La tarifa basada en la disponibilidad (ABT) es un mecanismo de fijación de precios basado en la frecuencia que se aplica en la India para las transacciones de energía eléctrica no programadas. El ABT se enmarca en los mecanismos del mercado eléctrico para cobrar y regular la energía para lograr la estabilidad de la red a corto y largo plazo, así como incentivos y desincentivos para los participantes de la red contra las desviaciones en los suministros comprometidos, según sea el caso. [1]
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/9/90/Electricity_Grid_Schematic_English.svg/200px-Electricity_Grid_Schematic_English.svg.png)
Introducción
El Mecanismo ABT en el sector de la electricidad en la India se adoptó desde el año 2000 y en algunos otros países para fijar el precio de la energía a granel entre varias partes interesadas. ABT se preocupa por la estructura de tarifas para la energía a granel y tiene como objetivo generar más responsabilidad y rendición de cuentas en la generación y el consumo de energía a través de un esquema de incentivos y desincentivos. Según la notificación, ABT se hizo inicialmente aplicable solo a las centrales generadoras que tienen más de un SEB / Estado / Territorio de la Unión como su beneficiario. A través de este esquema, la Comisión Reguladora de Electricidad Central (CERC) espera mejorar la calidad de la energía y reducir las siguientes tendencias disruptivas en el sector de la energía:
- Desviaciones inaceptablemente rápidas y de alta frecuencia (desde 50 Hz) que causan daños e interrupciones a los consumidores industriales a gran escala
- Alteraciones frecuentes de la red que provocan el disparo de generadores, cortes de energía y desintegración de la red eléctrica.
El esquema ABT ahora se ha ampliado para cubrir también los sistemas intraestatales. [2] La generación de energía o la capacidad de la red ha aumentado sustancialmente en los últimos quince años, especialmente después de la Ley de Electricidad de 2003 mediante la introducción de la competencia y la disociación de los servicios públicos integrados verticalmente (SEB) en entidades separadas a cargo de la generación de electricidad , la transmisión de electricidad y la distribución de electricidad. . La desregulación y la competencia han facilitado la participación del sector privado a gran escala en la generación, transmisión y distribución de electricidad. Últimamente, el sector eléctrico indio se está transformando de un déficit perenne a un excedente de disponibilidad de electricidad. [3] El volumen de electricidad comprada que no pudo transmitirse a los compradores debido a la congestión de las líneas de transmisión es solo el 0,3% de la electricidad total consumida en el ejercicio económico 2013-14. [4] Significa que el déficit energético real en la India es inferior al 1%, excluyendo la demanda de electricidad a precios inferiores. El mecanismo ABT / DSM necesita mejoras para abordar los requisitos de todas las partes interesadas (incluidos los consumidores finales de electricidad) para fomentar la generación / tarifa de electricidad de menor costo basada en la demanda frente a la disponibilidad en la red. [5] [6] Existe la necesidad de una Organización de Confiabilidad Eléctrica bien representada para involucrar a todos los participantes de la red en la elaboración de pautas para la operación y acreditación del sistema de energía que actualmente está a cargo de la CEA
Los compradores de energía a granel pueden comprar electricidad a diario a corto, medio y largo plazo en la subasta electrónica inversa . [7] En la subasta electrónica inversa, se aplica una tarifa basada en la disponibilidad / Mecanismo de liquidación de desviaciones (DSM) para liquidar los compromisos incumplidos por parte de los vendedores o compradores de electricidad [8] [9] Los precios de la electricidad negociados en el marco de la subasta electrónica inversa están lejos menores que los precios acordados en los acuerdos bilaterales. [10] [11]
Para aquellos generadores de energía que han celebrado acuerdos de compra de energía (PPA) con Discoms y no necesitan participar en el mercado diario (DAM) diariamente, el orden jerárquico entre los generadores de energía en un estado se llama generación de energía por orden de mérito donde el menor El productor de electricidad de costo de generación variable se selecciona entre los generadores disponibles para mantener la frecuencia normal de la red. [12] IEX también está implementando operaciones en tiempo real las 24 horas del día o operaciones con una hora de anticipación, lo que se encargará de la dinámica del mercado intradía. [13] El Gobierno de la India también permitió el comercio de electricidad en bolsas con contratos a plazo y derivados. [14]
La subasta inversa no es un mecanismo perfecto de descubrimiento de precios o un acoplamiento de mercado equilibrado donde el precio único es aplicable a todos los comerciantes cuando no hay restricciones de transmisión. [15] Sin embargo, cuando la demanda es ligeramente superior a la oferta, el precio descubierto por el mercado (Rs / KWh) subiría abruptamente y viceversa. Cuando existe una limitación de transmisión para exportar energía a una región, la diferencia entre los precios descubiertos en el mercado de las diferentes regiones es irrazonablemente alta. En la subasta inversa, los compradores pagan un precio muy alto / KWh (muchas veces más que el costo de la energía de los grupos electrógenos diésel) por las compras incrementales.
Detalles ABT
- ¿Qué es la disponibilidad?
Disponibilidad , a los efectos de la orden ABT, significa la disposición de la estación generadora para entregar salida ex-bus expresada como un porcentaje de su capacidad nominal ex-bus (MCR) . La electricidad es un bien cuyo costo de almacenamiento es mayor que su costo de producción. El método más económico para la generación, transmisión y distribución de electricidad es la producción justo a tiempo, donde la disponibilidad y confiabilidad de todo el sistema será muy alta para satisfacer la demanda de electricidad impredecible minuto a minuto.
- ¿Cómo se calcula la disponibilidad?
La disponibilidad de la estación de generación térmica para cualquier período será la relación porcentual de la capacidad de envío (SOC) promedio para todos los bloques de tiempo durante ese período y el MCR / SOC nominal de la estación de generación. El SAIDI (Índice de duración promedio de interrupción del sistema) se usa comúnmente como un indicador de confiabilidad por las empresas de energía eléctrica.
- ¿Es la red eléctrica unificada de la India, una red inteligente ?
Durante el año fiscal 2014-15, se suministró 1,043 mil millones de KWh de electricidad (tres veces la de National Grid ) y se alcanzó la carga pico máxima de 138,215 MW. [16] La capacidad total de generación instalada es de 267,637 MW al final del año fiscal 2014-15. Su tamaño es de escala global comparable solo con la red de la UE , la red NERC , la red eléctrica de China y la red eléctrica rusa . [17] Sin embargo, la red de la India carece de las características básicas de una red inteligente para un uso óptimo de sus recursos desplegados. [18]
- ¿Cuáles son los criterios de eficacia de una red inteligente?
Generalmente, el 10% superior de la carga máxima diaria no restringida (MW) persiste solo durante el 1% (15 minutos) de la duración total y su participación energética (MWHr) es del orden del 0,2% de la energía diaria suministrada. En lugar de generar esta potencia adicional sustancial durante un período breve, se puede implementar el deslastre de carga selectivo automático en consumidores a granel que posean una instalación de energía de reserva para eliminar los picos de carga sin inconvenientes para la mayoría de los consumidores. [19] [20] Alternativamente, las plantas de energía cautivas en funcionamiento comienzan a alimentar a la red al interrumpir el suministro de energía cautiva hasta un máximo de 30 minutos de duración. Se pagaría al generador de reserva / propietario cautivo de energía por proporcionar servicios auxiliares de reserva de red .
Con una capacidad instalada de una combinación adecuada de carga base y capacidad de generación de carga variable (excluyendo la utilización de baja capacidad o la energía secundaria o el tipo de carga negativa a diario, como solar, eólica, etc. sin almacenamiento) equivalente a la carga máxima anual no restringida, el La red inteligente más eficaz y económica deberá poder atender una carga / demanda sin restricciones de duración superior al 99 % a diario con un funcionamiento 100% estable de la red. [21] [22] El objetivo de la red inteligente es suministrar la electricidad necesaria a un coste óptimo con fiabilidad para los consumidores finales. [23]
Planificación
- Cada día de 24 hrs a partir de las 00.00 horas se dividirá en 96 bloques de tiempo de 15 minutos cada uno.
- Cada central debe hacer una declaración anticipada de su capacidad de generación en términos de MWh de entrega ex-bus para cada bloque de tiempo del día siguiente. Además, en el caso de las centrales hidroeléctricas también se declarará el total de MWh ex-bus que realmente se pueden entregar durante el día. Éstos constituirán la base de la programación de la generación.
- Al declarar la capacidad, el generador debe asegurarse de que la capacidad durante las horas pico no sea menor que durante otras horas.
- La programación mencionada anteriormente debe estar de acuerdo con los procedimientos operativos vigentes.
- Con base en la declaración anterior, el Centro Regional de Despacho de Carga (RLDC) comunicará a los distintos beneficiarios sus respectivas cuotas de capacidad disponible.
- Luego de que los beneficiarios entreguen su solicitud de energía con base en los cronogramas de generación, el RLDC preparará los cronogramas de generación y los cronogramas de extracción para cada bloque de tiempo, teniendo en cuenta las limitaciones técnicas y de transmisión.
- El programa de generación real se cuantificará ex-bus, mientras que para los beneficiarios, las retiradas programadas se cuantificarán en sus respectivos puntos de recepción.
- Para el cálculo del calendario de retiros de los beneficiarios, las pérdidas de transmisión se repartirán en proporción a sus retiros.
- En caso de interrupción forzada de una unidad, o en caso de cuello de botella en la transmisión, RLDC revisará los horarios. Los horarios revisados entrarán en vigencia a partir del 4º bloque de tiempo, contando el bloque de tiempo en el que el generador avisa la revisión, como el 1º.
- También está permitido que los generadores y los beneficiarios revisen sus horarios durante un día, pero tales revisiones serán efectivas solo a partir del sexto bloque de tiempo calculado de la manera ya establecida.
Características ABT
- ABT genera una disciplina de red mejorada
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/d/d1/Consumer_category-wise_electricity_tariff.png/220px-Consumer_category-wise_electricity_tariff.png)
- Energía económicamente viable con precios adecuados
- Fomentar la competencia y la eficiencia
- Fomentar el uso de Despacho de órdenes de mérito / Despacho económico en India.
- Abordar los problemas de perturbación de la red
- Jugar y evitar lo mismo
- Requiere medidores especiales, medición remota con protocolos abiertos y mecanismos de comunicación para leer medidores a tiempo
- Software que es completo para hacer cálculos, abordar problemas regulatorios y modificaciones según los diferentes requisitos de la Comisión Reguladora.
- Opciones de interfaz para varias partes interesadas en el mecanismo ABT en línea para permitir una implementación efectiva y beneficios para todos * Capacidad de los productores de energía para poder controlar su costo de producción, así como flexibilidad en las operaciones
Inconvenientes de ABT
![](http://wikiimg.tojsiabtv.com/wikipedia/commons/thumb/9/90/Reservepower.png/320px-Reservepower.png)
- Según el procedimiento DSM / UI, los incentivos y las penalizaciones a los participantes de la red se cobran en función de la frecuencia media de la red en un bloque de tiempo de 15 minutos de duración. [25] [26] Durante un bloque de tiempo, es normal que la frecuencia supere la frecuencia nominal de 50 Hz y descienda por debajo de la frecuencia nominal, ya que el número de excursiones de frecuencia por encima de 50 Hz es superior a 100 en un día. [27] Así, la frecuencia promedio en un bloque de tiempo permanece cercana a los 50 Hz sin brindar mucho beneficio en la tarifa UI aplicable para un Discom que está consumiendo el excedente de energía disponible en la red o generadores con programación válida que está reduciendo la generación cuando la frecuencia está por encima de 50 Hz. De manera similar, los generadores y Discom que no se adhieren a la disciplina de la red no son penalizados con una tarifa de UI que exceda la tarifa normal cuando se usa la frecuencia de red promedio en un bloque de tiempo para fijar los cargos de UI / DSM. Además, cada bloque de tiempo debe separarse en dos partes para la aplicación de los cargos por UI. Uno para la duración de la frecuencia es superior a 50 Hz, cuya frecuencia media se considera para fijar los cargos de UI / DSM para consumir el exceso de energía en la red o reducir el exceso de generación de energía. Otro para la duración de la frecuencia es inferior a 50 Hz, cuya frecuencia media se considera para fijar las cargas de UI / DSM para reducir la sobrecarga y fomentar la generación de energía adicional.
- Siempre que los alimentadores de distribución de una subestación se enciendan después de una avería o un corte de energía programado, debe hacerse solo cuando la frecuencia de la red sea superior a 50 Hz, de modo que no provoque una caída pronunciada de la frecuencia. El número total de alimentadores que se encienden en un día es sustancial a nivel nacional para provocar un aumento de la carga (≥ 500 MW) en la red y provocar amplias fluctuaciones.
- Los incentivos y desincentivos son prefijados (anualmente / periódicamente) por el regulador de electricidad (CERC) para la variación en la frecuencia de la red que puede no reflejar la situación real temporal y espacialmente en el día a día. Es necesario que los participantes de la red (generadores, discom, transcos y consumidores finales) decidan la tarifa de la electricidad en el día a día para lograr un mayor ajuste. [5] Para corregir estas anomalías, CERC ha propuesto la compra y venta del 100% de la energía producida en el mercado diario. [28] [29]
- El mecanismo ABT tiene como objetivo mantener la frecuencia de la red a 50 Hz, pero no permite que los participantes de la red decidan la frecuencia óptima dentro de la banda de frecuencia permitida (por ejemplo, 49,20 a 50,80 Hz) en el día a día. [5] [30] Esto es necesario para no imponer cortes de energía / deslastre de carga adicionales cuando la frecuencia está dentro de los límites de variación seguros. [26]
- El operador del sistema de transmisión (TSO) está obligado a proporcionar acceso de transmisión no discriminatorio a los generadores y consumidores de electricidad con el fin de promover la competencia. El mecanismo ABT no pone a la par a todos los participantes de la red, ya sea en propiedad del sector privado o central o del sector estatal. [31] El mecanismo ABT no alienta a instalar las unidades generadoras en lugares ventajosos para ofrecer electricidad al menor costo a los consumidores finales de electricidad. [5] El mecanismo ABT es adecuado en una red eléctrica que sufre una escasez constante de energía para evitar sobrecargas, pero no es adecuado para la red con generación de electricidad excedente con responsabilidad no discriminatoria. [32] El reglamento de la CERC sobre operaciones de servicios auxiliares permite que solo las centrales eléctricas interestatales presten estos servicios, lo que es discriminatorio al no permitir el resto de los generadores de electricidad. [33]
- Cada estado está llevando a cabo una gestión de carga de forma independiente para evitar el sobregiro de otros estados mediante el uso de una combinación de fuentes de generación (p. Ej., Energía hidroeléctrica o plantas de energía pico) para cumplir con sus compromisos de consumo de energía en un período de 15 minutos en el mecanismo ABT. Por lo tanto, las centrales hidroeléctricas están terminando por atender la carga base en lugar de la carga máxima en los meses sin monzón también (por ejemplo, Kerala, Karnataka, Telangana, HP, J&K, Uttarakhand, etc.). [34] TSO es responsable de garantizar la provisión de reservas (incluida la reserva giratoria para plantas de energía de carga base al operar en modo de seguimiento de frecuencia con límites de generación superior e inferior) que permitirán contingencias repentinas al determinar la combinación óptima de estaciones generadoras y reserva proveedores para cada bloque comercial de la red. [35] [36] Las centrales hidroeléctricas disponibles en una región / red deben usarse para atender la carga pico solo a nivel regional / nacional. El uso de centrales hidroeléctricas para atender la carga máxima mejoraría la capacidad de carga máxima de una red regional / nacional y mantendría una frecuencia de red segura y la estabilidad de la red. La duración de 24 horas de un día debe dividirse en cuatro partes solamente (es decir, período de carga máxima durante el día, período de carga máxima durante el día, período de carga máxima durante la noche y período de carga máxima durante la noche) en lugar de 96 períodos de 15 minutos para establecer comercialmente la potencia. transacciones para atender mejor los requisitos de carga máxima dentro del rango de frecuencia seguro.
- Muchas centrales eléctricas de turbinas de gas no funcionan debido a la constante escasez de gas natural. [37] Recientemente, muchos equipos de GD (tamaños grandes y medianos) también están inactivos durante todo el año debido a una mejor disponibilidad de energía de la red. [38] Alternativamente, estas unidades de generación de energía se pueden utilizar para el servicio de reserva de la red, ya sea con combustibles líquidos / gaseosos cuando hay un disparo inesperado de las centrales eléctricas en funcionamiento (cinco nodos de estaciones de 660 MW en una corta duración) o un disparo de alta línea de transmisión de voltaje para evitar que la red funcione por debajo del límite seguro. [39] [40] Esto también permitiría que todas las líneas de transmisión disponibles estén en servicio a su máxima capacidad sin la necesidad de mantener una capacidad de reserva n + 1 para hacer frente a cualquier avería y, por tanto, acumular ahorros en las pérdidas de transmisión de alta tensión. [41] La estabilidad de la red nacional unificada también puede mejorarse aún más convirtiendo los enlaces HVDC espalda con espalda existentes en enlaces HVAC sin pasar por las estaciones convertidoras existentes. Estos son Chandrapur estación convertidora HVDC espalda con espalda , estación convertidora HVDC espalda con espalda Vizag , estación convertidora HVDC espalda con espalda Sasaram , estación convertidora HVDC espalda con espalda Vindhyachal y enlace HVDC Sileru – Barsoor . El costo anual de garantizar la seguridad de la red sería menos de 2 paisa por Kwh para la generación total de electricidad en India. [42] [43]
Transmisión de gas natural
La Junta Reguladora de Petróleo y Gas Natural (PNGRB) se creó en el año 2005 para regular las actividades posteriores en el sector del petróleo y el gas natural. [44] Existe un requisito del GRT de gas natural también para impartir un uso óptimo del gas por horas para satisfacer la carga máxima en la red eléctrica y minimizar las distancias de transporte de gas. [45] El gas disponible debe almacenarse hasta la presión nominal en la red de tuberías para generar energía durante las horas pico de demanda diariamente (o más). [46] La utilización de la capacidad de transporte de gas natural de los gasoductos GAIL no supera el 33%. [47] Por tanto, la cantidad limitada de gas disponible se utiliza para satisfacer las cargas pico de electricidad de todas las centrales eléctricas de gas. [48] Las centrales eléctricas de turbinas de gas funcionan con un factor de capacidad del 32,6% como centrales eléctricas de pico sólo en los EE. UU., Aunque son un productor de gas natural excedente con un precio más bajo y el gas natural aporta la mayor parte (35,06%) de la electricidad total producida . Además, la red de gas no debe transportar gas desde una región con déficit de energía a una región con superávit de energía, y la energía generada a partir del gas no se debe transmitir de regreso a la región con déficit de energía para evitar el uso indebido de la infraestructura de la red de gas y energía. TSO de gas natural también serviría a otros sectores como plantas petroquímicas, GNC , plantas de fertilizantes, PNG , GNL , etc. según su requerimiento horario, además de recibir gas de varios tipos de productores e importadores de gas natural. [49] [50]
Indian Gas Exchange (IGX) inició una plataforma de comercio de gas en línea para la entrega física de gas natural. [51] Inicialmente, la empresa ha identificado a Dahej, Hazira y Kakinada como puntos de entrega y posteriormente incluirá las terminales de Dhabol, Kochi, Ennore y Mundra. [52]
Ver también
|
|
|
|
Referencias
- ^ "ABC de ABT" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 12 de marzo de 2014 . Consultado el 14 de agosto de 2014 .
- ^ "Orden MERC sobre ABT en el estado de Maharashtra" . Consultado el 14 de agosto de 2014 .
- ^ "Acceso abierto en el sector energético de la India" (PDF) . Consultado el 15 de mayo de 2013 .
- ^ "Tablas 1 y 25; Informe sobre el mercado de energía a corto plazo en la India, 2014-15" (PDF) . Consultado el 4 de octubre de 2015 .
- ^ a b c d Comercio en línea de electricidad en India
- ^ "Integración de los mercados eléctricos europeos" (PDF) . Consultado el 15 de mayo de 2013 .
- ^ "El gobierno pide a los estados que compren energía a corto plazo mediante subasta electrónica inversa" . Consultado el 5 de abril de 2016 .
- ^ "Vidyut Pravah" . Consultado el 3 de julio de 2016 .
- ^ "Flujo del proceso de negociación de energía IEX" . Consultado el 3 de julio de 2016 .
- ^ "Subasta electrónica inversa rebaja los precios de la energía. Ind-Ra" . Consultado el 26 de mayo de 2016 .
- ^ "Precios de zona en el comercio de subasta electrónica inversa" . Consultado el 26 de septiembre de 2016 .
- ^ “Orden de Mérito Despacho de Electricidad para Rejuvenecimiento de Ingresos y Transparencia” . Consultado el 26 de septiembre de 2017 .
- ^ "Instantánea del mercado IEX en tiempo real" . Consultado el 3 de junio de 2020 .
- ^ "Gobierno permite derivados de electricidad, contratos a plazo" . Consultado el 15 de julio de 2020 .
- ^ "El acoplamiento de mercado es beneficioso para el mercado, no para 1-2 jugadores: PXIL MD" . Consultado el 11 de mayo de 2021 .
- ^ "Informe mensual de abril de 2015, Centro nacional de despacho de carga (NLDC)" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 27 de mayo de 2015 . Consultado el 25 de mayo de 2015 .
- ^ Sector de la electricidad en la India # Transmisión y distribución de electricidad
- ^ "India puede alcanzar 1.650 billones de unidades de electricidad el próximo año, Piyush Goyal" . Consultado el 9 de julio de 2016 .
- ^ Control de la red nacional (Gran Bretaña) # Servicio de frecuencia
- ^ "¿Qué tan inteligente es la red inteligente?" . Consultado el 17 de agosto de 2014 .
- ^ Charla: Tarifa basada en disponibilidad
- ^ "Estudio nacional de NREL-Pathways para integrar 175 gigavatios de energía renovable en la red eléctrica de la India, Vol I" (PDF) . Consultado el 7 de julio de 2017 .
- ^ "Estado de la transformación del sistema eléctrico 2019" (PDF) . Consultado el 3 de junio de 2019 .
- ^ BJ Kirby, Reserva giratoria de cargas sensibles , Laboratorio Nacional Oak Ridge, marzo de 2003.
- ^ "Frecuencia de la red eléctrica en tiempo real" . Consultado el 6 de agosto de 2015 .
- ^ a b "Mecanismo de liquidación de desvíos y asuntos relacionados, CERC, GoI" (PDF) . Consultado el 6 de agosto de 2015 .
- ^ "Gráfico de frecuencia diaria típica de la red de la India" (PDF) . Archivado desde el original (PDF) el 4 de marzo de 2016 . Consultado el 6 de agosto de 2015 .
- ^ "CERC impulsa la venta de energía al 100% en el mercado spot" . Consultado el 5 de febrero de 2019 .
- ^ "Despacho económico de electricidad basado en el mercado: rediseño del mercado diario (DAM) en la India" (PDF) . Consultado el 5 de febrero de 2019 .
- ^ "Política 1 del manual de funcionamiento de ENTSO-E (2009), Control y rendimiento de frecuencia de carga, (consulte la última página)" (PDF) . Consultado el 6 de enero de 2015 .
- ^ "Facilidad en el intercambio de energía" . Archivado desde el original el 27 de abril de 2015 . Consultado el 27 de abril de 2015 .
- ^ "El ministro de energía Piyush Goyal dice que la energía está disponible de forma gratuita" . Consultado el 1 de mayo de 2015 .
- ^ "Reglamento CERC sobre Operaciones de Servicios Auxiliares, 2015" . Consultado el 26 de agosto de 2015 .
- ^ "Informes diarios; Posición de la fuente de alimentación; SRLDC" . Archivado desde el original el 17 de julio de 2014 . Consultado el 17 de agosto de 2014 .
- ^ "La tecnología Siemens está ayudando a lograr una integración fluida de las energías renovables en la red" . Consultado el 27 de septiembre de 2017 .
- ^ "Anunciada la primera tecnología del mundo para medir la estabilidad de la red eléctrica" . Consultado el 7 de octubre de 2017 .
- ^ "Informe mensual de generación de centrales; octubre de 2015; CEA" . Consultado el 13 de noviembre de 2015 .
- ^ "Los grupos electrógenos suman menos de la mitad de la capacidad de potencia instalada; agosto de 2014" . Consultado el 13 de mayo de 2015 .
- ^ Oportunidades comerciales para la generación de respaldo y la reducción de la carga a través de National Grid, el operador nacional del sistema de transmisión de electricidad (NETSO) para Inglaterra, Escocia, Gales y Offshore.
- ^ "Cómo convertir la generación de reserva en activos lucrativos" . Consultado el 13 de marzo de 2015 .
- ^ "Modificación de líneas de transmisión existentes para duplicar la capacidad" . Consultado el 9 de junio de 2015 .
- ^ "Implementación de servicios auxiliares de regulación de reserva (RRAS) en la red de la India" . Consultado el 9 de enero de 2017 .
- ^ "Servicios auxiliares - Informes mensuales -2016-17" . Consultado el 9 de enero de 2017 .
- ^ "Proyecto de ley de la Junta Reguladora del Petróleo y Gas Natural, 2005" (PDF) . Consultado el 17 de agosto de 2014 .
- ^ "Intercambio en las obras para descubrir el precio del gas local" . Consultado el 27 de octubre de 2018 .
- ^ "India para probar plantas de gas como 'picos' para suavizar la red eléctrica" . Consultado el 17 de agosto de 2018 .
- ^ "Mapa de los gasoductos de GAIL" . Consultado el 22 de noviembre de 2018 .
- ^ "Informe sobre los requisitos de gestión de la red eléctrica de la India" . Consultado el 17 de diciembre de 2017 .
- ^ "GAIL lanzará portal que permitirá a personas ajenas a contratar sus gasoductos" . Consultado el 27 de agosto de 2018 .
- ^ "Puede que finalice la asignación prioritaria de gas a las centrales eléctricas" . Consultado el 2 de noviembre de 2018 .
- ^ "IGX-Broucher" (PDF) . Consultado el 30 de agosto de 2020 .
- ^ "Por primera vez, India lanzará el comercio de gas natural en una plataforma electrónica el próximo mes" . Consultado el 27 de abril de 2020 .
enlaces externos
- El plan de transmisión en perspectiva (2016-36)
- Acta resumida de los debates de la primera reunión del comité de estudio de la red celebrada el 22 de mayo de 2015 en CEA
- Mapas de cuadrícula de la región sur
- Sitio web de CERC INDIA
- Importancia del mecanismo de interfaz de usuario para la fijación de precios de energía
- Introducción a ABT - Libro blanco
- Software ABT
- COMPASS, un software de tarifas basadas en disponibilidad de Engineering Consultants Group Inc