Garantir la discipline du réseau : développements dans le cadre du mécanisme de règlement des écarts

Dec 14, 2023

Par Rishu Garg, spécialiste des politiques, Centre d'étude des sciences, de la technologie et des politiques

La fréquence du réseau indique la surproduction ou la sous-production d'énergie électrique, et les écarts de celle-ci signifient un réseau de système d'alimentation instable. Par conséquent, la discipline du réseau a un rôle crucial à jouer pour assurer la stabilité du réseau.

Discipline du réseau dans le secteur électrique indien

Avant l'introduction du tarif basé sur la disponibilité (ABT) en 2002, les producteurs d'électricité et les offices publics d'électricité pompaient et retiraient de l'électricité du réseau de manière non réglementée, provoquant d'importantes fluctuations de fréquence. Un système tarifaire en trois parties (charge de capacité, charge d'énergie et échange d'électricité non programmé), ABT visait à maintenir la discipline du réseau par des incitations et des mesures dissuasives lors des échanges d'électricité non programmés (UI). Cela a également contribué à resserrer la plage de fréquences de fonctionnement normale du réseau à 49,5 Hz-50,2 Hz.

Cependant, même après l'introduction du mécanisme d'assurance-chômage, les services publics de distribution ont continué à puiser l'électricité excédentaire du réseau pour répondre à la demande des consommateurs et ont négligé la nécessité de planifier une production suffisante. De même, les services publics de production ont eu recours à la sous-injection ou à la surinjection d'électricité, s'écartant de leurs programmes. Les services publics de distribution et de production ont utilisé la plate-forme d'interface utilisateur comme plate-forme de négociation de facto, ce qui a entraîné des excursions de fréquence massives et finalement des pannes de réseau importantes en 2012.

Ainsi, en 2014, la Commission centrale de réglementation de l'électricité (CERC) a introduit la réglementation du mécanisme de règlement des écarts (DSM) pour améliorer la discipline et la sécurité du réseau. Dans le cadre du DSM, des limites de volume strictes pour les dépassements/sous-prélèvements et les sur/sous-injections d'électricité ont été fixées, et des frais de déviation supplémentaires ont été introduits pour toute infraction. La bande de fréquence opérationnelle a également été resserrée (à 49,7-50,1 Hz) et les redevances de déviation à payer ont été révisées, en gardant à l'esprit l'amélioration du profil de fréquence du réseau.

Réglementations et modifications DSM

En vertu de la réglementation entrée en vigueur le 17 février 2014, les charges payables ou à recevoir par les États devaient être gérées via un pool DSM commun. Le mécanisme comportait trois éléments de base :

Pour les générateurs éoliens et solaires, les redevances d'écart ont été calculées sur la base des écarts par rapport au calendrier à un taux fixe défini dans leur contrat d'achat d'électricité. Un écart de +/- 15 % par rapport à la capacité disponible était autorisé.

Au fil des ans, ces règlements ont subi diverses modifications. Le premier amendement de décembre 2014 a ajouté des limites de sous-extraction/surinjection pour les fréquences de 50,1 Hz et plus, et de sur-extraction/sous-injection pour les fréquences inférieures à 49,7 Hz, tandis que le deuxième amendement d'août 2015 a spécifiquement exempté les générateurs éoliens et solaires des écarts sur les limites de volume. Le troisième amendement de mai 2016 a encore assoupli les limites de volume de sous-prélèvement/surinjection pour les générateurs éoliens et solaires, compte tenu de la nature intermittente et variable de ces sources.

L'expansion du réseau du système électrique nécessite que la fréquence du réseau soit dans une plage autorisée afin de résister aux imprévus et d'éviter l'effondrement/la panne du réseau. Ainsi, le quatrième amendement de la réglementation DSM en janvier 2019 a apporté des changements majeurs, resserrant encore la bande de fréquence à 49,85-50,05 Hz. De plus, les frais de déviation pour les déviations inférieures à une fréquence de 49,85 Hz ont été réduits à 800 paise par unité (contre 824 paise par unité en 2014) et pour une fréquence égale ou supérieure à 50,05 Hz, aucun frais n'était applicable.

Pour les déviations à une fréquence de 50 Hz, les redevances étaient liées à une tarification dynamique du marché basée sur le prix moyen quotidien de compensation de zone (ACP) avec un prix plafond de 800 paise par unité. L'acheteur/vendeur était tenu de changer le signe de son écart par rapport au calendrier au moins une fois tous les six blocs de temps (auparavant 12 blocs de temps) pour contourner une divergence continue dans une direction (positive ou négative). Bien qu'il n'y ait pas eu de frais supplémentaires pour violation de panneau auparavant, le quatrième amendement imposait des frais supplémentaires équivalant à 20 % de la base quotidienne de DSM payable/recevable pour chaque violation.

En mai 2019, le CERC a recommandé un cinquième amendement pour réduire les obstacles techniques et commerciaux rencontrés par les parties prenantes dans la mise en œuvre de la réglementation. Alors que deux nouveaux frais de déviation: DSM de base quotidienne (somme des frais de déviation pour tous les blocs de temps d'une journée, à l'exclusion des frais supplémentaires dus ou à recevoir) et DSM de bloc de temps (frais de déviation pour une période de temps particulière dans une journée qui est due ou payable, à l'exclusion des frais supplémentaires) ont été introduits. Le principal changement a été l'introduction de frais de déviation payables en cas de violation de changement de signe. L'amendement a révisé la durée du changement de panneau à 12 tranches horaires jusqu'au 31 mars 2020. Les frais de déviation supplémentaires ont été fixés à 10 % des frais de déviation d'une tranche horaire. Au-delà de cette date, la durée devait être maintenue à six tranches horaires, avec des modifications correspondantes des frais d'écart supplémentaires basés sur des tranches horaires spécifiques. En plus de ce qui précède, une plage de tolérance de ± 10 MW était autorisée pour une telle violation. Cette disposition de changement de signe ne s'appliquait pas aux producteurs d'énergie renouvelable.

Règlement DSM 2022

Avec pour objectif principal de dissocier les redevances de déviation et la bande de fréquences, le Règlement DSM 2022 est entré en vigueur en décembre 2022, abrogeant le règlement de 2014. Le CERC a observé que l'arbitrage des prix lié à la fréquence n'est peut-être pas un bon indicateur de la génération d'excédent/déficit en l'absence d'écarts de fréquence importants. En outre, avec l'introduction d'une réglementation centralisée des services auxiliaires, un mécanisme décentralisé de contrôle des fréquences pourrait s'avérer contre-productif.

Le règlement DSM 2022 stipulait donc que tous les acheteurs et vendeurs respecteraient leurs horaires et que l'opérateur du système gérerait tout écart par le biais de services auxiliaires. La réglementation proposait en outre que les frais d'écart normaux pour un bloc horaire soient égaux au plus élevé entre l'ACP moyen pondéré des segments du marché journalier (DAM) ou du marché en temps réel (RTM) de toutes les bourses d'électricité ou la moyenne pondérée des frais de service auxiliaire de toutes les régions pour ce bloc horaire. Les générateurs (autres que les centrales au fil de l'eau, les déchets solides municipaux, les éoliennes et les solaires) avaient droit à un écart allant jusqu'à 2 % de surinjection pendant une période, au-delà de laquelle le générateur paierait des frais d'écart supplémentaires au taux de 10 % des frais d'écart normaux. Pour une sous-injection jusqu'à 2 % pendant une tranche horaire, les producteurs paieraient des frais d'écart au taux normal, tandis qu'au-delà de 2 % ils paieraient 110 % des frais d'écart normaux.

Les générateurs éoliens et solaires n'auront pas à payer de frais de déviation pour surinjection. En cas de sous-injection, ils seront exonérés de redevances jusqu'à un écart de 10 % (réduit de la plage d'écart actuelle de (+/-) 15 %) par rapport au programme, mais pour les écarts supérieurs à 10 %, les producteurs devront payer des redevances d'écart égales à 10 % des redevances d'écart normales applicables pendant cette tranche horaire.

Cependant, le 26 décembre 2022, dans les deux semaines suivant l'introduction du règlement DSM 2022, le réseau a connu des fluctuations de fréquence massives, révélant l'insuffisance des ressources du système pour soutenir le réseau. Par conséquent, le CERC a demandé aux États de se procurer à l'avance des ressources adéquates pour répondre à la demande et d'élaborer des plans d'adéquation des ressources à long et à court terme, ainsi que des marges de réserve de planification (PRM) pour les imprévus. De plus, après la réglementation de 2022, les frais de déviation ont été observés jusqu'à Rs 40 par kWh, en raison du coût élevé des services auxiliaires déployés pendant la tranche horaire concernée. Pour résoudre le problème, le CERC, dans ses directives du 6 février 2023, a plafonné le taux normal des frais de déviation à 12 roupies par kWh. Les redevances de déviation prévues par la réglementation 2022 ont été conservées mais deux nouvelles catégories (générateur éolien-solaire basé sur la ressource éolienne et générateur éolien-solaire basé sur le solaire ou hybride éolien-solaire) ont été introduites. Les nouvelles directives ont également augmenté les incitations monétaires pour les écarts de fréquence.

Par la suite, pour faciliter la participation des producteurs à coûts variables élevés (tels que les centrales à gaz RLNG et naphta importées, les centrales à charbon importées et les systèmes de stockage d'énergie par batterie), le 16 février 2023, le CERC a introduit le marché journalier à prix élevé (HP-DAM) dans le segment DAM intégré. Il a révisé le plafond de prix pour HP-DAM à Rs 20 par kWh et pour les autres segments de marché à Rs 10 par kWh. Pour assurer la sécurité du réseau et éviter toute mauvaise pratique en raison du nouveau segment HP-DAM, le CERC, dans ses dernières directives du 9 avril 2023, a notifié que le taux normal des frais de déviation pour une tranche horaire serait supérieur à l'ACP moyen pondéré des segments DAM ou RTM de toutes les bourses d'électricité pour cette tranche horaire. Pour les vendeurs dont les offres ont été approuvées dans HP-DAM, les frais d'écart pour sous-injection seraient les plus élevés de l'ACP moyen pondéré des segments HP-DAM, DAM ou RTM de toutes les bourses d'électricité sur le quantum d'électricité vendu dans le HP-DAM.

La voie à suivre

Alors que les réglementations DSM ont contribué à maintenir l'équilibre et la stabilité du réseau, avec la pénétration accrue des énergies renouvelables variables, des prévisions et une programmation précises sont devenues cruciales. Cela devrait être complété par le renforcement des capacités et la formation des opérateurs de systèmes électriques et du personnel technique sur les nouvelles technologies et les développements dans le domaine de la prévision et de la programmation. Étant donné que l'électricité est un sujet concurrent, chaque État a défini ses propres objectifs/frais d'écart dans le cadre du DSM. Cependant, l'uniformisation entre les États des sanctions et des incitations liées aux réglementations DSM peut permettre une mise en œuvre cohérente.