India siapkan perdagangan listrik lintas negara

Perdagangan ini bisa membuka jalan bagi daya listrik yang lebih murah, tetapi rintangan di sekitar profitabilitasnya tetaplah ada.

Rencana Pemerintah India untuk mengalokasikan 450 gigawatt (GW) kapasitas energi terbarukan pada tahun 2030 telah menetapkan pasar daya negara itu pada jalur transisi. Energi terbarukan yang teramat murah telah sangat mengganggu bagi pasar listrik India.

Sementara aset pembangkit listrik tenaga batu bara yang mahal dan intensif emisi telah paling terpengaruh oleh gangguan tersebut, beberapa juga telah mengalir ke sektor distribusi daya India, tulis Analyst dari Institute for Energy Economics and Financial Analysis (IEEFA), Kashish Shah.

Perusahaan distribusi daya milik negara India (discom) sekarang dihadapkan dengan tantangan mematuhi kewajiban kontrak dari perjanjian pembelian daya listrik (PPA) tenaga batu bara sementara terdapat ketersediaan tenaga surya dan angin di pasar sebesar 40% hingga 50% tarifnya lebih murah daripada daya berbahan bakar batu bara.

Respon terhadap tantangan ini oleh para discom sebagian besarnya telah bersifat regresif, begitulah yang dipercaya oleh IEFA. Discom telah membatalkan lelang yang menghasilkan energi terbarukan yang sudah murah, mencapai kesepakatan dengan harga lebih rendah.

Dalam beberapa kasus, PPA telah dibatalkan atau dipaksa untuk dinegosiasikan untuk membawa tarif lebih rendah dari PPA yang telah ditandatangani. Hal ini secara signifikan telah menggagalkan target jangka pendek India sebesar 175GW yang berisi kapasitas energi terbarukan pada tahun keuangan 2021-2022; kapasitas energi terbarukan sekitar 100GW pada Juli 2021.

Usulan baru-baru ini dari Ministry of Power tentang market-based economic dispatch (MBED) untuk pengadaan tenaga curah akan dimulai pada bulan April 2022 yang bertujuan untuk mengoptimalkan sumber daya pembangkit listrik negara. Dengan beralih dari hanya pengumpulan sumber daya tingkat negara bagian dan daya pengiriman melalui mekanisme kliring yang terpusat, MBED bertujuan untuk mengurangi biaya pengadaan daya sebesar Rs12.000 crore (US $ 1,6b) setiap tahun.

Sebuah studi baru-baru ini dari Council for Energy Environment and Water menemukan bahwa pembangkit listrik tenaga batu bara yang lebih baru, dibangun antara 5 sampai 10 tahun yang lalu, memiliki faktor muatan pembangkit yang lebih rendah dalam 30 bulan menjelang pandemi COVID-19 di India, meskipun memiliki biaya variabel yang lebih rendah daripada beberapa pembangkit listrik tenaga batu bara berusia 20 hingga 35 tahun.

Demikian pula, pabrik yang berusia lebih muda dari lima tahun beroperasi pada beban pabrik yang 20% lebih rendah, meskipun memiliki biaya variabel yang lebih rendah daripada beberapa pabrik tertua. Kapasitas yang tidak dikontrak, biasanya diperlakukan sebagai daya listrik untuk pedagang dan dijual di bursa atau melalui mekanisme pasar terbuka lainnya

Transaksi pasar terbuka berkontribusi sekitar 10% dari total pengadaan listrik di negara ini.

Discom perlu membayar biaya tetap ke pembangkit termal untuk kapasitas yang dikontrak, terlepas dari jumlah daya yang diambil dari pabrik. Biaya variabel hanya dibayarkan untuk jumlah daya yang diambil dari pabrik. Setelah discom telah mengakui biaya yang hangus dari biaya tetapnya, maka selanjutnya adalah tentang memilih biaya variabel terendah untuk menarik daya listrik. Oleh karenanya, bahkan sumber energi terbarukan dengan biaya tetap nol tetapi biaya variabelnya yang sedikit lebih tinggi akan lebih mahal daripada pembangkit listrik tenaga batu bara yang dikontrak.

Discom di India saat ini menjadwalkan pembangkitnya dalam basis day-ahead dari portofolio generator yang dikontrak. Penjadwalan mandiri telah terbukti menjadi hasil yang tidak optimal untuk sistem tenaga di negara ini, dengan biaya yang relatif lebih tinggi ditanggung oleh pembayar pajak dan, pada akhirnya, konsumen. Dalam beberapa kasus, juga dicatat bahwa negara-negara telah melanggar perintah pengiriman jasa mereka sendiri.

Penjadwalan diri membatasi discom untuk berbagi sumber daya generasi di seluruh negeri. Hal ini juga mengarah pada kendala teknis pada jumlah variable renewable energy (VRE) yang dapat digunakan oleh suatu negara dalam batas-batasnya. Penjadwalan dan pengiriman yang berbasis pasar yang terpusat akan memastikan perluasan area penyeimbang dari batas negara ke batas regional atau nasional, membawa fleksibilitas yang diinginkan untuk secara andal menggunakan tingkat VRE yang jauh lebih tinggi.

Ketika pasar menjadi lebih kompetitif, pabrik yang lebih murah akan dikirim terlebih dahulu, meningkatkan risiko aset yang terdampar pada pembangkit listrik termal yang mahal. Indian Energy Exchange (IEX) telah menyarankan mekanisme alternatif penawaran bruto untuk mengatasi perubahan regulasi dan struktural yang diperlukan untuk mengimplementasikan model MBED.

IEFA merujuk kepada contoh yang diberikan oleh IEX yang menjelaskan mekanisme penawaran bruto: Asumsikan bahwa discom memiliki permintaan sebesar 500 megawatt (MW), telah masuk ke dalam PPA dengan generator, dan mengontrak kapasitas 400MW dengan biaya energi Rs2.50 per kilowatt-jam (kWh).

Sesuai praktik yang ada, discom akan menjadwalkan sendiri kapasitas sebesar 400 MW di bawah PPA dan akan membeli kapasitas 100 MW tambahan dari pasar terbuka. Dalam mekanisme penawaran bruto yang diusulkan, discom akan menempatkan penawaran jual 400 MW pada Rs2.50 / kWh di pasar dan membeli penawaran 500 MW.

Discom idealnya akan memilih untuk membeli 400 MW dengan harga yang sama atau lebih rendah dari tarif yang dikontrak Rs2.50 / kWh dan 100MW sisanya dengan harga terbaik yang tersedia di pasar terbuka. Mirip dengan praktik MBED, penyelesaian biaya kapasitas untuk generator termal akan terjadi secara bilateral antara discom dan generator.

Bergantung pada skenario permintaan dan penawaran, tawaran penjualan 400 MW akan dihapus dan generator pun akan dikirim.

Pertimbangkan skenario di mana MCP di pasar spot adalah Rs3 / kWh dan tarif PPA dari generator yang dikontrak discom adalah Rs2.5 / kWh: Karena harga PPA lebih rendah untuk kapasitas 400MW yang dikontrak, discom akan memilih kapasitas yang dikontrak di tarif Rs2.5 / kWh. Discom akan dikenakan biaya pengadaan sebesar Rs24m per hari untuk daya beli di Rs2.5 / kWh dan Rs7.2m per hari demi membeli kapasitas 100MW dari pasar spot.

Dalam skenario penawaran bruto, tawaran penjualan discom 400 MW akan dihapus karena akan ditawarkan dengan tarif yang lebih rendah yaitu Rs2.5 / kWh. Di atas kertas, discom akan menjual daya ini ke pasar terbuka dan membayar Rs24m per hari ke generator sambil membeli 100MW tambahan dari pasar spot dengan tarif Rs3.0 / kWh, menimbulkan biaya Rs7.2m per hari.

Di bawah salah satu mekanisme, total biaya pengadaan daya discom ternyata adalah Rs31,2 juta per hari. Oleh karena itu, tidak ada untung atau rugi dalam skenario di mana MCP lebih tinggi dari PPA. Tabel di bawah ini membandingkan keuntungan dan kerugian disk antara dua mekanisme untuk berbagai skenario untuk tarif dari pasar terbuka dan PPA.

Untuk mempercepat discom dan generator pada mekanisme baru ini, Central Electricity Regulatory Commission dari India telah merencanakan implementasi bertahap. Perusahaan pembangkit listrik milik negara terbesar di India, NTPC, akan mulai beroperasi melalui rute MBED dengan armada pembangkit termalnya pada 1 April 2022.

Percobaan serupa yang melibatkan security-constrained economic dispatch (SCED) kapasitas pembangkit termal antar negara dilakukan antara April 2019 dan Januari 2021. Percobaan tersebut mendaftarkan penghematan Rs1.624 crore (US $ 210 juta) dari biaya pembangkit.

Pengembangan baterai di pembangkit listrik India

Frequency Control and Ancillary Services (FCAS) demi menggerakkan penyebaran baterai, saat ini ada dua baterai skala utilitas yang beroperasi di India. Baterai 10MW / 10MWh (megawatt-hour) yang dioperasikan oleh bisnis distribusi daya Tata Power di Delhi. Baterai 8MWh dilaporkan ditugaskan oleh L&T dan dimiliki oleh Niyveli Lignite Corporation of India Ltd di Pulau Andaman & Nicobar, yang terletak bersama dengan pembangkit listrik tenaga surya 20MW.

Baru-baru ini, Solar Energy Corporation of India meluncurkan tender untuk mendapatkan 2.000MWh dari sistem penyimpanan energi yang berdiri sendiri. Demikian pula, NTPC telah mengeluarkan tender serupa untuk mendapatkan kapasitas 1.000MWh. Proyek baterai lainnya sedang dikembangkan oleh Renew Power, didukung oleh tarif jangka panjang yang dibedakan berdasarkan waktu dengan PPA 25 tahun. Ada juga lebih dari 4GW pumped hydro storage (PHS) yang dipompa secara operasional dengan sekitar 3GW-nya sedang dibangun.

Tarif untuk proyek-proyek PHS operasional melebihi Rs7 / kWh dan biasanya dioperasikan oleh negara-negara untuk memenuhi permintaan puncak. Baterai dan proyek PHS dapat didukung oleh harga pensinyalan jangka panjang dan sebagian besarnya akan beroperasi untuk mencukur beban permintaan puncak. Profitabilitas aset baterai ini bergantung pada arbitrase harga — pengisian daya selama periode harga rendah dan pengiriman selama periode permintaan puncak harga tinggi.

Kehadiran pasar FCAS formal memberikan nilai dan manfaat pada keakuratan dan kecepatan respons terhadap persyaratan untuk manajemen jaringan, yang makin meningkatkan keandalan jaringan. Hal ini akan menghilangkan cara termurah operator jaringan untuk mengelola jaringan dalam peristiwa jaringan yang merugikan, yaitu pelepasan beban. Pengembangan pasar FCAS formal akan membuka aliran pendapatan substansial lainnya untuk baterai skala utilitas dan memungkinkan mereka untuk beroperasi sebagai aset manajemen jaringan yang penting.

Berdasarkan situasi permintaan dan penawaran di pasar spot, tiga skenario berbeda dapat muncul:

Harga kliring pasar (MCP) < biaya energi: Dalam skenario ini, penawaran penjualan akan ditolak, karena daya akan tersedia dengan harga lebih murah di bursa. Discom akan membeli seluruh 500 MW dari pasar dengan harga lebih rendah dari biaya energi yang dikontrak. Karena tawaran penjualan tidak akan dihapus dan generator tidak akan dikirim, discom tidak akan membayar biaya energi apa pun kepada generator. Discom akan mendapatkan dalam skenario ini dengan mendapatkan daya dengan harga lebih murah.

MCP = biaya energi: Dalam skenario ini, tawaran beli dan jual akan dihapus. Discom akan membeli dari pasar dengan harga yang sama dengan biaya energi dan meneruskannya ke generator di bawah PPA. Discom tidak akan mengalami kerugian atau keuntungan.

MCP > biaya energi: Dalam skenario ini, tawaran jual dan beli akan dihapus. Namun, pembayaran masuk dan pembayaran keluar dari discom akan benar-benar terjaring tanpa kewajiban tambahan untuk discom.