Sicherstellung der Netzdisziplin: Entwicklungen im Rahmen des Abweichungsausgleichsmechanismus

Dec 14, 2023

Von Rishu Garg, Politikspezialistin, Zentrum für Wissenschafts-, Technologie- und Politikstudien

Die Netzfrequenz weist auf eine Über- oder Unterproduktion von Strom hin, und Abweichungen davon weisen auf ein instabiles Stromnetz hin. Daher kommt der Netzdisziplin eine entscheidende Rolle bei der Gewährleistung der Netzstabilität zu.

Netzdisziplin im indischen Stromsektor

Vor der Einführung des verfügbaren Tarifs (ABT) im Jahr 2002 pumpten Stromerzeuger und staatliche Elektrizitätswerke unreguliert Strom ins Netz und entzogen ihn, was zu großen Frequenzschwankungen führte. ABT ist ein dreiteiliges Tarifsystem (Kapazitätsgebühr, Energiegebühr und außerplanmäßiger Stromaustausch) und zielt darauf ab, die Netzdisziplin durch Anreize und Fehlanreize während des außerplanmäßigen Stromaustauschs (UI) aufrechtzuerhalten. Es trug auch dazu bei, den normalen Netzfrequenzbereich auf 49,5 Hz bis 50,2 Hz zu verkleinern.

Doch selbst nach der Einführung des UI-Mechanismus bezogen die Versorgungsunternehmen weiterhin überschüssigen Strom aus dem Netz, um die Nachfrage der Verbraucher zu befriedigen, und übersahen dabei die Notwendigkeit, eine ausreichende Erzeugung einzuplanen. In ähnlicher Weise griffen die Energieversorgungsunternehmen entweder auf eine Unter- oder Übereinspeisung von Strom zurück und wichen damit von ihren Zeitplänen ab. Sowohl Verteilungs- als auch Erzeugungsunternehmen nutzten die UI-Plattform als De-facto-Handelsplattform, was zu massiven Frequenzabweichungen und schließlich zu einigen großen Netzausfällen im Jahr 2012 führte.

Daher führte die Central Electricity Regulatory Commission (CERC) im Jahr 2014 die Regelungen des Deviation Settlement Mechanism (DSM) ein, um die Netzdisziplin und -sicherheit zu verbessern. Im Rahmen des DSM wurden strenge Volumengrenzen für Über-/Unterentnahme und Über-/Untereinspeisung von Strom festgelegt und bei Verstößen wurden zusätzliche Abweichungsgebühren eingeführt. Außerdem wurde das Betriebsfrequenzband weiter verschärft (auf 49,7–50,1 Hz) und die zu entrichtenden Abweichungsentgelte unter Berücksichtigung des verbesserten Frequenzprofils des Netzes angepasst.

DSM-Vorschriften und Änderungen

Gemäß den am 17. Februar 2014 in Kraft getretenen Vorschriften sollten an Staaten zu zahlende oder von Staaten zu fordernde Gebühren über einen gemeinsamen DSM-Pool verwaltet werden. Der Mechanismus bestand aus drei Grundkomponenten:

Für Wind- und Solargeneratoren wurden die Abweichungsentgelte auf der Grundlage von Abweichungen vom Zeitplan zu einem im Stromabnahmevertrag festgelegten Festsatz berechnet. Eine Abweichung von +/- 15 Prozent von der verfügbaren Kapazität war zulässig.

Im Laufe der Jahre wurden diese Vorschriften mehrfach geändert. Mit der ersten Novelle im Dezember 2014 wurden Grenzwerte für Unterentnahme/Übereinspeisung für Frequenzen von 50,1 Hz und mehr und für Überentnahme/Untereinspeisung für Frequenzen unter 49,7 Hz hinzugefügt, während die zweite Novelle im August 2015 Wind- und Solargeneratoren ausdrücklich von Abweichungen bei den Volumengrenzen ausnahm. Mit der dritten Änderung vom Mai 2016 wurden die Mengengrenzen für Unterentnahme/Übereinspeisung für Wind- und Solargeneratoren angesichts der intermittierenden und variablen Natur dieser Quellen weiter gelockert.

Der Ausbau des Stromnetzes erfordert, dass die Netzfrequenz in einem zulässigen Bereich liegt, um Störfällen standzuhalten und einen Netzzusammenbruch/-ausfall zu vermeiden. So brachte die vierte Änderung der DSM-Vorschriften im Januar 2019 wesentliche Änderungen mit sich und verschärfte das Frequenzband weiter auf 49,85–50,05 Hz. Außerdem wurden die Abweichungsgebühren für Abweichungen unter einer Frequenz von 49,85 Hz auf 800 Paise pro Einheit gesenkt (von 824 Paise pro Einheit im Jahr 2014), und für eine Frequenz von 50,05 Hz oder mehr wurden keine Gebühren erhoben.

Für Abweichungen bei der 50-Hz-Frequenz wurden die Gebühren an eine dynamische Marktpreisgestaltung gekoppelt, die auf dem täglichen durchschnittlichen Gebietsräumungspreis (ACP) mit einem Höchstpreis von 800 Paise pro Einheit basierte. Der Käufer/Verkäufer musste das Vorzeichen seiner Abweichung vom Zeitplan mindestens alle sechs Zeitblöcke (vorher 12 Zeitblöcke) ändern, um eine kontinuierliche Abweichung in eine Richtung (positiv oder negativ) zu vermeiden. Während es früher keine zusätzlichen Gebühren für Schilderverstöße gab, führte die vierte Änderung eine zusätzliche Gebühr in Höhe von 20 Prozent des täglichen Basis-DSM ein, der für jeden Verstoß zu zahlen/zu fordern war.

Im Mai 2019 empfahl das CERC eine fünfte Änderung, um die technischen und kommerziellen Hindernisse zu verringern, mit denen die Beteiligten bei der Umsetzung der Vorschriften konfrontiert sind. Dabei gibt es zwei neue Abweichungsgebühren: Tagesbasis-DSM (Summe der Abweichungsgebühren für alle Zeitblöcke an einem Tag, ohne zusätzliche fällige oder zu erwartende Gebühren) und Zeitblock-DSM (Abweichungsgebühr für einen bestimmten Zeitraum an einem Tag, der fällig ist). (ohne zusätzliche Gebühren) erhoben wurden. Die wichtigste Änderung war die Einführung von Umleitungsgebühren, die im Falle eines Verstoßes gegen den Vorzeichenwechsel zu zahlen sind. Durch die Änderung wurde die Dauer des Vorzeichenwechsels bis zum 31. März 2020 auf 12 Zeitblöcke geändert. Die zusätzlichen Abweichungsgebühren wurden auf 10 Prozent der Abweichungsgebühr eines Zeitblocks festgelegt. Über dieses Datum hinaus sollte die Dauer auf sechs Zeitblöcke beschränkt bleiben, mit entsprechenden Änderungen der zusätzlichen Abweichungsentgelte basierend auf bestimmten Zeitblöcken. Darüber hinaus wurde für einen solchen Verstoß ein Toleranzbereich von ± 10 MW zugelassen. Diese Bestimmung des Vorzeichenwechsels galt nicht für Erzeuger erneuerbarer Energien.

DSM-Bestimmungen 2022

Mit dem Hauptziel, die Abweichungsgebühren und das Frequenzband zu entkoppeln, traten die Verordnungen 2022 DSM im Dezember 2022 in Kraft und hoben die Verordnungen von 2014 auf. Das CERC stellte fest, dass frequenzabhängige Preisarbitrage ohne große Frequenzabweichungen möglicherweise kein guter Indikator für die Entstehung von Überschüssen/Defiziten ist. Darüber hinaus könnte sich mit der Einführung zentraler Systemdienstleistungsvorschriften ein dezentraler Mechanismus zur Frequenzkontrolle als kontraproduktiv erweisen.

Die DSM-Verordnung 2022 sah daher vor, dass alle Käufer und Verkäufer ihre Zeitpläne einhalten und der Netzbetreiber etwaige Abweichungen durch Hilfsdienste bewältigt. In den Vorschriften wurde außerdem vorgeschlagen, dass die normalen Abweichungsentgelte für einen Zeitblock dem höchsten Wert des gewichteten durchschnittlichen ACP der Day-Ahead-Marktsegmente (DAM) oder Echtzeitmarktsegmente (RTM) aller Strombörsen oder dem gewichteten Durchschnitt entsprechen Nebenleistungsentgelt aller Regionen für diesen Zeitblock. Den Erzeugern (mit Ausnahme von Laufwasserkraftwerken, Siedlungsabfallkraftwerken, Wind- und Solarkraftwerken) wurde während eines Zeitblocks eine Abweichung von bis zu 2 Prozent Übereinspritzung gestattet, darüber hinaus musste der Erzeuger zusätzliche Abweichungsgebühren in Höhe von zahlen 10 Prozent der normalen Abweichungsgebühren. Bei einer Untereinspeisung von bis zu 2 Prozent während eines Zeitblocks würden die Erzeuger Abweichungsgebühren zum normalen Satz zahlen, bei mehr als 2 Prozent würden sie 110 Prozent der normalen Abweichungsgebühren zahlen.

Die Wind- und Solargeneratoren müssen keine Abweichungsgebühren für Übereinspeisung zahlen. Im Falle einer Untereinspeisung sind sie bis zu einer Abweichung vom Fahrplan von 10 Prozent (reduziert vom derzeitigen Abweichungsbereich von (+/-) 15 Prozent), jedoch bei Abweichungen über 10 Prozent von der Gebühr befreit müssen die Erzeuger Abweichungsgebühren in Höhe von 10 Prozent der während dieses Zeitraums geltenden normalen Abweichungsgebühren zahlen.

Am 26. Dezember 2022, also innerhalb von zwei Wochen nach Einführung der DSM-Verordnung 2022, kam es im Netz jedoch zu massiven Frequenzschwankungen, was die Unzulänglichkeit der Systemressourcen zur Unterstützung des Netzes offenbarte. Daher forderte das CERC die Staaten auf, im Voraus ausreichende Ressourcen zu beschaffen, um der Nachfrage gerecht zu werden, und langfristige und kurzfristige Pläne zur Ressourcenadäquanz zu entwickeln sowie Reservemargen (PRMs) für Eventualfälle zu planen. Außerdem wurde festgestellt, dass die Abweichungsgebühren nach Inkrafttreten der Vorschriften von 2022 bis zu 40 Rupien pro kWh betragen, was auf die hohen Kosten der im betreffenden Zeitraum bereitgestellten Hilfsdienste zurückzuführen ist. Um das Problem anzugehen, hat das CERC in seinen Richtlinien vom 6. Februar 2023 den normalen Satz der Abweichungsgebühren auf 12 Rupien pro kWh begrenzt. Die Abweichungsgebühren gemäß der Verordnung von 2022 wurden beibehalten, es wurden jedoch zwei neue Kategorien (Wind-Solar-Generator auf Basis der Windressourcen und Wind-Solar-Generator auf Basis von Solar- oder Wind-Solar-Hybrid) eingeführt. Durch die neuen Richtlinien wurden auch die monetären Anreize für Frequenzabweichungen erhöht.

Um die Beteiligung von Erzeugern mit hohen variablen Kosten (z. B. importierte RLNG- und Naphtha-Gasanlagen, importierte Kohlekraftwerke und Batterieenergiespeichersysteme) zu erleichtern, führte das CERC anschließend am 16. Februar 2023 das Hochpreis-Tagesmodell ein. Ahead-Markt (HP-DAM) im integrierten DAM-Segment. Die Preisobergrenze für HP-DAM wurde auf 20 Rupien pro kWh und für andere Marktsegmente auf 10 Rupien pro kWh angepasst. Um die Netzsicherheit zu gewährleisten und Fehlverhalten aufgrund des neuen HP-DAM-Segments zu vermeiden, hat das CERC in seinen neuesten Richtlinien vom 9. April 2023 mitgeteilt, dass die normale Abweichungsgebühr für einen Zeitblock höher sein würde als der gewichtete durchschnittliche ACP der DAM- oder RTM-Segmente aller Strombörsen für diesen Zeitblock. Für Verkäufer, deren Gebote im HP-DAM abgewickelt werden, betragen die Abweichungsgebühren für Untereinspeisung den höchsten gewichteten durchschnittlichen ACP der HP-DAM-, DAM- oder RTM-Segmente aller Strombörsen für die im HP-DAM verkaufte Strommenge.

Der Weg nach vorn

Während die DSM-Vorschriften zur Aufrechterhaltung des Netzgleichgewichts und der Netzstabilität beigetragen haben, sind mit der zunehmenden Durchdringung variabler erneuerbarer Energien genaue Prognosen und Zeitpläne von entscheidender Bedeutung geworden. Dies sollte durch den Kapazitätsaufbau und die Schulung von Stromnetzbetreibern und technischem Personal zu neuen Technologien und Entwicklungen im Prognose- und Planungsbereich ergänzt werden. Da Strom ein konkurrierendes Thema ist, hat jeder Staat im Rahmen des DSM seine eigenen Ziele/Abweichungsgebühren festgelegt. Allerdings kann die Vereinheitlichung der Strafen und Anreize im Zusammenhang mit den DSM-Vorschriften zwischen den Bundesstaaten eine einheitliche Umsetzung ermöglichen.