Asegurando la Disciplina de la Red: Desarrollos bajo el mecanismo de liquidación de desvíos

Dec 14, 2023

Por Rishu Garg, Especialista en Políticas, Centro de Estudios de Ciencia, Tecnología y Políticas

La frecuencia de la red indica la generación excesiva o insuficiente de energía eléctrica, y las desviaciones en la misma significan una red de sistema de energía inestable. Por lo tanto, la disciplina de la red tiene un papel crucial que desempeñar para garantizar la estabilidad de la red.

Disciplina de red en el sector eléctrico indio

Antes de la introducción de la tarifa basada en la disponibilidad (ABT) en 2002, los generadores de energía y las juntas eléctricas estatales bombeaban y extraían energía de la red de manera no regulada, lo que provocaba grandes fluctuaciones de frecuencia. Un esquema de tarifas de tres partes (cargo por capacidad, cargo por energía e intercambio de energía no programado), ABT tenía como objetivo mantener la disciplina de la red a través de incentivos y desincentivos durante el intercambio de energía no programado (UI). También ayudó a ajustar el rango de frecuencia de la red operativa normal a 49,5 Hz-50,2 Hz.

Sin embargo, incluso después de la introducción del mecanismo de UI, las empresas de distribución continuaron extrayendo el exceso de energía de la red para satisfacer la demanda de los consumidores y pasaron por alto la necesidad de planificar una generación suficiente. De manera similar, las empresas de servicios públicos de generación recurrieron a la inyección insuficiente o excesiva de energía, desviándose de sus horarios. Tanto las empresas de distribución como las de generación utilizaron la plataforma UI como una plataforma comercial de facto, lo que provocó excursiones de frecuencia masivas y, finalmente, algunas fallas importantes en la red en 2012.

Así, en 2014, la Comisión Reguladora Central de Electricidad (CERC) incorporó las regulaciones del mecanismo de liquidación de desviaciones (DSM) para mejorar la disciplina y la seguridad de la red. Según el DSM, se establecieron límites de volumen estrictos para sobregiros/subgiros y sobre/subinyección de electricidad, y se introdujeron cargos de desviación adicionales por cualquier incumplimiento. La banda de frecuencia operativa también se estrechó aún más (a 49,7-50,1 Hz) y se revisaron los cargos por desvío a pagar, teniendo en cuenta la mejora del perfil de frecuencia de la red.

Reglamentos y modificaciones del DSM

De acuerdo con las regulaciones que entraron en vigor el 17 de febrero de 2014, los cargos por pagar o por cobrar de los estados debían administrarse a través de un grupo DSM común. El mecanismo tenía tres componentes básicos:

Para los generadores eólicos y solares, los cargos por desviación se calcularon sobre la base de las desviaciones del cronograma a una tasa fija definida en su contrato de compra de energía. Se permitió una desviación de +/- 15 por ciento de la capacidad disponible.

A lo largo de los años, estas normas han sufrido diversas modificaciones. La primera enmienda de diciembre de 2014 agregó límites para la sobreinyección/desviación insuficiente para frecuencias de 50,1 Hz y superiores, y para la sobreinyección/sobredescarga para frecuencias inferiores a 49,7 Hz, mientras que la segunda enmienda de agosto de 2015 eximió específicamente a los generadores eólicos y solares de las desviaciones en los límites de volumen. La tercera enmienda de mayo de 2016 relajó aún más los límites de volumen para extracción insuficiente/sobreinyección para generadores eólicos y solares, considerando la naturaleza intermitente y variable de estas fuentes.

La expansión de la red del sistema eléctrico requiere que la frecuencia de la red esté en un rango permisible para soportar contingencias y evitar el colapso/falla de la red. Por lo tanto, la cuarta modificación de las regulaciones del DSM en enero de 2019 introdujo cambios importantes, ajustando aún más la banda de frecuencia a 49,85-50,05 Hz. Además, los cargos por desviación por desviaciones por debajo de una frecuencia de 49,85 Hz se redujeron a 800 paise por unidad (de 824 paise por unidad en 2014) y para una frecuencia igual o superior a 50,05 Hz, no se aplicaron cargos.

Para las desviaciones en la frecuencia de 50 Hz, los cargos se vincularon con precios de mercado dinámicos basados ​​en el precio promedio diario de compensación del área (ACP) con un precio máximo de 800 paise por unidad. El comprador/vendedor debía cambiar el signo de su desviación del cronograma al menos una vez cada seis bloques de tiempo (anteriormente 12 bloques de tiempo) para sortear una divergencia continua en una dirección (positiva o negativa). Si bien no hubo cargos adicionales por violación de letreros anteriormente, la cuarta enmienda impuso un cargo adicional equivalente al 20 por ciento de la base diaria DSM por pagar/cobrar por cada violación.

En mayo de 2019, el CERC recomendó una quinta enmienda para reducir los obstáculos técnicos y comerciales que enfrentan las partes interesadas en la implementación de las regulaciones. Mientras que dos nuevos cargos por desvío: DSM de base diaria (suma de cargos por desvío para todos los bloques de tiempo en un día, excluyendo cargos adicionales vencidos o por cobrar), y DSM de bloque de tiempo (cargo por desvío para un período de tiempo particular en un día que vence o por pagar, excluyendo los cargos adicionales). El principal cambio fue la introducción de cargos por desviación pagaderos en caso de violación del cambio de signo. La enmienda revisó la duración del cambio de señal a 12 bloques de tiempo hasta el 31 de marzo de 2020. Los cargos de desviación adicionales se fijaron en el 10 por ciento del cargo de desviación de un bloque de tiempo. Más allá de esta fecha, la duración se mantendría en seis bloques de tiempo, con los cambios correspondientes a los cargos de desviación adicionales basados ​​en bloques de tiempo específicos. Además de lo anterior, se permitió un rango de tolerancia de ± 10MW para dicha violación. Esta disposición de cambio de signo no era aplicable a los generadores de energía renovable.

Reglamento DSM 2022

Con el principal objetivo de desvincular los cargos por desviación y la banda de frecuencias, en diciembre de 2022 entró en vigor el Reglamento DSM 2022, derogando el reglamento de 2014. El CERC observó que el arbitraje de precios vinculado a la frecuencia puede no ser un buen indicador de la generación de superávit/déficit en ausencia de grandes desviaciones de frecuencia. Además, con la introducción de regulaciones de servicios auxiliares centralizados, un mecanismo descentralizado para el control de frecuencia podría resultar contraproducente.

Las Regulaciones DSM 2022, por lo tanto, estipularon que todos los compradores y vendedores se adherirán a sus horarios y el operador del sistema gestionará cualquier desviación a través de servicios auxiliares. Las normas propusieron además que los cargos por desvío normal para un bloque de tiempo sean iguales al mayor del ACP promedio ponderado de los segmentos del mercado diario (DAM) o del mercado de tiempo real (RTM) de todos los intercambios de energía o el promedio ponderado cargo por servicios complementarios de todas las regiones para ese bloque de tiempo. A los generadores (aparte de la estación generadora de pasada, residuos sólidos municipales, eólica y solar) se les permitió una desviación de hasta el 2 por ciento de sobreinyección durante un bloque de tiempo, más allá del cual el generador pagaría cargos de desviación adicionales a razón de 10 por ciento de los cargos de desviación normales. Para una inyección insuficiente de hasta el 2 por ciento durante un bloque de tiempo, los generadores pagarían cargos por desviación a la tarifa normal, mientras que más allá del 2 por ciento pagarían el 110 por ciento de los cargos por desviación normales.

Los generadores eólicos y solares no tendrán que pagar ningún cargo por desvío por sobreinyección. En el caso de inyección insuficiente, estarán exentos de cargos hasta una desviación del 10 por ciento (reducida del rango de desviación actual de (+/-) 15 por ciento) del horario, pero para desviaciones superiores al 10 por ciento , los generadores deberán pagar cargos por desvío equivalentes al 10 por ciento de los cargos por desvío normales aplicables durante ese bloque de tiempo.

Sin embargo, el 26 de diciembre de 2022, dentro de las dos semanas posteriores a la introducción de las Regulaciones DSM, 2022, la red experimentó fluctuaciones de frecuencia masivas, lo que reveló la insuficiencia de los recursos del sistema para respaldar la red. Por lo tanto, el CERC solicitó a los estados que adquieran recursos adecuados por adelantado para atender la demanda y desarrollar planes de adecuación de recursos a largo y corto plazo, junto con la planificación de márgenes de reserva (PRM) para contingencias. Además, después de las regulaciones de 2022, se observó que los cargos por desvío eran de hasta 40 rupias por kWh, debido al alto costo de los servicios auxiliares desplegados durante el bloque de tiempo en cuestión. Para abordar el problema, la CERC, en sus pautas del 6 de febrero de 2023, limitó la tasa normal de cargos por desviación a 12 rupias por kWh. Se mantuvieron los cargos por desviación según las regulaciones de 2022, pero se introdujeron dos nuevas categorías (generador eólico-solar basado en recurso eólico y generador eólico-solar basado en solar o híbrido eólico-solar). Las nuevas pautas también aumentaron los incentivos monetarios para las desviaciones de frecuencia.

Posteriormente, para facilitar la participación de generadores de alto costo variable (como plantas importadas de RLNG y gas a base de nafta, plantas importadas a base de carbón y sistemas de almacenamiento de energía en baterías), el 16 de febrero de 2023, el CERC introdujo el día de alto precio. adelante del mercado (HP-DAM) en el segmento DAM integrado. Revisó el precio máximo para HP-DAM a 20 rupias por kWh, y para otros segmentos del mercado a 10 rupias por kWh. Para garantizar la seguridad de la red y evitar malas prácticas debido al nuevo segmento HP-DAM, el CERC, en sus últimas pautas del 9 de abril de 2023, notificó que la tasa normal de cargos por desviación para un bloque de tiempo sería más alta que el ACP promedio ponderado de los segmentos DAM o RTM de todos los intercambios de energía para ese bloque de tiempo. Para los vendedores con ofertas aprobadas en HP-DAM, los cargos de desviación por inyección insuficiente serían el ACP promedio ponderado más alto de los segmentos HP-DAM, DAM o RTM de todos los intercambios de energía en la cantidad de energía vendida en HP-DAM.

El camino a seguir

Si bien las reglamentaciones del DSM han ayudado a mantener el equilibrio y la estabilidad de la red, con la mayor penetración de la energía renovable variable, la previsión y la programación precisas se han vuelto cruciales. Esto debe complementarse con el desarrollo de capacidades y la capacitación de los operadores del sistema eléctrico y el personal técnico sobre nuevas tecnologías y desarrollos en el espacio de pronóstico y programación. Dado que la electricidad es un tema concurrente, cada estado ha establecido sus propios objetivos/cargos por desviación según el DSM. Sin embargo, lograr uniformidad en los estados sobre sanciones e incentivos relacionados con las regulaciones del DSM puede permitir la coherencia en la implementación.