuación se muestra una lista de las centrales eléctricas de turbinas de gas de ciclo combinado y de motores diésel instaladas actualmente en el estado. Sin embargo, muchas de estas centrales eléctricas no están en funcionamiento debido a la falta de disponibilidad de gas natural y al alto costo de los combustibles líquidos. [32]
Esta es la lista de las principales centrales hidroeléctricas en Andhra Pradesh. [37]
Los proyectos de almacenamiento de energía hidroeléctrica bombeada (PHES) con una gran carga de agua son un medio barato de convertir fuentes de generación de energía renovable intermitente, como la energía solar fotovoltaica o eólica, en suministro de carga base para las necesidades las 24 horas del día durante todo el año. [49] [50] El estado de AP está dotado de un vasto potencial de PHES adecuado para utilizar su vasto potencial de generación de energía solar fotovoltaica (más de 1.000.000 MW instalados en 16.000 km2 de tierras marginales) para satisfacer las necesidades de energía verde definitivas de su población máxima (60 millones). [51] AP está considerando instalar a gran escala proyectos PHES para poner a disposición el excedente de energía eólica/solar durante las horas de carga pico. [52] [53] Los PHES también generan ingresos, además del impuesto/regalía de la hidroelectricidad , para el estado en forma de cargos por uso de agua a tarifas comerciales por la pérdida por evaporación o el agua consuntiva de los embalses. El área ocupada por el PHES de alta presión es menor que el área ocupada por el sistema de almacenamiento de energía de batería equivalente (BESS) alojado en un edificio de tres pisos. El costo de instalación de PHES de alta presión (<US$40 por KWh en un día) es menor que el costo de la tierra y los edificios necesarios para albergar el BESS equivalente. [54] [55] Los PHES son más adecuados en la India, donde las necesidades de almacenamiento de energía y agua son complementarias. [55] [56] A diferencia del BESS estático, el turbogenerador rotatorio de un PHES mejorará la inercia dinámica (GD2 ) de la red, lo que contribuye a una red estable para soportar las perturbaciones de energía cuando la generación de energía en la red está dominada por la energía solar fotovoltaica estática. [57] Las plantas PHES de velocidad variable también brindan servicios auxiliares a la red eléctrica . [58] En PHES de alta presión, se construyen túneles/ejes de presión sin revestimiento en la medida de lo posible para reducir el costo de construcción. [59]
El depósito de agua de un sistema de almacenamiento de agua subterránea se crea construyendo diques de contención donde sea necesario, hasta la altura y longitud requeridas. La roca necesaria para construir los diques se excava en el área del depósito. Se utiliza ampliamente un método de perforación y voladura más económico, que utiliza equipos de movimiento de tierra de última generación, porque se requiere una gran cantidad de excavación de roca para la construcción de los diques de relleno de roca. [60] [61]
Polavaram right bank PHES: Se está investigando un proyecto PHES de 103.000 MW con un embalse superior, ubicado cerca de la aldea de Parantapalle en el distrito de Godavari Occidental , con 90 tmcft de almacenamiento vivo a 700 m msl nivel de embalse lleno (FRL). El embalse superior tipo nido de pavo tiene 18 km de largo de norte a sur y 1,1 km de ancho y su superficie de agua es de 16 km2 con 200 m de profundidad de agua y casi 90 tmcft de almacenamiento vivo. [62] El embalse Polavaram adyacente a FRL 45 m msl con 194 tmcft de almacenamiento bruto es el embalse inferior como fuente de agua perenne. La carga de agua promedio disponible es de 600 m con una disposición para extraer 33 tmcft/día del embalse Polavaram por las unidades PHES ubicadas en centrales eléctricas semiabiertas o subterráneas. Para que el PHES funcione a diario, el depósito inferior debe mantenerse vacío 33 tmcft por debajo de su nivel de referencia de agua para retener el agua liberada por el PHES en modo de generación. Se utilizan otros 33 tmcft para compensar la pérdida de capacidad de almacenamiento en el depósito inferior. Este almacenamiento de reserva se libera en el depósito inferior para necesidades de riego, etc., una vez al año al final del año monzónico y se repone lo antes posible con las entradas de agua de inundación en el depósito inferior. Además, las pérdidas por filtración y evaporación del depósito superior se cubren con el almacenamiento de reserva proveniente de las aguas de inundación y no se extraen del almacenamiento del depósito inferior. El exceso de almacenamiento de reserva que se mantiene en este depósito superior también puede servir hasta 24 tmcft para otros PHES en el estado que utilizan agua de la cuenca de Godavari y no tienen almacenamiento de reserva propio (por ejemplo, el PHES de Jalaput). El depósito superior se puede ampliar aún más en 3,5 km de longitud en su lado sur para mejorar sustancialmente el almacenamiento vivo/de reserva. El proyecto PHES puede producir 412 mil millones de KWh durante 4000 horas al año o 12 horas al día en modo de generación, consumiendo el excedente de energía generado por las plantas de energía solar y eólica durante el día. Este PHES también puede moderar las inundaciones graves utilizando el volumen vacío que se mantiene en el embalse inferior o funcionando en modo de bombeo (máximo 7,63 lakh cusecs ) para llenar el embalse superior. En caso de emergencia o reparación, todo el almacenamiento de agua en el embalse superior se puede vaciar de forma segura en el embalse inferior o en el río en 24 horas haciendo funcionar el PHES en modo de generación.
EspañolSrisailam right bank PHES: Un proyecto PHES de 77.000 MW es factible con un embalse superior, ubicado en el lado de la margen derecha a 1000 m de distancia del embalse de Srisailam , con 87 tmcft de almacenamiento vivo a 650 m msl FRL. Los diques del embalse están construidos en una línea de contorno de 500 m msl por 155 m de altura y la superficie del agua del embalse superior es de casi 20 km2 . El embalse adyacente de Srisailam en FRL 270 m msl con 185 tmcft de almacenamiento vivo es el embalse inferior con fuente de agua perenne. La carga de agua promedio disponible es de 340 m con provisión para extraer agua del embalse de Srisailam por las unidades PHES ubicadas en centrales eléctricas semiabiertas o subterráneas. El proyecto PHES puede producir 308 mil millones de KWh a 4000 horas/año o 12 horas/día de funcionamiento en modo de generación. Solo 43,5 tmcft (50%) del almacenamiento del embalse se utiliza para la generación de energía diariamente y la mitad restante se conserva como almacenamiento de reserva para compensar la pérdida de almacenamiento en el embalse aguas abajo debido al PHES liberando agua una vez al año en el embalse de Srisailam para satisfacer las necesidades de agua de riego. El almacenamiento de reserva se repone más tarde, como muy pronto, durante el monzón o las inundaciones. Este PHES también puede moderar las inundaciones graves utilizando el volumen vacío guardado en el embalse inferior o funcionando en modo de bomba (máximo 10 lakh cusecs) para llenar el embalse superior.
Notas: El potencial de energía (MW) está en modo de generación, MDDL→ Nivel mínimo de extracción o nivel más bajo del lecho del embalse, FRL→ Nivel de embalse lleno, m msl→ metros sobre el nivel medio del mar. El almacenamiento total de agua incluye casi 432 tmcft de componentes de riego. El almacenamiento de agua de PHES es de solo 793 tmcft. El requisito de tierra de PHES es casi el 1% de la tierra requerida (41.250 km 2 ) para la generación de electricidad equivalente por plantas de energía solar fotovoltaica. [55] El potencial de energía se duplica en caso de operación de bombeo durante seis horas en un día para el mismo almacenamiento de agua. Dondequiera que la longitud de la tubería de carga de cada turbina hidráulica sea demasiado larga, la carga disponible se puede aprovechar construyendo dos estaciones PHES en cascada con un canal de terraplén para dirigir el agua a la segunda estación PHES. [71]
El estado está dotado de un vasto potencial de energía fotovoltaica en sus tierras marginalmente productivas. [73] El estado tiene una capacidad total instalada de energía solar de 4.116,01 MW al 30 de junio de 2021. [38] [74] [75] [76] [77]
El estado está planeando añadir 10.050 MW de capacidad de energía solar para proporcionar suministro de energía al sector agrícola durante el día. [78] [79] De los 10.050 MW, se ofrecieron para licitación 6.400 MW de capacidad en 10 sitios. Las tarifas ganadoras son de Rs 2,50 por unidad, que son al menos un 25% más que las tarifas adjudicadas anteriormente de Rs 2 por unidad en noviembre de 2020, incluso después de reducir el alcance del trabajo (sin construcción de línea de transmisión de alta tensión fuera del parque solar), el estado proporcionando el terreno en arrendamiento, dando garantía estatal para el pago puntual de la energía vendida, permitiendo la garantía estatal como seguridad para obtener asistencia financiera a tasas de interés más bajas, sin tener en cuenta el mayor potencial de energía solar en estos sitios en comparación con las regiones occidentales y del norte, etc. [80] [81] El tribunal superior de AP ha suspendido la adjudicación de contratos a los postores ganadores con el argumento de que estos contratos están excluidos de la jurisdicción de APERC en contravención de la ley de electricidad de 2003. [82] [83]
El estado ha ofrecido cinco proyectos de energía solar ultra mega con una capacidad total de 12.200 MW a desarrolladores bajo la política de exportación de energía renovable fuera del estado. [84] [85] [86] [87] [88]
El estado tiene una capacidad total instalada de energía eólica de 4.083,57 MW al 30 de junio de 2021. [38] [74] [75] [96] [97]
Además de los proyectos anteriores, hay casi 103 MW de pequeñas plantas hidroeléctricas, casi 490 MW de bagazo, residuos industriales y municipales, cogeneración de biomasa y proyectos de energía basados en biomasa, casi 78,79 minicentrales eléctricas (conectadas a la red) y casi 67,20 MW de otras plantas (conectadas a la red) basadas en pozos de gas aislados, etc. en el sector privado. [38] [37] Estas plantas de energía no cubren la capacidad de energía cautiva en varias industrias que no están conectadas a la red. Además, hay innumerables grupos electrógenos diésel instalados en el estado para suministro de reserva y necesidades de suministro de energía de emergencia durante cortes de energía.
El estado tiene un sistema de transmisión bien distribuido. Las líneas de transmisión de propiedad y operación de APTransCo / DisComs de 400 kV a 11 kV tienen 231,127 kilómetros de circuito excluyendo las líneas de alta tensión propiedad y operadas por PGCIL en el estado. [102] [103] Para importar y exportar energía, la red estatal está bien interconectada con las redes regionales adyacentes occidental y oriental además de las redes estatales adyacentes. [104] La extensión de las líneas de transmisión de alto voltaje (≥ 11 kV) es tal que puede formar una matriz cuadrada de área 1.93 km 2 (es decir, en promedio, al menos una línea de alta tensión dentro de 0.7 km de proximidad) en 160,205 km 2 de área total del estado. Las líneas de baja tensión propiedad y operadas por DisComs (por debajo de 11 kV) tienen 292,158 kilómetros de circuito. Representa que hay al menos una línea HT o LT disponible en promedio en las proximidades de 306 metros en todo el área estatal. El estado tiene 3183 subestaciones (≥ 33 kV), lo que representa una subestación en cada área de 50,33 km 2 en promedio (es decir, una subestación con una distancia de 3,6 km en promedio). [22] Sin embargo, la carga pico máxima alcanzada es de 9453 MW al 14 de octubre de 2018. [74] La enorme capacidad instalada de la red de transmisión y las subestaciones están siendo subutilizadas con un bajo factor de demanda .
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