Tarifa baseada na disponibilidade - Availability-based tariff

Layout geral das redes elétricas (típico).

A Tarifa Baseada em Disponibilidade (ABT) é um mecanismo de precificação baseado em frequência aplicável na Índia para transações não programadas de energia elétrica. O ABT se enquadra nos mecanismos do mercado de eletricidade para cobrar e regular a energia para alcançar a estabilidade da rede de curto e longo prazo, bem como incentivos e desincentivos aos participantes da rede contra desvios no fornecimento comprometido, conforme o caso.

Introdução

O Mecanismo ABT no setor de eletricidade na Índia é adotado desde o ano 2000 e em alguns outros países para precificar a energia a granel entre várias partes interessadas. A ABT se preocupa com a estrutura tarifária para energia em massa e tem como objetivo trazer mais responsabilidade e prestação de contas na geração e consumo de energia por meio de um esquema de incentivos e desincentivos. De acordo com a notificação, a ABT foi inicialmente aplicada apenas a centrais geradoras com mais de um SEB / Estado / Território da União como seu beneficiário. Por meio deste esquema, a Central Electricity Regulatory Commission (CERC) busca melhorar a qualidade da energia e reduzir as seguintes tendências perturbadoras no setor de energia:

  • Desvios de frequência inaceitavelmente rápidos e de alta frequência (de 50 Hz) causando danos e interrupções para consumidores industriais de grande escala
  • Perturbações freqüentes da rede resultando em desligamento de geradores, interrupções de energia e desintegração da rede elétrica.

O esquema ABT agora foi expandido para cobrir também os sistemas intra-estaduais. A geração de energia ou capacidade da rede aumentou substancialmente nos últimos quinze anos, especialmente após a Lei da Eletricidade de 2003, pela introdução da concorrência e desagregação das concessionárias verticalmente integradas (SEBs) em entidades separadas responsáveis ​​pela geração , transmissão e distribuição de eletricidade . A desregulamentação e a competição facilitaram a participação do setor privado em grande escala na geração, transmissão e distribuição de eletricidade. Ultimamente, o setor de eletricidade indiano está se transformando de um déficit perene em uma disponibilidade excedente de eletricidade. O volume de eletricidade comprada que não pôde ser transmitida aos compradores devido ao congestionamento das linhas de transmissão é de apenas 0,3% da eletricidade total consumida no exercício financeiro de 2013-14. Isso significa que o déficit de energia real na Índia é inferior a 1%, excluindo a demanda de eletricidade abaixo do preço. O mecanismo ABT / DSM precisa de melhorias para atender aos requisitos de todas as partes interessadas (incluindo os consumidores finais de eletricidade) para encorajar a geração / tarifa de eletricidade de menor custo com base na disponibilidade em relação à demanda na rede. Há uma necessidade de uma Organização de Confiabilidade Elétrica bem representada para envolver todos os participantes da rede para as diretrizes de enquadramento para a operação e acreditação do sistema de energia que atualmente é cuidada pelo CEA

Os compradores de energia a granel podem comprar eletricidade diariamente por curto, médio e longo prazo de instalações de leilão eletrônico reverso . No leilão eletrônico reverso, a tarifa baseada na disponibilidade / Mecanismo de Liquidação de Desvio (DSM) é aplicada para liquidar os compromissos falhados pelos vendedores ou compradores de eletricidade. Os preços da eletricidade negociados no leilão eletrônico reverso são muito menores do que os preços acordados nos acordos bilaterais.

Para os geradores de energia que fizeram acordos de compra de energia (PPA) com Discoms e não precisam participar da negociação de mercado do dia à frente (DAM) diariamente, a hierarquia entre os geradores de energia em um estado é chamada de geração de energia por ordem de mérito, onde o menor O produtor de eletricidade com custo variável de geração é selecionado entre os geradores disponíveis para manter a frequência normal da rede. A IEX também está implementando negociações 24 horas por dia em tempo real ou uma hora antes da negociação, que cuidará da dinâmica do mercado intradiário. O GoI também permitiu a comercialização de eletricidade em bolsas com contratos a termo e derivativos.

O leilão reverso não é um mecanismo de descoberta de preço perfeito ou um acoplamento de mercado equilibrado em que o preço único é aplicável a todos os negociantes quando não há restrições de transmissão. No entanto, quando a demanda é um pouco maior do que a oferta, o preço descoberto pelo mercado (Rs / KWh) subiria vertiginosamente e vice-versa. Quando há restrição de transmissão para exportar energia para uma região, a diferença entre os preços descobertos de mercado de diferentes regiões são excessivamente altos. Na negociação por leilão reverso, os compradores pagam um preço / KWh muito alto (muitas vezes mais do que o custo da energia dos conjuntos de geração a diesel) pelas compras incrementais.

Detalhes ABT

  • O que é disponibilidade?

Disponibilidade , para os fins do pedido ABT, significa a prontidão da estação geradora para entregar saída ex-barramento expressa como uma porcentagem de sua capacidade nominal ex-barramento (MCR) . A eletricidade é uma mercadoria cujo custo de armazenamento é superior ao custo de produção. O método mais econômico para geração, transmissão e distribuição de eletricidade é a produção just in time, em que a disponibilidade e a confiabilidade de todo o sistema devem ser muito altas para atender à demanda imprevisível de eletricidade minuto a minuto.

  • Como a disponibilidade é calculada?

A disponibilidade da estação geradora térmica para qualquer período deve ser a razão percentual da Capacidade média de envio (SOC) para todos os blocos de tempo durante aquele período e o MCR / SOC nominal da estação geradora. O SAIDI (Índice de Duração de Interrupção Média do Sistema) é comumente usado como um indicador de confiabilidade pelas concessionárias de energia elétrica.

Durante o ano fiscal de 2014-15, 1.043 bilhões de KWh de eletricidade (três vezes o da Rede Nacional ) foram fornecidos e atingiram a carga de pico máxima de 138.215 MW. A capacidade total de geração instalada é de 267.637 MW no final do ano fiscal de 2014-15. Seu tamanho é em escala global comparável apenas com a rede da UE , rede NERC , rede de eletricidade da China e rede de eletricidade russa . No entanto, a rede indiana não possui os recursos básicos da rede inteligente para o uso ideal de seus recursos implantados.

  • Quais são os critérios de eficácia de uma rede inteligente?

Geralmente, os 10% superiores da carga de pico diária irrestrita (MW) persistem apenas por 1% (15 minutos) da duração total e sua parcela de energia (MWHr) é da ordem de 0,2% da energia fornecida diariamente. Em vez de gerar esta energia extra substancial por um curto período, a eliminação seletiva automática de carga pode ser implementada em consumidores a granel que possuem uma instalação de energia em espera para eliminar os picos de carga sem inconveniência para a maioria dos consumidores. Alternativamente, as usinas de energia cativas em funcionamento começam a alimentar a rede, dando uma pausa no fornecimento de energia cativa por até um máximo de 30 minutos de duração. O gerador de reserva / proprietário de energia cativa seria pago para fornecer serviços auxiliares de reserva da rede .

Com uma capacidade instalada de mistura adequada de carga de base e capacidade de geração de carga variável (excluindo baixa utilização de capacidade ou energia secundária ou tipo de carga negativa em uma base diária, como solar, eólica, etc. sem armazenamento) equivalente à carga máxima anual irrestrita de pico, o A rede inteligente mais eficaz e econômica deve ser capaz de atender a carga / demanda irrestrita com duração de mais de 99 percentil diariamente, com operação 100% estável da rede. O objetivo da rede inteligente é fornecer a eletricidade necessária a um custo ideal e com confiabilidade aos consumidores finais.

Agendamento

  • Cada dia de 24 horas a partir das 00h00 é dividido em 96 blocos de tempo de 15 minutos cada.
  • Cada usina geradora deve fazer uma declaração antecipada de sua capacidade de geração em termos de MWh entrega ex-barramento para cada bloco de tempo do dia seguinte. Além disso, o total de MWh ex-barramento que realmente podem ser entregues durante o dia também será declarado no caso de usinas hidrelétricas. Estes devem constituir a base da programação da geração.
  • Ao declarar a capacidade, o gerador deve garantir que a capacidade durante os horários de pico não seja menor do que durante as outras horas.
  • A Programação a que se refere acima deverá estar de acordo com os procedimentos operacionais em vigor.
  • Com base na declaração acima, o Centro Regional de Despacho de Carga (RLDC) comunicará aos diversos beneficiários suas respectivas parcelas da capacidade disponível.
  • Após os beneficiários darem a requisição de energia com base nos cronogramas de geração, o RLDC deverá preparar os cronogramas de geração e de retirada para cada bloco de tempo, levando em consideração as limitações técnicas e restrições de transmissão.
  • O cronograma de geração efetiva será quantificado ex-ônibus, enquanto para as beneficiárias os saques programados serão quantificados nos respectivos pontos de recebimento.
  • Para o cálculo do cronograma de saque dos beneficiários, as perdas na transmissão serão rateadas na proporção dos saques.
  • Em caso de interrupção forçada de uma unidade, ou em caso de qualquer gargalo de transmissão, o RLDC revisará os cronogramas. Os cronogramas revisados ​​entrarão em vigor a partir do 4º bloco de tempo, contando o bloco de tempo em que a revisão é aconselhada pelo gerador, para ser o 1º.
  • Também é permitido aos geradores e aos beneficiários revisar seus horários durante o dia, mas tais revisões só serão efetivas a partir do 6º bloco de tempo contado da forma já declarada.

Recursos ABT

  • ABT traz disciplina de grade aprimorada
Tarifa de eletricidade baseada na categoria do consumidor
  • Energia economicamente viável com preço certo
  • Promova competição e eficiência
  • Incentive o uso do Despacho de Ordem de Mérito / Despacho Econômico na Índia.
  • Resolvendo problemas de perturbação da rede
  • Jogando e evitando o mesmo
  • Requer medidores especiais, medição remota com protocolos abertos e mecanismos de comunicação para ler medidores em tempo hábil
  • Software que é abrangente para fazer cálculos, resolver questões regulatórias e modificações de acordo com os diferentes requisitos da Comissão Reguladora.
  • Opções de interface para várias partes interessadas no mecanismo ABT on-line para permitir uma implementação eficaz e benefícios para todos * Capacidade dos produtores de energia de controlar seus custos de produção, bem como flexibilidade nas operações

Desvantagens ABT

Uma representação idealizada dos quatro tipos de energia de reserva e os intervalos de tempo após uma falha inesperada em uso.
  • De acordo com o procedimento DSM / UI, os incentivos e penalidades para os participantes da rede são cobrados com base na frequência média da rede em um bloco de tempo de 15 minutos de duração. Durante um bloco de tempo, é normal que a frequência fique acima da frequência nominal de 50 Hz e desça abaixo da frequência nominal, já que o número de excursões de frequência acima de 50 Hz é superior a 100 por dia. Assim, a frequência média em um bloco de tempo permanece próxima a 50 Hz sem dar muito benefício na tarifa UI aplicável para um Discom que está consumindo a energia excedente disponível na rede ou geradores com programação válida que está reduzindo a geração quando a frequência está acima 50 Hz. Da mesma forma, os geradores e Discoms que não estão aderindo à disciplina de rede não são penalizados com a tarifa UI em excesso da tarifa normal quando a frequência média da rede em um bloco de tempo é usada para fixar os encargos UI / DSM. Cada bloco de tempo precisa ser separado em duas partes para a aplicação de taxas de UI. Um para a duração da frequência é superior a 50 Hz, cuja frequência média é considerada para a fixação de encargos UI / DSM para consumir o excesso de energia na rede ou reduzir o excesso de geração de energia. Outro para a duração da frequência é inferior a 50 Hz, cuja frequência média é considerada para a fixação de encargos UI / DSM para reduzir o excesso de arrastamento e encorajar a geração de energia adicional.
  • Sempre que os alimentadores de distribuição de uma subestação forem ligados após uma interrupção ou corte de energia programado, isso deve ser feito apenas quando a frequência da rede estiver acima de 50 Hz, de modo que não leve a uma queda acentuada na frequência. O número total de alimentadores ligados em um dia são substanciais em nível nacional para causar aumento de carga (≥ 500 MW) na rede e causar grandes flutuações.
  • Os incentivos e desincentivos são prefixados (anualmente / periodicamente) pelo regulador de eletricidade (CERC) para a variação na frequência da rede que pode não refletir a situação real temporal e espacialmente no dia-a-dia. Há uma necessidade de decidir a tarifa de eletricidade pelos participantes da rede (geradores, discoms, transcos e consumidores finais) no dia-a-dia para alcançar um ajuste fino adicional. Para corrigir essas anomalias, o CERC propôs a venda e compra de 100% da energia produzida no mercado do dia seguinte.
  • O mecanismo ABT visa manter a frequência da rede em 50 Hz, mas não permite que os participantes da rede decidam a frequência ótima dentro da faixa de frequência permitida (digamos 49,20 a 50,80 Hz) no dia a dia. Isso é necessário para não impor redução de carga / cortes de energia adicionais quando a frequência estiver dentro dos limites de variação de segurança.
  • O operador da rede de transporte (ORT) é obrigado a fornecer acesso não discriminatório à transmissão a produtores e consumidores de eletricidade, a fim de promover a concorrência. O mecanismo ABT não atrai todos os participantes da rede, seja no setor privado ou central ou na propriedade do setor estatal. O mecanismo da ABT não incentiva a instalação de unidades geradoras em locais vantajosos para oferecer eletricidade de menor custo aos consumidores finais de eletricidade. O mecanismo ABT é adequado em uma rede elétrica que sofre de escassez perene de energia para evitar overdrwals, mas não é adequado para a rede com geração de eletricidade excedente com responsabilidade não discriminatória. A regulamentação do CERC sobre as operações de serviços auxiliares está permitindo apenas as estações geradoras de energia interestaduais para fornecer esses serviços que são discriminatórios por não permitir o restante dos geradores de eletricidade.
  • Cada estado está conduzindo o gerenciamento de carga de forma independente para evitar a extração excessiva de outros estados usando uma combinação de fontes de geração (ex: energia hidrelétrica ou usinas de pico) para cumprir seus compromissos de retirada de energia em um período de 15 minutos no mecanismo ABT. Assim, as usinas hidrelétricas estão acabando por fornecer carga de base em vez de carga de pico em meses sem monções também (ex: Kerala, Karnataka, Telangana, HP, J&K, Uttarakhand, etc.). O TSO é responsável por garantir o fornecimento de reservas (incluindo reserva giratória para usinas de carga de base operando em modo de acompanhamento de frequência com limites de geração superior e inferior) que permitirá contingências repentinas ao determinar a combinação ideal de estações geradoras e provedores de reserva para cada bloco de comércio da grade. As usinas hidrelétricas disponíveis em uma região / rede devem ser usadas para atender a cargas de pico apenas em nível regional / nacional. O uso de usinas hidrelétricas para atender às cargas de pico melhoraria a capacidade de carga de pico de uma rede regional / nacional e manteria a frequência e a estabilidade da rede seguras. A duração de 24 horas de um dia deve ser dividida em quatro partes apenas (ou seja, período de pico de carga diurno, período de pico de carga diurno, período de pico de carga noturno e período de pico de carga noturno) em vez de 96 períodos de 15 minutos para regular comercialmente a energia transações para atender melhor aos requisitos de carga de pico dentro da faixa de frequência segura.
  • Muitas usinas de turbinas a gás não estão operando devido à escassez perene de gás natural. Recentemente, muitos conjuntos de GD (tamanhos grandes e médios) também estão ociosos ao longo do ano devido à melhor disponibilidade de energia da rede. Alternativamente, essas unidades de geração de energia podem ser colocadas em uso para serviço de reserva de rede com combustíveis líquidos / gasosos quando houver desligamento inesperado de usinas de energia em operação (cinco nos de estações de 660 MW em uma curta duração) ou desligamento de uma linha de transmissão de alta tensão para evitar a operação da rede abaixo do limite seguro. Isso também permitiria todas as linhas de transmissão disponíveis em sua capacidade total em serviço, sem a necessidade de manter n + 1 capacidade de reserva para atender a qualquer quebra e, assim, acumular economia nas perdas de transmissão em alta tensão. A estabilidade da rede nacional unificada também pode ser melhorada convertendo os links HVDC back to back existentes em links HVAC contornando as estações conversoras existentes. Estes são Chandrapur estação conversora HVDC back to back , Vizag estação conversora HVDC back to back , Sasaram estação conversora HVDC back to back , Vindhyachal estação conversora HVDC back to back e ligação HVDC Sileru-Barsoor . O custo anual para garantir a segurança da rede seria inferior a 2 paisa por Kwh para a geração total de eletricidade na Índia.

Transmissão de gás natural

O Conselho Regulador do Petróleo e Gás Natural (PNGRB) foi criado no ano de 2005 para regulamentar as atividades de downstream no setor de petróleo e gás natural. Há uma exigência de TSO do gás natural também para transmitir o uso ideal do gás de hora em hora para atender aos picos de carga na rede elétrica e minimizar as distâncias de transporte de gás. O gás disponível deve ser armazenado até a pressão nominal na grade do tubo para gerar energia durante as horas de pico de demanda diariamente (ou mais). A utilização da capacidade de transporte de gás natural dos gasodutos GAIL não ultrapassa 33%. Assim, a quantidade limitada de gás disponível é usada para atender às cargas de pico de eletricidade em todas as usinas a gás. As usinas de turbinas a gás são operadas com fator de capacidade de 32,6% como usinas de pico apenas nos EUA, embora sejam um produtor de gás natural excedente com preço mais baixo e o gás natural contribua com a maior parte (35,06%) do total de eletricidade produzida . Além disso, o gás não deve ser transportado de uma região de déficit de energia para uma região de excedente de energia pela rede de gás e a energia gerada a partir do gás não deve ser transmitida de volta para a região de déficit de energia para evitar o uso indevido da infraestrutura de rede de gás e energia. O TSO do gás natural também atenderia a outros setores, como plantas petroquímicas, GNV , fábricas de fertilizantes, PNG , GNL , etc. de acordo com sua necessidade horária, além de receber gás de vários tipos de produtores e importadores de gás natural.

A Indian Gas Exchange (IGX) iniciou a plataforma de comércio de gás online para entrega física de gás natural. Inicialmente, a empresa identificou Dahej, Hazira e Kakinada como pontos de entrega e, posteriormente, incluirá os terminais Dhabol, Kochi, Ennore e Mundra.

Veja também

Referências

links externos