Taryfa zależna od dostępności

Ogólny układ sieci elektroenergetycznych (typowy).

Taryfa oparta na dostępności (ABT) to mechanizm cenowy oparty na częstotliwości stosowany w Indiach w przypadku nieplanowanych transakcji dotyczących energii elektrycznej. ABT podlega rynku energii elektrycznej w celu pobierania opłat i regulowania mocy w celu osiągnięcia krótko- i długoterminowej stabilności sieci, a także zachęt i zniechęceń dla uczestników sieci przed odchyleniami w planowanych dostawach, w zależności od przypadku.

W 2021 roku CERC zaproponowała system zarządzania siecią, w którym dostawcy usług pomocniczych są w pełni odpowiedzialni za utrzymanie częstotliwości sieci w bezpiecznym zakresie, podobnie jak w krajach rozwiniętych. Generatory i Discoms nie są zobowiązane do utrzymywania częstotliwości sieci w dopuszczalnym zakresie zgodnie z tą propozycją, a obowiązująca taryfa energetyczna jest oddzielona od częstotliwości sieci.

Wstęp

Mechanizm ABT w sektorze energii elektrycznej w Indiach jest przyjęty od 2000 roku iw kilku innych krajach do wyceny energii elektrycznej dla różnych interesariuszy. ABT zajmuje się strukturą taryf dla energii masowej i ma na celu zwiększenie odpowiedzialności i rozliczalności w wytwarzaniu i zużyciu energii poprzez system zachęt i czynników zniechęcających. Zgodnie ze zgłoszeniem ABT początkowo miało zastosowanie wyłącznie do centralnych elektrowni, których beneficjentem jest więcej niż jedno SEB/stan/terytorium Unii. Dzięki temu programowi Centralna Komisja Regulacji Energii Elektrycznej (CERC) oczekuje poprawy jakości energii elektrycznej i ograniczenia następujących destrukcyjnych trendów w sektorze energetycznym:

Niedopuszczalnie szybkie i wysokie odchylenia częstotliwości (od 50 Hz) powodujące szkody i zakłócenia u odbiorców przemysłowych na dużą skalę
Częste zakłócenia sieci skutkujące wyłączaniem generatorów, przerwami w dostawie prądu i dezintegracją sieci energetycznej.

Schemat ABT został teraz rozszerzony, aby objąć również systemy Intrastate. Wytwarzanie energii lub przepustowość sieci znacznie wzrosła w ciągu ostatnich piętnastu lat, szczególnie po ustawy o energii elektrycznej z 2003 r. , poprzez wprowadzenie konkurencji i rozdział pionowo zintegrowanych przedsiębiorstw użyteczności publicznej (SEB) na odrębne podmioty odpowiedzialne za wytwarzanie energii elektrycznej , przesył energii elektrycznej i dystrybucję energii elektrycznej . Deregulacja i konkurencja ułatwiły udział sektora prywatnego na dużą skalę w wytwarzaniu, przesyłaniu i dystrybucji energii elektrycznej. Ostatnio indyjski sektor energii elektrycznej przekształca się z wieloletniego deficytu w dostępność nadwyżki energii elektrycznej. Wolumen zakupionej energii elektrycznej, który nie mógł zostać przesłany odbiorcom z powodu przeciążenia linii przesyłowych, to zaledwie 0,3% całkowitego zużycia energii elektrycznej w roku obrotowym 2013-14. Oznacza to, że rzeczywisty deficyt mocy w Indiach jest mniejszy niż 1%, z wyłączeniem niedoszacowanego zapotrzebowania na energię elektryczną. Mechanizm ABT/DSM wymaga ulepszeń, aby sprostać wymaganiom wszystkich zainteresowanych stron (w tym końcowych odbiorców energii elektrycznej) w zakresie zachęcania do wytwarzania/taryfowania energii elektrycznej po najniższych kosztach w oparciu o popyt i dostępność w sieci. Istnieje potrzeba zaangażowania dobrze reprezentowanej Organizacji ds. Niezawodności Elektrycznej , aby zaangażować wszystkich uczestników sieci do opracowania wytycznych dotyczących eksploatacji systemu elektroenergetycznego i akredytacji, którymi obecnie opiekuje się CEA

Nabywcy hurtowi energii mogą codziennie kupować energię elektryczną na krótki, średni i długi okres z systemu odwrotnej e-aukcji . W przypadku e-aukcji odwrotnej do rozliczania niewykonanych zobowiązań sprzedawców lub nabywców energii elektrycznej stosowana jest taryfa oparta na dostępności/Mechanizm rozliczeń odchyleń (DSM). Ceny energii elektrycznej sprzedawane w ramach e-aukcji odwrotnej są znacznie niższe od cen uzgodnionych w umowach bilateralnych.

W przypadku tych wytwórców energii, którzy zawarli umowy zakupu energii (PPA) z Discoms i nie muszą codziennie uczestniczyć w handlu na rynku dnia następnego (RDN), kolejność dziobania wśród wytwórców energii w danym stanie nazywana jest wytwarzaniem energii zgodnie z kolejnością zasług, gdzie mniejszy producent energii elektrycznej o zmiennym koszcie wytwarzania jest wybierany spośród dostępnych generatorów w celu utrzymania normalnej częstotliwości sieci. IEX wdraża również handel w czasie rzeczywistym przez całą dobę lub handel z jednogodzinnym wyprzedzeniem, który zajmie się dynamiką rynku w ciągu dnia. Indonezja zezwoliła również na obrót energią elektryczną na giełdach z kontraktami terminowymi i instrumentami pochodnymi.

Aukcja odwrotna nie jest doskonałym mechanizmem odkrywania cen ani zrównoważonym łączeniem rynków, w którym jedna cena ma zastosowanie do wszystkich handlowców, gdy nie ma ograniczeń transmisji. Jednak gdy popyt jest nieco większy niż podaż, cena odkryta na rynku (Rs/KWh) gwałtownie wzrośnie i odwrotnie. Gdy istnieje ograniczenie przesyłu w celu eksportu energii do regionu, różnica między cenami rynkowymi różnych regionów jest nieracjonalnie wysoka. W obrocie na aukcjach odwrotnych kupujący płacą bardzo wysoką cenę za kWh (wielokrotnie wyższą niż koszt energii z dieslowskich zespołów prądotwórczych) za kolejne zakupy.

Szczegóły ABT

Co to jest dostępność?

Dostępność na potrzeby zamówienia ABT oznacza gotowość elektrowni do dostarczania mocy ex-bus wyrażoną jako procent jej mocy znamionowej ex-bus (MCR) . Energia elektryczna jest towarem, którego koszt magazynowania przewyższa koszt jej wytworzenia. Najbardziej ekonomiczną metodą wytwarzania, przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej jest produkcja just in time , w której dostępność i niezawodność całego systemu powinna być bardzo wysoka, aby sprostać nieprzewidywalnemu zapotrzebowaniu na energię elektryczną z minuty na minutę.

Jak obliczana jest dostępność?

Dostępność ciepłowni w dowolnym okresie jest stosunkiem procentowym średniej Zdolności Wysyłkowej (SOC) dla wszystkich bloków czasowych w tym okresie do znamionowego MCR / SOC elektrowni. SAIDI (System Average Interruption Duration Index) jest powszechnie stosowanym wskaźnikiem niezawodności przez zakłady energetyczne .

Czy ujednolicona sieć elektryczna Indii to inteligentna sieć ?

dostarczono 1 043 miliardów KWh energii elektrycznej (trzykrotnie więcej niż w sieci National Grid ) i osiągnięto maksymalne obciążenie szczytowe 138 215 MW. Całkowita zainstalowana moc wytwórcza wynosi 267 637 MW na koniec roku podatkowego 2014–2015. Jej wielkość jest w skali globalnej porównywalna jedynie z siecią UE , siecią NERC , chińską siecią elektroenergetyczną i rosyjską siecią elektroenergetyczną . Jednak sieć indyjska nie ma podstawowych cech sieci inteligentnej, aby optymalnie wykorzystać jej zasoby.

Jakie są kryteria efektywności inteligentnej sieci?

Generalnie górne 10% nieograniczonego dziennego obciążenia szczytowego (MW) utrzymuje się tylko przez 1% (15 minut) całkowitego czasu trwania, a jego udział energetyczny (MWh) jest rzędu 0,2% dziennej dostarczanej energii. Zamiast generować tę znaczną dodatkową moc przez krótki czas, można wdrożyć automatyczne selektywne zrzucanie obciążenia w przypadku odbiorców masowych posiadających funkcję rezerwowego zasilania w celu wyeliminowania skoków obciążenia bez niedogodności dla większości konsumentów. Alternatywnie, pracujące elektrownie zakładowe rozpoczynają zasilanie sieci poprzez przerwę w dostawie energii elektrycznej trwającą maksymalnie 30 minut. Generator rezerwowy / właściciel energii na użytek własny byłby opłacany za świadczenie pomocniczych usług rezerwy sieci .

Z mocą zainstalowaną z odpowiednią kombinacją obciążenia podstawowego i zdolnością do generowania obciążenia zmiennego (z wyłączeniem niskiego wykorzystania mocy lub energii wtórnej lub typu obciążenia ujemnego na co dzień, takiego jak energia słoneczna, wiatrowa itp. bez magazynowania) równoważnej nieograniczonemu rocznemu maksymalnemu obciążeniu szczytowemu, najbardziej efektywna i ekonomiczna inteligentna sieć będzie w stanie obsłużyć ponad 99- procentowy czas trwania nieograniczonego obciążenia/zapotrzebowania dziennie przy 100% stabilnej pracy sieci. Celem inteligentnych sieci jest dostarczanie wymaganej energii elektrycznej po optymalnych kosztach z niezawodnością do odbiorców końcowych.

Planowanie

Każdy 24-godzinny dzień, począwszy od godziny 00.00, jest podzielony na 96 bloków czasowych po 15 minut każdy.
Każda elektrownia ma dokonać wcześniejszej deklaracji zdolności do wytwarzania w zakresie dostawy MWh ex-bus dla każdego bloku czasowego następnej doby. Ponadto w przypadku elektrowni wodnych zadeklarowana zostanie również całkowita całkowita MWh ex-bus, która może być faktycznie dostarczona w ciągu dnia. Będą one stanowić podstawę planowania generacji.
Deklarując moc wytwórca powinien zapewnić, aby moc w godzinach szczytu była nie mniejsza niż w innych godzinach.
Harmonogram, o którym mowa powyżej, powinien być zgodny z obowiązującymi procedurami operacyjnymi.
W oparciu o powyższą deklarację Regionalne Centrum Dyspozycji Ładunków (RLDC) przekaże różnym beneficjentom ich odpowiednie udziały w dostępnej przepustowości.
Po złożeniu przez beneficjentów zapotrzebowania na moc na podstawie grafików wytwarzania, RLDC opracowuje dla każdego bloku czasowego harmonogramy wytwarzania oraz harmonogramy poboru po uwzględnieniu ograniczeń technicznych i ograniczeń przesyłowych.
Harmonogram rzeczywistej generacji jest określany ilościowo na podstawie ex-bus, podczas gdy w przypadku beneficjentów planowane pobory są określane ilościowo w odpowiednich punktach odbioru.
Przy obliczaniu harmonogramu pobrań dla beneficjentów straty przesyłowe rozdziela się proporcjonalnie do ich pobrań.
W przypadku jakiegokolwiek wymuszonego wyłączenia jednostki lub w przypadku jakiegokolwiek wąskiego gardła w transmisji, RLDC zrewiduje harmonogramy. Zmienione rozkłady będą obowiązywały od czwartego bloku czasowego, licząc jako pierwszy blok czasowy, w którym korekta jest zalecana przez generator.
Dopuszczalne jest również, aby wytwórcy i beneficjenci korygowali swoje harmonogramy w ciągu dnia, ale wszelkie takie rewizje będą skuteczne dopiero od szóstego bloku czasowego liczonego w sposób opisany powyżej.

Funkcje ABT

ABT zapewnia zwiększoną dyscyplinę sieci

Taryfa energii elektrycznej według kategorii konsumentów

Ekonomicznie opłacalna moc z odpowiednią ceną
Promuj konkurencję i wydajność
Zachęcaj do korzystania z usługi Merit Order Dispatch / ekonomicznej wysyłki w Indiach.
Rozwiązywanie problemów związanych z zakłóceniami sieci
Gra i unikanie tego samego
Wymaga specjalnych liczników, zdalnych pomiarów z otwartymi protokołami i mechanizmami komunikacyjnymi, aby odczytywać liczniki na czas
Oprogramowanie, które jest wszechstronne do wykonywania obliczeń, rozwiązywania problemów regulacyjnych i modyfikacji zgodnie z różnymi wymaganiami Komisji Regulacyjnej.
Opcje interfejsów dla różnych interesariuszy w mechanizmie ABT on-line, aby umożliwić skuteczne wdrożenie i przynieść korzyści wszystkim * Zdolność producentów energii do kontrolowania kosztów produkcji, jak również elastyczności w działaniu

Wady ABT

Wyidealizowana reprezentacja czterech rodzajów rezerw mocy i odstępów czasu po nieoczekiwanej awarii, w których są one używane.

Zgodnie z procedurą DSM / UI zachęty i kary dla uczestników sieci naliczane są na podstawie średniej częstotliwości sieci w bloku czasowym trwającym 15 minut. Podczas bloku czasowego normalne jest, że częstotliwość przekracza częstotliwość znamionową 50 Hz i spada poniżej częstotliwości znamionowej, ponieważ liczba skoków częstotliwości powyżej 50 Hz przekracza 100 dziennie. W ten sposób średnia częstotliwość w bloku czasowym pozostaje bliska 50 Hz, nie dając większych korzyści w obowiązującej taryfie UI dla Discom, który zużywa nadwyżkę mocy dostępnej w sieci lub generatorów z ważnym harmonogramem, który ogranicza wytwarzanie, gdy częstotliwość jest powyżej 50Hz. Podobnie, generatory i Discomy, które nie przestrzegają dyscypliny sieci, nie są karane taryfą UI wyższą niż normalna taryfa, gdy średnia częstotliwość sieci w bloku czasowym jest wykorzystywana do ustalania opłat UI/DSM. Każdy blok czasowy należy dodatkowo podzielić na dwie części w celu zastosowania opłat UI. Jeden na czas, w którym częstotliwość jest większa niż 50 Hz, której średnia częstotliwość jest brana pod uwagę przy ustalaniu opłat UI/DSM w celu zużycia nadwyżki mocy w sieci lub zmniejszenia nadwyżki wytwarzania energii. Inny w czasie, gdy częstotliwość jest mniejsza niż 50 Hz, której średnia częstotliwość jest brana pod uwagę przy ustalaniu opłat UI/DSM w celu zmniejszenia nadmiernego poboru i zachęcenia do dodatkowego wytwarzania energii.
W przypadku załączania linii dystrybucyjnych z podstacji po awarii lub planowym odcięciu zasilania należy to robić tylko wtedy, gdy częstotliwość sieci jest wyższa niż 50 Hz, tak aby nie doprowadzić do gwałtownego spadku częstotliwości. Całkowita liczba zasilaczy włączanych w ciągu dnia jest znaczna na poziomie krajowym, co powoduje wzrost obciążenia (≥ 500 MW) w sieci i powoduje duże wahania.
Zachęty i czynniki zniechęcające są ustalane (corocznie/okresowo) przez organ regulacyjny ds. energii elektrycznej (CERC) w przypadku wahań częstotliwości sieci, które mogą nie odzwierciedlać rzeczywistej sytuacji czasowej i przestrzennej z dnia na dzień. Istnieje potrzeba decydowania o taryfie energii elektrycznej przez uczestników sieci (wytwórców, dyskotek, transcos i odbiorców końcowych) na bieżąco, aby osiągnąć dalsze dostrojenie. Aby skorygować te anomalie, CERC zaproponował 100% sprzedaż i zakup energii produkowanej na rynku dnia następnego.
Mechanizm ABT ma na celu utrzymanie częstotliwości sieci na poziomie 50 Hz, ale nie pozwala uczestnikom sieci na codzienne decydowanie o optymalnej częstotliwości w dozwolonym paśmie częstotliwości (powiedzmy 49,20 do 50,80 Hz). Jest to wymagane, aby nie narzucać dodatkowego zrzucania obciążenia/przerw w zasilaniu, gdy częstotliwość mieści się w bezpiecznych granicach odchyleń.
Operator systemu przesyłowego (OSP) jest zobowiązany do zapewnienia niedyskryminacyjnego dostępu do przesyłu wytwórcom i odbiorcom energii elektrycznej w celu wspierania konkurencji. Mechanizm ABT nie zrównuje wszystkich uczestników sieci, czy to w sektorze prywatnym, czy centralnym, czy też własności sektora państwowego. Mechanizm ABT nie zachęca do instalowania jednostek wytwórczych w korzystnych lokalizacjach, aby oferować energię elektryczną po najniższych kosztach końcowym odbiorcom energii elektrycznej. Mechanizm ABT jest odpowiedni w sieci elektroenergetycznej cierpiącej na ciągłe niedobory mocy , aby zapobiec przekroczeniom, ale nie nadaje się do sieci z nadwyżkami wytwarzania energii elektrycznej z niedyskryminacyjną odpowiedzialnością. Rozporządzenia CERC dotyczące usług pomocniczych zezwalają tylko międzystanowym elektrowniom na świadczenie tych usług, które są dyskryminujące, ponieważ nie zezwalają pozostałym wytwórcom energii elektrycznej.
Każdy stan prowadzi niezależne zarządzanie obciążeniem , aby uniknąć przeładowania z innych stanów, wykorzystując różne źródła wytwarzania (np. elektrownie wodne lub elektrownie szczytowe), aby przestrzegać swoich zobowiązań dotyczących poboru mocy w okresie 15 minut w mechanizmie ABT. W ten sposób elektrownie wodne obsługują obciążenie podstawowe zamiast szczytowego również w miesiącach innych niż monsunowe (np. Kerala, Karnataka, Telangana, HP, J&K, Uttarakhand itp.). OSP jest odpowiedzialny za zapewnienie rezerw (w tym rezerwy obrotowej dla elektrowni obciążenia podstawowego poprzez pracę w trybie śledzenia częstotliwości z górnymi i dolnymi limitami generacji), które pozwolą na nagłe zdarzenia losowe poprzez określenie optymalnej kombinacji stacji wytwórczych i dostawców rezerw dla każdego blok handlowy sieci. Dostępne elektrownie wodne w regionie/sieci powinny być wykorzystywane do obsługi szczytowego obciążenia tylko na poziomie regionalnym/krajowym. Wykorzystanie elektrowni wodnych do obsługi obciążenia szczytowego poprawiłoby zdolność regionalnej/krajowej sieci do obciążenia szczytowego oraz utrzymałoby bezpieczną częstotliwość sieci i stabilność sieci. Doba powinna być podzielona tylko na cztery części (tzn. okres szczytu dziennego, okres pozaszczytowy dzienny, okres nocny szczytowy oraz okres nocny pozaszczytowy) zamiast 96 15-minutowych okresów dla komercyjnego rozliczania mocy transakcji, aby lepiej sprostać wymaganiom obciążenia szczytowego w bezpiecznym zakresie częstotliwości.
Wiele elektrowni z turbinami gazowymi nie działa z powodu ciągłych niedoborów gazu ziemnego. Ostatnio wiele zestawów DG (duże i średnie) również pracuje na biegu jałowym przez cały rok ze względu na lepszą dostępność energii z sieci. Alternatywnie, te jednostki wytwórcze mogą być wykorzystane do rezerwy sieciowej albo z paliwami płynnymi/gazowymi, gdy nastąpi nieoczekiwane wyłączenie pracujących elektrowni (pięć stacji o mocy 660 MW w krótkim czasie) lub wyłączenie linii przesyłowej wysokiego napięcia aby zapobiec pracy sieci poniżej bezpiecznego limitu. Pozwoliłoby to również na eksploatację wszystkich dostępnych linii przesyłowych z pełną przepustowością bez konieczności utrzymywania rezerwy przepustowości n+1 na wypadek awarii, a tym samym uzyskiwania oszczędności w stratach przesyłowych wysokiego napięcia. Zunifikowaną stabilność sieci krajowej można również jeszcze bardziej zwiększyć, przekształcając istniejące łącza HVDC typu back-to-back w łącza HVAC z pominięciem istniejących stacji przekształtnikowych. Są to stacja przekształtnikowa HVDC typu back-to-back Chandrapur , stacja przekształtnikowa HVDC typu back-to-back Vizag , stacja przekształtnikowa HVDC typu back-to-back Sasaram , stacja przekształtnikowa HVDC typu back-to-back Vindhyachal oraz łącze HVDC Sileru – Barsoor . Roczny koszt zapewnienia bezpieczeństwa sieci wyniósłby mniej niż 2 pajsy za kWh dla całej produkcji energii elektrycznej w Indiach.

Przesył gazu ziemnego

Rada Regulacyjna ds. Ropy Naftowej i Gazu Ziemnego (PNGRB) została utworzona w 2005 r. w celu regulowania działalności niższego szczebla w sektorze ropy naftowej i gazu ziemnego. Od OSP gazu ziemnego wymaga się również zapewnienia optymalnego wykorzystania gazu w systemie godzinowym w celu pokrycia obciążenia szczytowego w sieci elektroenergetycznej oraz minimalizacji odległości przesyłu gazu. Dostępny gaz należy magazynować do ciśnienia znamionowego w sieci rurociągów w celu wytwarzania energii w godzinach szczytowego zapotrzebowania dziennie (lub częściej). Wykorzystanie zdolności przesyłowych gazu ziemnego GAIL nie przekracza 33%. W ten sposób dostępna ograniczona ilość gazu jest wykorzystywana do pokrycia szczytowego obciążenia energią elektryczną przez wszystkie elektrownie gazowe. Elektrownie z turbiną gazową działają przy współczynniku mocy 32,6 % jako elektrownie szczytowe tylko w Stanach Zjednoczonych, chociaż są nadwyżką producenta gazu ziemnego po niższej cenie, a gaz ziemny ma największy udział (35,06%) w całkowitej wyprodukowanej energii elektrycznej . Również gaz nie powinien być transportowany z regionu deficytu mocy do regionu nadwyżki mocy przez sieć gazową, a wytworzona tam energia z gazu nie powinna być przesyłana z powrotem do regionu niedoboru mocy, aby uniknąć niewłaściwego wykorzystania infrastruktury gazowej i sieci elektroenergetycznej. OSP gazu ziemnego służyłby również innym sektorom, takim jak zakłady petrochemiczne, CNG , zakłady nawozów, PNG , LNG itp. zgodnie z ich godzinowym zapotrzebowaniem, oprócz odbioru gazu od różnych typów producentów i importerów gazu ziemnego.

Indian Gas Exchange (IGX) uruchomiła internetową platformę handlu gazem do fizycznej dostawy gazu ziemnego. Początkowo firma zidentyfikowała Dahej, Hazira i Kakinada jako punkty dostaw, a następnie obejmie terminale Dhabol, Kochi, Ennore i Mundra.

Zobacz też

Linki zewnętrzne