¿India tiene 'demasiada' capacidad de electricidad? Toda red eléctrica opera en un equilibrio entre la oferta y la demanda, generalmente con un ligero excedente de capacidad para hacer frente a eventualidades e incertidumbres; demasiado excedente se vuelve caro. El excedente tiene dos lados: o la demanda es menor que la proyectada, o la oferta es mayor que la requerida en equilibrio. Sin embargo, es fundamental diferenciar entre excedentes capacidad (medido en kilovatios o gigavatios) y excedente energía (medido en kilovatios-hora o en unidades). Uno puede tener un excedente de energía fácilmente de media sin tener capacidad excedente todo el tiempo, puede haber períodos de capacidad excedente en algunos momentos del día o en algunos lugares. La energía renovable (ER) crea problemas particularmente graves para la red, ya que es variable y probablemente esté disponible solo en momentos específicos.
La capacidad eléctrica bruta de la India es mucho mayor que la demanda. Durante décadas, la India enfrentó una escasez crónica de energía, que se manifestó como una pérdida de carga y una demanda insatisfecha. Para variar, los déficits se han reducido drásticamente y se habla de un excedente de energía. Los datos oficiales dicen un déficit crónico de energía cayó al 0,7 por ciento en términos energéticos en 2016-17— un logro notable, con pronósticos de superávit en 2018. Entonces, ¿por qué sigue habiendo una reducción de la carga? Existe una falla metodológica en la forma en que se calculan los déficits, pero lo que es más importante, la reducción de la carga es a menudo un problema económico en el que las empresas de servicios públicos estatales (las empresas de distribución o DisComs) no están comprando energía suficiente porque tienen problemas de liquidez y están desangrando dinero.
A pesar de que la energía renovable, específicamente la eólica y la solar, tiene costos marginales nulos (úselo o piérdalo), a veces otras plantas no pueden retirarse lo suficientemente rápido o deben operar a un nivel mínimo. Esto significa reducir (desechar) RE.
No solo la energía renovable ya está creciendo notablemente, India tuvo la segunda mayor adición de capacidad solar del mundo en 2017, los objetivos de 175 gigavatios (GW) para 2022 requieren un crecimiento anual de más del 25 por ciento. Este objetivo es de arriba hacia abajo, establecido por el gobierno central, y no incorpora muchos comentarios (si los hay) de DisComs sobre cuánta energía de qué tipo se necesita para ese año. Un desafío adicional ha sido que en los últimos años (año fiscal 2011-17), la capacidad basada en carbón ha crecido a más del 12 por ciento anual, el doble de la tasa de crecimiento de la demanda de energía. Esto crea un gran voladizo que afecta la economía de la red.
Si bien las finanzas son una necesidad clave para el crecimiento de las energías renovables, la integración de la red es otro pilar clave necesario para escalar. Un área activa de esfuerzo es el fortalecimiento de las capacidades de predicción de ER, a través de los centros de monitoreo de ER (REMC). En última instancia, tendrá que abordar el desafío más grande, riesgo de contraparte derivadas de DisComs deficitarios (empresas de distribución o servicios públicos). Antes de llegar allí, hay tres pasos específicos que la India puede tomar para ayudar a planificar adecuadamente el crecimiento y la gestión de las energías renovables.
En la actualidad, no existe una agregación de información sobre restricciones, en parte porque puede volverse comercialmente polémica. Al igual que los mandatos de California y publica datos de reducción Regularmente, toda la reducción de ER en India debe clasificarse en dos dimensiones: técnica versus económica, y local versus nivel de sistema / red. (La categorización de California es más compleja, pero refleja las condiciones del mercado que pueden conducir a la autolimitación). Si vemos el experiencia de California en 2017 , un mercado maduro con una excelente estabilidad de la red, encontramos que el exceso de oferta empujó regularmente los precios del mercado mayorista a territorio negativo, y la reducción, predominantemente de energía solar, se midió en miles de megavatios.
Tenga en cuenta que la reducción se puede poner en práctica principalmente para las energías renovables integradas en servicios públicos y a escala de red. Es poco probable que la energía solar en los tejados se reduzca y, ciertamente, el autoconsumo no puede capturarse, pero luego ejerce presión en otros lugares a medida que cae la demanda neta.
Este paso no es solo un ejercicio de contabilidad académica, tendrá implicaciones para los pagos. Si se retira un generador de energía renovable, los contratos en la India se han establecido históricamente de manera que no se les paga a los generadores por la energía que no se entrega. Si se retractan y no entregan por causas ajenas a ellos, deben ser compensados por esto, ya que proyecto de reglamento del MNRE indicar.
Más que simplemente capturar datos sobre la reducción, India necesita marcos justos pero eficientes para compartir la carga de la reducción. Para las plantas a base de carbón, todos los costos variables varían, por lo que existe un mecanismo más fácil para determinar la orden de mérito. Con las plantas solares, todas tienen costos marginales idénticos (cero).
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Si solo se aplicara un criterio de eficiencia técnica para elegir qué plantas de energía reducir, en función de la congestión de la red, las implicaciones de transmisión, etc., entonces es muy posible que un pequeño subconjunto se reduzca de manera desproporcionada. Por el contrario, como relata Michael Davidson en una charla en Brookings India, en los últimos años China optó por difundir el dolor . Socializar tales costos puede ser un mecanismo válido para minimizar el impacto en las plantas seleccionadas.
A largo plazo, una red más fuerte, un almacenamiento barato y la capacidad de cambiar la carga para que coincida con las condiciones de suministro ayudarán a reducir, si no a evitar, las restricciones.
Suponiendo que la ER se trata como una operación obligatoria y nunca se retrocede, sigue siendo importante saber cuánto se produjo realmente, cuándo (y dónde). Esto es distinto de la necesidad de predicciones más estrictas. Los consumidores con energía solar en la azotea y otros desarrolladores de energía renovable quieren saber qué esperar en términos de rendimiento del sistema, lo que afecta su economía, pero la red realmente necesita saber qué está sucediendo no solo por razones económicas sino también operativas.
Si bien es difícil capturar información sobre instalaciones en azoteas, la información sobre implementaciones más grandes (también conocidas como escala de cuadrícula) debe capturarse en un sistema centralizado. Sólo recientemente CEA ha comenzado a recopilar datos de la producción agregada de energía renovable en un mes, un paso adelante, pero no lo suficientemente cerca. Por supuesto, este mismo mandato de capturar datos de producción granulares en el tiempo debe aplicarse a todas las fuentes de energía (con datos históricos, un tablero de mandos ¡no es suficiente!). Si las razones comerciales y de seguridad impiden los datos a nivel de planta, entonces, al menos, los datos agregados deben capturarse y difundirse.
Una vez que modernizamos las operaciones y la política de nuestro sistema de energía para satisfacer los déficits de capacidad en ciertos momentos del día, en lugar de los déficits de energía genéricos, la primera herramienta que necesitamos es señalizar las diferentes condiciones de la red, especialmente según las horas del día. La mayor parte de la energía de la India se negocia sobre la base de acuerdos de compra de energía (PPA), que tratan a toda la energía por igual, mientras que la energía difiere en cuanto a la hora del día (ToD), la previsibilidad, la capacidad de rampa, etc. A medida que aumenta la RE, todo el sistema necesitará más flexibilidad, algo que los PPA tradicionales no ofrecen.
Si bien la transición a sistemas más orientados al mercado llevará tiempo (sin mencionar el desafío de cómo manejar los contratos heredados), la señalización debe variar según las diferentes condiciones de la red para habilitar el tipo correcto de energía. La potencia máxima, o solo operar unas pocas horas al día como máximo, será intrínsecamente más costosa que el carbón de base o las energías renovables oportunistas. Pero tenemos que habilitar tal poder. Dicha señalización también puede impulsar las soluciones de almacenamiento, las redes inteligentes y la gestión dinámica de la carga. Por ejemplo, si los vehículos eléctricos llegarán pronto, no solo su demanda debe extenderse y coincidir con las condiciones de suministro de la red (fuera de pico), sino que idealmente deben coincidir con los períodos de producción de RE para que no exijas más carbón .
En última instancia, ToD tendrá que extenderse a los consumidores minoristas, lo que llevará tiempo y una infraestructura de medición adecuada. Incluso aquí, es más fácil extender ToD a consumidores a granel, que usan energía desproporcionada, por ejemplo, en BESCOM (la empresa de servicios públicos en Bengaluru, Karnataka y sus alrededores), alrededor de 11,000 consumidores de alta tensión representan casi la mitad del consumo. Un punto de partida sigue siendo el ToD para la adquisición (compra) de energía por parte de las empresas de servicios públicos a los generadores.