Tarifa basada en la disponibilidad

La tarifa basada en disponibilidad (ABT, por sus siglas en inglés) es un mecanismo de precios basado en la frecuencia aplicable en India para transacciones de energía eléctrica no programadas. La ABT se enmarca dentro de 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 en caso de desviaciones en los suministros comprometidos. ^{[ 1 ]}

El mecanismo ABT en el sector eléctrico de la India se adoptó desde el año 2000 y en algunos otros países para la fijación de precios de la energía a granel entre diversos actores. El ABT se centra en la estructura tarifaria de la energía a granel y tiene como objetivo fomentar una mayor responsabilidad y rendición de cuentas en la generación y el consumo de energía mediante un esquema de incentivos y desincentivos. Según la notificación, el ABT se aplicó inicialmente solo a las centrales generadoras que tenían más de una SEB/estado/territorio de la unión como beneficiario. Mediante este esquema, la Comisión Reguladora Central de Electricidad (CERC) busca mejorar la calidad de la energía y mitigar las siguientes tendencias disruptivas en el sector eléctrico:

• Desviaciones inaceptablemente rápidas y de alta frecuencia (desde 50  Hz) que causan daños e interrupciones a grandes consumidores industriales.
• Las frecuentes perturbaciones en la red eléctrica provocan la desconexión de los generadores, cortes de energía y la desintegración de la red.

El esquema ABT ahora se ha ampliado para cubrir también los sistemas intraestatales. ^{[ 2 ]} La generación de energía o 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 separación de las empresas de servicios públicos integradas verticalmente (SEB) en entidades separadas a cargo de la generación , transmisión y 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 transformándose de un déficit perenne a una disponibilidad de electricidad excedente. ^{[ 3 ]} El volumen de electricidad comprada que no pudo transmitirse 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 ]} Esto significa que el déficit de energía real en India es menos del 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 fomentar la generación de electricidad de menor costo / tarifa basada en la demanda versus disponibilidad en la red. ^{[ 5 ] [ 6 ]} Es necesario contar con una Organización de Confiabilidad Eléctrica bien representada para involucrar a todos los participantes de la red en la elaboración de directrices para la operación y acreditación del sistema eléctrico, función que actualmente desempeña la CEA.

Los compradores de energía a granel pueden comprar electricidad diariamente por períodos cortos, medianos y largos a través del mecanismo de subasta electrónica inversa . ^{[ 7 ]} En la subasta electrónica inversa, se aplica un mecanismo de liquidación de tarifas/desviaciones (DSM) basado en la disponibilidad para liquidar los compromisos incumplidos por los vendedores o compradores de electricidad. ^{[ 8 ] [ 9 ]} Los precios de la electricidad transaccionados bajo el mecanismo de subasta electrónica inversa son mucho menores que los precios acordados en los acuerdos bilaterales. ^{[ 10 ] [ 11 ]}

Para aquellos generadores de energía que han realizado acuerdos de compra de energía (PPA) con empresas distribuidoras y no necesitan participar en el mercado diario de negociación (DAM) diariamente, el orden jerárquico entre los generadores de energía en un estado se denomina generación de energía por orden de mérito, donde se selecciona al productor de electricidad con menor costo variable de generación de entre los generadores disponibles para mantener la frecuencia normal de la red. ^{[ 12 ]} IEX también está implementando la negociación en tiempo real las 24 horas o la negociación con una hora de anticipación, que se encargará de la dinámica del mercado intradiario. ^{[ 13 ]} GoI también permitió la negociación de electricidad en bolsas con contratos a plazo y derivados. ^{[ 14 ]}

Una subasta inversa no es un mecanismo perfecto de determinación de precios ni un acoplamiento de mercado equilibrado donde un solo precio sea aplicable a todos los operadores cuando no hay restricciones de transmisión. ^{[ 15 ]} Sin embargo, cuando la demanda es ligeramente mayor que la oferta, el precio de mercado determinado (Rs/kWh) aumentaría drásticamente y viceversa. Cuando existe una restricción de transmisión para exportar energía a una región, la diferencia entre los precios de mercado determinados de diferentes regiones es excesivamente alta. En el comercio mediante subasta inversa, los compradores pagan un precio/kWh muy alto (muchas veces mayor que el costo de la energía de los grupos electrógenos diésel) por las compras incrementales.

En 2021, CERC propuso un sistema de gestión de la red eléctrica 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 habitual en los países desarrollados. ^{[ 16 ] [ 17 ]} Según esta propuesta, las empresas generadoras y distribuidoras no están obligadas a mantener la frecuencia de la red dentro del rango permitido, y la tarifa eléctrica aplicable se desvincula de la frecuencia de la red. Al observar sus efectos perjudiciales para la seguridad de la red, se suspendió tras su implementación durante unas pocas semanas.

• ¿Qué es la disponibilidad?

A efectos de la orden ABT, la disponibilidad se refiere a la capacidad de la central generadora para suministrar energía fuera de la red, expresada como porcentaje de su capacidad nominal fuera de la red (MCR) . La electricidad es un bien cuyo coste de almacenamiento supera su coste de producción. El método más económico para la generación, transmisión y distribución de electricidad es la producción justo a tiempo, donde la disponibilidad y fiabilidad de todo el sistema deben ser muy elevadas para satisfacer la demanda impredecible de electricidad minuto a minuto.

• ¿Cómo se calcula la disponibilidad?

La disponibilidad de la central termoeléctrica para cualquier período se determinará mediante el porcentaje de la capacidad media de suministro (SOC) para todos los bloques de tiempo durante dicho período y la capacidad máxima de suministro (MCR) nominal de la central. El índice SAIDI ( índice de duración media de interrupción del sistema ) se utiliza habitualmente como indicador de fiabilidad por las empresas eléctricas.

• ¿ La red eléctrica unificada de la India es una red inteligente ?

Durante el año fiscal 2014-15, se suministraron 1.043 mil millones de kWh de electricidad (tres veces la de la Red Nacional ) y se cubrió una carga máxima de pico de 138.215 MW. ^{[ 18 ]} La capacidad total de generación instalada es de 267.637 MW al final del año fiscal 2014-15. Su tamaño es de escala global comparable solo con la red de la UE , la red NERC , la red eléctrica de China y la red eléctrica de Rusia . ^{[ 19 ]} Sin embargo, la red india carece de las características básicas de una red inteligente para el uso óptimo de sus recursos desplegados. ^{[ 20 ]}

• ¿Cuáles son los criterios de eficacia de una red eléctrica 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 de energía (MWhr) es del orden del 0,2% de la energía diaria suministrada. En lugar de generar esta energía adicional sustancial durante un corto período, se puede implementar la desconexión de carga selectiva automática en los grandes consumidores 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 centrales eléctricas cautivas en funcionamiento comienzan a alimentar a la red dando una interrupción al suministro de energía cautiva hasta un máximo de 30 minutos de duración. El generador de reserva / propietario de la energía cautiva recibiría un pago por proporcionar servicios auxiliares de reserva de red .

Con una capacidad instalada de una 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 diaria como solar, eólica, etc. sin almacenamiento) equivalente a la carga pico máxima anual sin restricciones, la red inteligente más eficaz y económica deberá ser capaz de satisfacer más del percentil 99 de carga/demanda sin restricciones de duración diaria con un funcionamiento 100% estable de la red. ^{[ 23 ] [ 24 ]} El propósito de la red inteligente es suministrar la electricidad requerida al costo óptimo con confiabilidad a los consumidores finales. ^{[ 25 ] [ 26 ]}

• 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 declarar con antelación su capacidad de generación en MWh (medida en MWh) para cada bloque horario del día siguiente. Además, en el caso de las centrales hidroeléctricas, también se declarará el total de MWh (medida en MWh) que se pueden suministrar durante el día. Estos datos 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 inferior a la de las demás horas.
• La programación a la que se hace referencia anteriormente deberá ajustarse a los procedimientos operativos vigentes.
• Con base en la declaración anterior, el Centro Regional de Despacho de Carga (RLDC) comunicará a los distintos beneficiarios sus respectivas participaciones de la capacidad disponible.
• Una vez que los beneficiarios presenten su solicitud de energía en función de los cronogramas de generación, la RLDC preparará los cronogramas de generación y de consumo para cada bloque horario, teniendo en cuenta las limitaciones técnicas y las restricciones de transmisión.
• El cronograma de generación real se cuantificará sobre la base de la salida del autobús, mientras que para los beneficiarios, los retiros programados se cuantificarán en sus respectivos puntos de recepción.
• Para calcular el calendario de desembolsos de los beneficiarios, las pérdidas de transmisión se prorratearán en proporción a sus respectivos desembolsos.
• En caso de una interrupción forzosa del servicio de una unidad o de un cuello de botella en la transmisión, RLDC revisará los horarios. Los horarios revisados ​​entrarán en vigor a partir del cuarto bloque horario, considerando como primer bloque el que indique la revisión el generador.
• También está permitido que los generadores y los beneficiarios revisen sus horarios durante el día, pero dichas revisiones solo serán efectivas a partir del sexto bloque de tiempo calculado de la manera ya indicada.

• ABT aporta una disciplina de red mejorada

• Energía económicamente viable con precios justos.
• Fomentar la competencia y la eficiencia.
• Fomentar el uso del sistema de despacho por orden de mérito/despacho económico en la India.
• Abordar los problemas de perturbación de la red eléctrica
• Jugar y evitar lo mismo
• Requiere medidores especiales, medición remota con protocolos abiertos y mecanismos de comunicación para leer los medidores a tiempo.
• Software integral para realizar cálculos, abordar cuestiones normativas y modificaciones según los requisitos de las diferentes comisiones reguladoras.
• Opciones de interfaz para las 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 controlar sus costos de producción, así como flexibilidad en las operaciones

• Según el procedimiento DSM/UI, los incentivos y penalizaciones para 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 baje 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 se mantiene cerca de 50  Hz sin proporcionar mucho beneficio en la tarifa UI aplicable para una empresa distribuidora que está consumiendo la energía excedente disponible en la red o generadores con programación válida que están reduciendo la generación cuando la frecuencia está por encima de 50  Hz. De manera similar, los generadores y las empresas distribuidoras que no se adhieren a la disciplina de la red no son penalizados con una tarifa UI que exceda la tarifa normal cuando se utiliza la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo para fijar los cargos UI/DSM. Cada bloque de tiempo debe dividirse además en dos partes para la aplicación de los cargos UI. Una de ellas se aplica cuando la frecuencia supera los 50  Hz, y su frecuencia promedio se utiliza para fijar los cargos de UI/DSM, con el fin de consumir el exceso de energía en la red o reducir la generación de energía excedente. Otra se aplica cuando la frecuencia es inferior a 50  Hz, y su frecuencia promedio se utiliza para fijar los cargos de UI/DSM, con el fin de reducir la sobreconsumo y fomentar la generación de energía adicional.
• Cuando se activan los alimentadores de distribución de una subestación tras una avería o un corte de energía programado, esto solo debe hacerse cuando la frecuencia de la red sea superior a 50  Hz, de manera que no se produzca una caída brusca de la frecuencia. El número total de alimentadores que se activan diariamente es considerable a nivel nacional, lo que provoca un aumento de la carga (≥ 500 MW) en la red y, por consiguiente, grandes fluctuaciones.
• Los incentivos y desincentivos son preestablecidos (anual o periódicamente) por el regulador de electricidad (CERC) para la variación en 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, empresas de distribución, empresas de transmisión y consumidores finales) decidan la tarifa eléctrica diariamente para lograr un ajuste más preciso. ^{[ 5 ]} Para corregir estas anomalías, CERC ha propuesto la compraventa del 100 % de la energía producida en el mercado diario. ^{[ 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, de 49,20 a 50,80  Hz) diariamente. ^{[ 5 ] [ 33 ]} Esto es necesario para no imponer cortes de carga/potencia adicionales cuando la frecuencia está dentro de los límites de variación seguros. ^{[ 29 ]}
• El operador del sistema de transmisión (TSO) está obligado a proporcionar acceso a la transmisión no discriminatorio a los generadores y consumidores de electricidad para promover la competencia. El mecanismo ABT no pone en igualdad de condiciones a todos los participantes de la red, ya sean de propiedad privada, central o estatal. ^{[ 34 ]} El mecanismo ABT no incentiva la instalación de las unidades generadoras en ubicaciones ventajosas para ofrecer electricidad al menor costo a los consumidores finales. ^{[ 5 ]} El mecanismo ABT es adecuado en una red eléctrica que sufre escasez de energía crónica para prevenir sobreconsumos, pero no es adecuado para la red con generación de electricidad excedente con responsabilidad no discriminatoria. ^{[ 35 ]} La regulación de CERC sobre operaciones de servicios auxiliares permite que solo las centrales generadoras de energía interestatales presten estos servicios, lo cual es discriminatorio al no permitir que el resto de los generadores de electricidad. ^{[ 36 ]}
• Cada estado está llevando a cabo de forma independiente la gestión de carga para evitar la sobredemanda de otros estados mediante el uso de una combinación de fuentes de generación (por ejemplo, energía hidroeléctrica o centrales eléctricas de punta) para cumplir con sus compromisos de extracción de energía en períodos de 15 minutos en el mecanismo ABT. Por lo tanto, las centrales hidroeléctricas están terminando alimentando la carga base en lugar de la carga punta también en los meses que no son de monzón (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 centrales eléctricas de carga base operando en modo de seguimiento de frecuencia con límites de generación superior e inferior) que permitirán contingencias repentinas al determinar la combinación óptima de centrales 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 alimentar la carga punta solo a nivel regional/nacional. El uso de centrales hidroeléctricas para alimentar la carga punta mejoraría la capacidad de carga punta 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 máxima diurna, período de carga mínima diurna, período de carga máxima nocturna y período de carga mínima nocturna) en lugar de 96 períodos de 15 minutos para liquidar comercialmente las transacciones de energía, para satisfacer mejor los requisitos de carga máxima dentro del rango de frecuencia seguro.
• Muchas centrales eléctricas de turbina de gas no están operando debido a la escasez perenne de gas natural. ^{[ 40 ]} Recientemente, muchos grupos electrógenos (tamaños grande y mediano) 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 pueden utilizarse para el servicio de reserva de la red ya sea con combustibles líquidos/gases cuando hay una desconexión inesperada de las centrales eléctricas en operación (cinco centrales de 660 MW en un corto período de tiempo) o la desconexión de una línea de transmisión de alta tensión para evitar que la operación de la red esté por debajo del límite seguro. ^{[ 42 ] [ 43 ]} Esto también permitiría que todas las líneas de transmisión disponibles a su capacidad total en servicio 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 alta tensión. ^{[ 25 ] [ 44 ]} La estabilidad de la red nacional unificada también puede mejorarse aún más convirtiendo los enlaces HVDC back-to-back existentes en enlaces HVAC evitando las estaciones convertidoras existentes. Estas son la estación convertidora HVDC bidireccional de Chandrapur , la estación convertidora HVDC bidireccional de Vizag , la estación convertidora HVDC bidireccional de Sasaram , la estación convertidora HVDC bidireccional de Vindhyachal y el enlace HVDC Sileru–Barsoor . El costo 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 ]}

La Junta Reguladora de Petróleo y Gas Natural (PNGRB) se creó en el año 2005 para regular las actividades posteriores en el sector de petróleo y gas natural. ^{[ 48 ]} También se requiere un TSO de gas natural para impartir un uso óptimo del gas en base a la hora para satisfacer la carga máxima 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 de demanda máxima de forma diaria (o más). ^{[ 50 ]} La utilización de la capacidad de transporte de gas natural de los gasoductos de GAIL no está superando el 33%. ^{[ 51 ]} Por lo tanto, la cantidad limitada de gas disponible se utiliza para satisfacer las cargas máximas de electricidad por todas las centrales eléctricas basadas en gas. ^{[ 52 ]} Las centrales eléctricas de turbina de gas operan con un factor de capacidad del 32,6% como centrales eléctricas de punta solo en EE. UU. a pesar de ser 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, el gas no debe transportarse desde una región con déficit energético a una región con superávit energético a través de la red de gas, y la energía generada a partir del gas en dicha región no debe transmitirse de vuelta a la región con déficit energético para evitar el mal uso de la infraestructura de la red de gas y electricidad. El operador del sistema de transmisión de gas natural también abastecerá a otros sectores, como plantas petroquímicas, plantas de GNC , plantas de fertilizantes, plantas de gas natural por tubería (PNG) , plantas de GNL , etc., según sus requerimientos horarios, además de recibir gas de diversos tipos de productores e importadores de gas natural. ^{[ 53 ] [ 54 ]}

Indian Gas Exchange (IGX) inició una plataforma de comercio de gas en línea para la entrega física de gas natural. ^{[ 55 ]} Inicialmente, la empresa identificó Dahej, Hazira y Kakinada como puntos de entrega y posteriormente incluirá las terminales de Dhabol, Kochi, Ennore y Mundra. ^{[ 56 ]}

• El Plan de Transmisión Perspectiva (2016-36) Archivado el 20 de diciembre de 2016 en Wayback Machine
• Resumen de las actas de la primera reunión del comité de estudio de la red, celebrada el 22 de mayo de 2015 en el CEA.
• Mapas de 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 documento técnico
• ABT Software archivado el 6 de julio de 2010 en Wayback Machine.
• COMPASS, un software de tarifas basado en disponibilidad de Engineering Consultants Group Inc.