Tarifa basada en disponibilidad

La tarifa basada en la disponibilidad (ABT) es un mecanismo de fijación de precios basado en la frecuencia aplicable en 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 ante desviaciones en los suministros comprometidos, según corresponda.

El Mecanismo ABT en el sector eléctrico de la India se adoptó desde el año 2000, al igual que en algunos otros países, para fijar precios de energía a granel entre los diversos actores. El ABT se ocupa de la estructura tarifaria de la energía a granel y busca generar mayor responsabilidad y rendición de cuentas en la generación y el consumo de energía mediante un sistema de incentivos y desincentivos. Según la notificación, el ABT se aplicó inicialmente solo a las centrales generadoras centrales que tuvieran más de una SEB/estado/territorio de la unión como beneficiario. Mediante este sistema, la Comisión Central Reguladora de Electricidad (CERC) busca mejorar la calidad de la energía y frenar las siguientes tendencias disruptivas en el sector eléctrico:

• Desviaciones inaceptablemente rápidas y de alta frecuencia (de 50 Hz) causando daños y perturbaciones a consumidores industriales de gran escala
• Trastornos frecuentes de la red que provocan tripping de generadores, desintegración de la red eléctrica y de la red eléctrica.

El programa ABT se ha ampliado para cubrir también los sistemas intraestatales. La generación de energía o la capacidad de la red eléctrica ha aumentado sustancialmente en los últimos quince años, especialmente tras la Ley de Electricidad de 2003, gracias a la introducción de la competencia y la separación de las empresas de servicios públicos integradas verticalmente (SEB) en entidades independientes encargadas 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 pasando de un déficit permanente a un excedente de disponibilidad de electricidad. El volumen de electricidad adquirida que no se pudo transmitir a los compradores debido a la congestión de las líneas de transmisión representa tan solo el 0,3 % del total de electricidad consumida en el ejercicio fiscal 2013-2014. Esto significa que el déficit energético real en India es inferior al 1 %, excluyendo la demanda de electricidad subvalorada. El mecanismo ABT/DSM necesita mejoras para satisfacer las necesidades de todas las partes interesadas (incluidos los consumidores finales de electricidad) y fomentar la generación de electricidad al menor coste posible, con tarifas basadas en la demanda y la disponibilidad de la red. Es necesario que una Organización de Confiabilidad Eléctrica bien representada involucre a todos los participantes de la red en la elaboración de directrices para la operación y acreditación del sistema eléctrico, proceso que actualmente gestiona la CEA.Los compradores de energía al por mayor pueden adquirir electricidad diariamente a corto, mediano y largo plazo mediante subasta electrónica inversa. En esta subasta, se aplica un mecanismo de liquidación de tarifas/desviaciones (DSM) basado en la disponibilidad para liquidar los compromisos incumplidos por parte de los vendedores o compradores de electricidad. Los precios de la electricidad negociados mediante subasta electrónica inversa son muy inferiores a los acordados en acuerdos bilaterales.Para los generadores de energía que han suscrito acuerdos de compraventa de energía (PPA) con empresas de distribución y no necesitan participar diariamente en el mercado diario (DAM), el orden jerárquico entre los generadores de energía de un estado se denomina generación de energía por orden de mérito, donde se selecciona al productor de electricidad con menor costo variable de generación entre los generadores disponibles para mantener la frecuencia normal de la red. IEX también está implementando la negociación en tiempo real las 24 horas o con una hora de anticipación, lo que gestionará la dinámica del mercado intradiario. El Gobierno de la India también permitió la negociación de electricidad en bolsas con contratos a plazo y derivados.Una subasta inversa no es un mecanismo perfecto de descubrimiento de precios ni un acoplamiento equilibrado del mercado donde un precio único se aplica a todos los comercializadores cuando no existen restricciones de transmisión. Sin embargo, cuando la demanda es ligeramente superior a la oferta, el precio descubierto en el mercado (Rs/KWh) se dispara, y viceversa. Cuando existe una restricción de transmisión para exportar energía a una región, la diferencia entre los precios descubiertos en el mercado de las diferentes regiones es excesivamente alta. En la subasta inversa, los compradores pagan un precio/KWh muy alto (mucho 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 de un rango seguro, similar a la práctica habitual en los países desarrollados. Esta propuesta no exige a los generadores ni a las empresas de distribución mantener la frecuencia de la red dentro del rango permitido, y la tarifa eléctrica aplicable está desvinculada de la frecuencia de la red. Tras observar sus efectos perjudiciales para la seguridad de la red, se suspendió su implementación tras unas semanas.

• ¿Qué es la disponibilidad?

A efectos de la orden ABT, la disponibilidad se refiere a la capacidad de la central generadora para entregar la producción ex-bus, expresada como 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 deben ser muy altas 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 el porcentaje de la capacidad de emisión promedio (SOC) de todos los bloques de tiempo durante ese período y el MCR/SOC nominal de la central. El SAIDI (índice de duración promedio de interrupción del sistema) se utiliza comúnmente como indicador de confiabilidad por las compañías eléctricas.

• ¿Es una red eléctrica unificada de India una red inteligente?

Durante el año fiscal 2014-15, se suministraron 1.043 billones de kWh de electricidad (tres veces la de National Grid), lo que satisfizo una demanda máxima de 138.215 MW. La capacidad total de generación instalada era de 267.637 MW al final del año fiscal 2014-15. Su tamaño es comparable a escala global solo con las redes de la UE, la red NERC, la red eléctrica de China y la red eléctrica de Rusia. Sin embargo, la red india carece de las características básicas de una red inteligente para optimizar el uso de sus recursos.

• ¿Cuáles son los criterios de eficacia 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 considerable energía adicional durante un corto periodo, se puede implementar un deslastre de carga selectivo automático en los grandes consumidores con suministro de energía de reserva para eliminar los picos de carga sin inconvenientes para la mayoría de los consumidores. Como alternativa, las centrales eléctricas cautivas en funcionamiento comienzan a suministrar a la red eléctrica mediante una interrupción del suministro de energía cautiva de hasta un máximo de 30 minutos. El propietario del generador de reserva/energía cautiva recibiría una remuneración por la prestación de servicios auxiliares de reserva de red.Con una capacidad instalada que combine adecuadamente la carga base y la capacidad de generación de carga variable (excluyendo la baja utilización de la capacidad, la energía secundaria o la carga negativa diaria, como la solar, la eólica, etc., sin almacenamiento), equivalente a la carga máxima anual sin restricciones, la red inteligente más eficaz y económica podrá satisfacer diariamente una carga/demanda sin restricciones superior al 99% de duración, con un funcionamiento 100% estable. El objetivo de la red inteligente es suministrar la electricidad necesaria a los consumidores finales con un coste óptimo y fiabilidad.

• Cada día de 24 horas a partir de 00.00 horas se divide en 96 bloques de tiempo de 15 minutos cada uno.
• Cada estación generadora debe hacer una declaración anticipada de su capacidad de generación en términos de MWh delivery ex-bus para cada bloque temporal del día siguiente. Además, el ex-bus MWh total que puede ser entregado durante el día también será declarado en caso de estaciones hidroeléctricas. Estos constituirán la base de la programación de generación.
• Al declarar la capacidad, el generador debe asegurarse de que la capacidad durante las horas pico no sea inferior a la de otras horas.
• La programación mencionada supra debería ajustarse a los procedimientos operativos vigentes.
• Sobre la base de la declaración anterior, el Centro Regional de Despacho de Carga (RLDC) comunicará a los distintos beneficiarios sus respectivas acciones de la capacidad disponible.
• Después de que los beneficiarios desempeñen su solicitud de energía basada en los calendarios de generación, la RLDC preparará los calendarios de generación y los calendarios de caducidad para cada bloque de tiempo después de tener en cuenta las limitaciones técnicas y las limitaciones de transmisión.
• El calendario de generación real se cuantificará sobre la base de los exbuses, mientras que para los beneficiarios se cuantificarán los cajones programados en sus respectivos puntos de recepción.
• Para calcular el cronograma de caducidad para los beneficiarios, las pérdidas de transmisión serán prorrateadas en proporción a sus cajones.
• En caso de salida forzada de una unidad, o en caso de cualquier embotellamiento de transmisión, RLDC revisará los horarios. Los horarios revisados entrarán en vigor desde el cuarto bloque de tiempo, contando el bloque de tiempo en el que el generador recomienda la revisión, para ser el primero.
• También es permisible que los generadores y los beneficiarios revisen sus horarios durante un día, pero esas revisiones sólo serán efectivas desde el 6o bloque de tiempo calculado en la forma como ya se ha indicado.

• ABT trae consigo una disciplina mejorada

• Potencia económicamente viable con precios adecuados
• Promover la competencia y la eficiencia
• Alentar el uso del envío de órdenes de mérito / despacho económico en la India.
• Problemas de perturbación de la red
• Gaming y evitando lo mismo
• Requiere metros especiales, medición remota con protocolos abiertos y mecanismos de comunicación para leer los metros oportunamente
• Software integral para hacer cálculos, abordar cuestiones regulatorias y modificaciones según los diferentes requisitos de la Comisión Reguladora.
• Interface options to various stakeholders in the ABT mechanism on line to enable effective implementation and beneficios para todos* Capacidad de los productores de energía para poder controlar su costo de producción y flexibilidad en las operaciones

• De acuerdo con el procedimiento DSM / UI, los incentivos y penalización a los participantes de la red se cobran sobre la base de la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo de 15 minutos de duración. Durante un bloque de tiempo, es normal que la frecuencia va por encima de la frecuencia de 50 Hz y baja por debajo de la frecuencia nominal ya que el número de excursiones de frecuencia por encima de 50 Hz son más de 100 en un día. Así, la frecuencia media en un bloque de tiempo permanece cerca de los 50 Hz sin dar mucho beneficio en el arancel UI aplicable para una empresa de distribución que está consumiendo la potencia sobrante disponible en la red o generadores con programación válida que está reduciendo la generación cuando la frecuencia es superior a 50 Hz. Del mismo modo, los generadores y las empresas de distribución que no se adhieren a la disciplina de la red no se penalizan con aranceles de la UI en exceso de tarifa normal cuando se utiliza la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo para fijar los cargos de la UI/DSM. Cada bloque de tiempo es necesario separarse en dos partes para la aplicación de los cargos de la UI. Una por la duración la frecuencia es de más de 50 Hz cuya frecuencia promedio se considera para fijar los cargos UI/ DSM para consumir el exceso de potencia en la red o reducir el exceso de generación de energía. Otro para la duración de la frecuencia es menos de 50 Hz cuya frecuencia media se considera para fijar los cargos UI/DSM para reducir el cajón y fomentar la generación de energía adicional.
• Cada vez que los alimentadores de distribución de una subestación se activan después de un desglose o corte de energía programada, debe hacerse sólo cuando la frecuencia de la red es superior a 50 Hz tal que no conduce a una caída empinada en la frecuencia. El número total de alimentadores encendido, en un día son sustanciales a nivel nacional para causar carga (≥ 500 MW) aumento en la red para causar fluctuaciones anchas.
• Los incentivos y desincentivos son prefijados (anualmente/periódicamente) por el regulador de electricidad (CERC) para la variación de la frecuencia de la red que puede no reflejar la situación actual temporal y espacialmente sobre la base del día a día. Es necesario decidir la tarifa de electricidad de los participantes de la red (generadores, empresas de distribución, empresas de transmisión y consumidores finales) sobre la base del día a día para lograr un nuevo ajuste fino. Para corregir estas anomalías, CERC ha propuesto la venta al 100% y la compra de energía producida en el mercado futuro día.
• El mecanismo ABT tiene como objetivo mantener la frecuencia de la red a 50 Hz, pero no permite que los participantes de la red decidan la frecuencia óptima dentro de la banda de frecuencias permitida (en adelante 49,20 a 50,80 Hz). Esto es necesario para no imponer cortes adicionales de carga cuando la frecuencia está dentro de los límites de variación seguros.
• El operador del sistema de transmisión (TSO) está obligado a proporcionar acceso no discriminatorio a los generadores de electricidad y a los consumidores para promover la competencia. El mecanismo ABT no incluye a todos los participantes de la red, ya sea en el sector privado o central o en la propiedad del sector estatal. El mecanismo ABT no alienta a instalar las unidades generadoras en lugares ventajosos para ofrecer menos electricidad a los consumidores finales de electricidad. El mecanismo ABT es adecuado en una red eléctrica que sufre escasez de energía perenne para prevenir las sobredrwals, pero no es adecuado para la red con generación de electricidad excedente con responsabilidad no discriminatoria. La regulación de la CERC sobre las operaciones de servicios auxiliares permite únicamente a las estaciones generadoras de energía interestatales prestar estos servicios que son discriminatorios al no permitir el resto de generadores de electricidad.
• Cada estado está llevando a cabo una gestión independiente de la carga para evitar la sobreextravación de otros estados mediante la utilización de fuentes de generación mixtas (ex: centrales hidroeléctricas o centrales eléctricas de pico) para cumplir con sus compromisos de caducidad de energía a partir de 15 minutos en el mecanismo ABT. Así, las centrales hidroeléctricas están terminando hasta abastecer la carga base en lugar de la carga máxima en meses no-monsoon también (ex: Kerala, Karnataka, Telangana, HP, J PulK, Uttarakhand, etc.). TSO es responsable de garantizar la provisión de reservas (incluyendo la reserva de spinning para centrales de carga base mediante el funcionamiento en modo de seguimiento de frecuencia con capas de generación superior e inferior) que permitirán las contingencias repentinas determinando la combinación óptima de estaciones de generación y proveedores de reservas para cada bloque de comercio de red. Las centrales hidroeléctricas disponibles en una región/grid deben utilizarse para abastecer la carga de pico sólo a nivel regional/nacional. Utilizar centrales hidroeléctricas para atender la carga máxima, mejoraría la capacidad de carga máxima de una red regional/nacional y mantendría la frecuencia segura de la red y la estabilidad de la red. La duración de 24 horas de un día debe dividirse en cuatro partes solamente (es decir, el período de carga máxima de día, el período de carga máxima de día, el período de carga máxima de noche y el período de carga máxima de noche) en lugar de 96 periodos de 15 minutos de duración para ajustar comercialmente las transacciones de energía a satisfacer mejor los requisitos de carga máxima dentro del rango de frecuencia segura.
• Muchas centrales eléctricas de turbina de gas no funcionan debido a la escasez perenne de gas natural. Recientemente, muchos conjuntos de DG (grandes " tamaños medios " ) también están idling durante todo el año debido a una mejor disponibilidad de energía de red. Alternativamente, estas unidades de generación de energía se pueden utilizar para el servicio de reserva de cuadrícula ya sea con combustibles líquidos / gas cuando hay un viaje inesperado de centrales eléctricas operativas (cinco nos de 660 estaciones de MW en corta duración) o tripping de una línea de transmisión de alta tensión para evitar la operación de cuadrícula por debajo del límite seguro. Esto también permitiría a todas las líneas de transmisión disponibles a su plena capacidad de servicio sin la necesidad de mantener la capacidad de reserva n+1 para satisfacer cualquier descomposición y así acumular ahorros en las pérdidas de transmisión de alta tensión. La estabilidad de la cuadrícula nacional unificada también puede mejorarse con la conversión de los enlaces HVDC existentes en enlaces HVAC superando las estaciones de convertidor existentes. Estas son Chandrapur de vuelta a la estación de convertidor HVDC trasera, Vizag de vuelta a la estación de convertidor HVDC trasera, Sasaram de regreso a la estación de convertidor HVDC, Vindhyachal de regreso a la estación de convertidor HVDC y HVDC Sileru-Barsoor link. 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.

La Junta Reguladora del Petróleo y el Gas Natural (PNGRB) se creó en 2005 para regular las actividades downstream en el sector del petróleo y el gas natural. El GRT de gas natural también debe optimizar el uso del gas cada hora para cubrir la demanda máxima en la red eléctrica y minimizar las distancias de transporte. El gas disponible debe almacenarse a la presión nominal en la red de tuberías para generar energía durante las horas de máxima demanda diariamente (o con más frecuencia). La utilización de la capacidad de transporte de gas natural de los gasoductos GAIL no supera el 33 %. Por lo tanto, la cantidad limitada de gas disponible se utiliza para cubrir la demanda máxima de electricidad en todas las centrales eléctricas a gas. Las centrales eléctricas de turbinas 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 excedentario 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 de una región con déficit energético a una con excedente, y la energía generada a partir del gas en dicha región no debe ser devuelta a la región con déficit energético para evitar el uso indebido de la infraestructura de la red eléctrica y de gas. El operador de red de transmisión 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 diversos productores e importadores de gas natural.La Bolsa de Gas de la India (IGX) ha lanzado una plataforma de comercio de gas en línea para la entrega física de gas natural. Inicialmente, la compañía ha identificado Dahej, Hazira y Kakinada como puntos de entrega y posteriormente incluirá las terminales de Dhabol, Kochi, Ennore y Mundra.

• El Plan de Transmisión Perspectiva (2016-36) archivado 20 diciembre 2016 en la Máquina Wayback
• Acta resumida de las deliberaciones de la primera reunión del comité de estudio de la red celebrada el 22 de mayo de 2015 en la CEA
• Mapas de la región meridional Archivado 31 julio 2021 en la máquina Wayback
• CERC INDIA Website
• Significance of UI Mechanism for Power Pricing
• Introducción a ABT - Un Libro Blanco
• ABT Software Archivado 6 julio 2010 en la máquina Wayback
• COMPASS an Availability Based Tariff software from Engineering Consultants Group Inc