دانلود مقاله قیمت گذارى سیستم انتقال در سیستمهاى دسترسى باز

ویژگى کلیدى یک سیستم انتقال باز در یک محیط جداسازى شده ، عبارت است از ارایه خدمات سیستم انتقال به همه مشتریان بدون تبعیض و منصفانه .

شاخه هاى گوناگون خدمات سیستم انتقال باید بسیار شفاف و ساده بوده و قیمت گذارى درست در ارایه خدمات سیستم انتقال بسیار کارآمد خواهد بود.

در بهره بردارى هاى کوتاه مدت بهینه ،‌ بازیافت هزینه ها ،‌ سرمایه گذارى هاى بلند مدت و تخصیص منصفانه هزینه ها میان مشترکین بازرگانى مهم است .

در سیستمهاى انتقال پنج گونه هزینه هست: هزینه هاى عملیاتى ، هزینه هاى سرمایه اى یا هزینه هاى جاى گرفته ، هزینه هاى فرصت ، هزینه هاى خروج و هزینه هاى گسترش سیستم.

در زیر، به کوتاهى این عنوانها را بررسى مى کنیم :
هزینه هاى عملیاتى دربر گیرنده تلفات سیستم انتقال، هزینه هاى توزیع دوباره انرژى تولیدى به سبب محدودیتهاى عملیاتى مانند محدودیتهای ولتاژ باس یا محدودیتهای انتقال و هزینه ای مربوط به مدیریت ، نگهداری و ارائه خدمات جانبی .

بازیافت هزینه های سرمایه ای سیستم انتقال در طول عمر مفید تسهیلات موجود ، شاید بیشتر از هزینه های عملیاتی شبکه باشد .

تسهیلات جداگانه ای که در سیستم انتقال به شیوه های گوناگونی بار گذاری می شوند که این ناشی از تغییر شرایط با گذشت زمان بوده از سوی دیگر گوناگونی بکار گیری شبکه با در نظر گرفتن قرار دادهای بسته شده میان تولید کننده و مصرف کننده چنان گسترده است که قابل جداسازی و تقسیم بندی نیست .

هزینه های فرصت سودهای پیش بینی شده ای است که شرکت مالک شبکه به عنوان پیامد یک قرار داد خاص در نظر می گیرد .

هر قرار دادی در سیستم انتقال می تواند سطح قابلیت اطمینان سرویش موجود را تغییر دهد و این بر هزینه مربوط به قطعی ها اثر می گذارد و هزینه قابلیت اطمینان را پدید می آورد .

ارزیابی هزینه های قابلیت اطمینان ، کار بسیار دشواری است چرا که به عاملهای پر شماری چون زمان بندی ، درازای زمان ، وسعت وقفه موجود در سرویس ارائه شده ، توان ذخیره موجود به مشتری و موقعیت مشتری بستگی دارد .

در گذشته این هزینه ها در تعیین نرخ خدمات انتقال نادیده گرفته می شد .

هزینه های گسترش سیستم در بر گیرنده سرمایه گذاری در پوشش دادن به بهره برداران تازه و به ویژه موضوع مهم گسترش بلند مدت سیستم انتقال در کشورهای در حال توسعه است .

قیمت گذاری سیستم انتقالی یکی از پیچیده ترین موضوعها در تجدید ساختار صنعت برق است .

که پدید آمده از قوانین عینی و محدود کننده دولتی درباره شبکه های انتقال و همچنین نیاز به برقراری تعادل میان تولید و تقاضا به گونه تمام وقت است .

با توجه به اینکه تولید کنندگان و مصرف کنندگان همگی به یک شبکه متصل هستند عملکرد هر یک از شرکت کنندگان در این مجموعه اثرهای چشمگیری بر دیگران خواهد داشت که این محاسبه و بررسی جداگانه هر یک از شرکت کنندگان را تقریباً ناشدنی می کند .

افزون بر هزینه های عملیاتی ، هزینه های جای گرفته و تامین هزینه های گسترش آینده سیستم نیز باید در ساختار تعرفه در نظر گرفته شود .

با توجه به اینکه هزینه های جای گرفته در سیستم در مقایسه با هزینه های عملیاتی بسیار بیشتر است .

طراحی یک ساختار قیمت گذاری منطقی برای بازیافت منصفانه این هزینه ها از همه مشارکت کنندگان بسیار مهم است .

مانند مساله های گسترش سیستم این مساله از موضوعهای مربوط به سیاست گذاری کلی سیستم است .

به طور کلی سه الگوی پایه در قیمت گذاری هست : روشهای Rolled – in روشهای افزایشی و روشهای جایگیری / افزایشی .

در اینجا نگاه کوتاهی بر این عنوانها و نیز تعریف دقیقی از سیستم قیمت گذاری بکار رفته در شبکه ملی انگلستان می پردازیم .

روش های قیمت گذاری Rolled – in ساده ترین روش قیمت گذاری خدمات در سیستم انتقال همان روش معروف تمبر پست است ، که تنها بستگی به مقدار توان جا به جا شده و مدت زمان مصرف بدون در نظر گرفتن تولید ، دیسپاچ ، فاصله جغرافیایی یا توزیع بار اعمالی به خطوط گوناگون سیستم انتقال در یک قرارداد خاص دارد .

مهمترین کاستی این روش نادیده گرفتن اثر معاملات خاص بر روی عملکرد سیستم واقعی است .

احتمال فرستادن سیگنالهای اقتصادی نادرست به مصرف کننده ها نیز هست .

مشترکی که از سیستم انتقال به گونه سبک بهره می گیرد .

در یک فاصله الکتریکی کوتاه است در عمل اثرهای پدید آمده از مشترکین سنگین سیستم را تعدیل می کند .

روشن است که این روش ، روش منصفانه ای برای مشترکین نیست .

روش مگا وات – مایل تلاشی است برای جبران این کاستیها .

بنیان کار در این روش بر پایه بارگذاری جداگانه هر خط انتقال با توجه به قراردادهای موجود است .

این مقدار در طول خط ضرب می شود و سپس مقدار به دست آمده از همه خطوط بر یکدیگر جمع می شود تا سهم هر قرار داد استفاده از سیستم انتقال روشن شود .

به این ترتیب هزینه اختصاص داده شده به هر معامله بر پایه میزان بهره گیریش از سیستم انتقال تعیین می شود .

جدای از پاره ای فرضیه های کم اهمیت مقدار C Ti به زبان ریاضی به گونه زیر می آید : C Ti = ∑ [ P j,Ti F j ∑i Pj,Ti ] که Ti هزینه محاسبه شده معامله Pj , Ti بار روی خط j با توجه به معامله Ti و F j مقدار مالیات مورد نیاز برای این خط است .

P j , Ti باید با یک دسته روشهای با دقت بالا یا بعضی رهیافت های خطی محاسبه شود .

روش مگا وات – مایل یک راهکار منصفانه تر برای قیمت گذاری در سیستم انتقال است .

با کاستیهایی مانند جدا نبودن هزینه های عملیاتی و هزینه های جایگیری از یکدیگر و عدم امکان تشخیص اهمیت نسبی خطوط گوناگون برای کارکرد ایمن سیستم به عنوان یک مجموعه واحد در بحث قابلیت اطمینان موجود برای هر معامله در سیستم انتقال همچنان در کار است .

روش های قیمت گذاری افزایشی ( مرزی ) قیمت گذاری گره ای پیچیده ترین و در همان حال دقیق ترین روش قیمت گذاری ، روش گره ای است که از نظریه هزینه مرزی گرفته شده است .

قیمت گذاری گره ای بر پایه هزینه مرزی ( افزایشی ) کوتاه مدت یا هزینه مرزی ( افزایشی ) بلند مدت است و با توجه به لزوم بازیابی هزینه های عملیاتی هزینه های سرمایه یا هزینه های گسترش برآورد می شود .

قیمت گذاری مرزی کوتاه مدت در آینده بررسی خواهد شد .

در موردهای دیگر می توان روش همانندی بکار برد .

این روش قیمت برق را در باس سیستم با در نظر گرفتن همه هزینه ها و محدودیتهای سیستم انتقال برآورد می کند .

قیمتهای گره ای گونه به گونه دو متغیره یا ضریبهای لاگرانژ در محاسبه پخش بار بهینه رخ می نماید .

قیمتهای مرزی سیستم انتقال یا نرخهای چرخشی مرزی یکراست از نرخهای گره ای گرفتهمی شود .

اگر Mpi و Mpj قیمتهای گره ای مرزی برق در باسهای i و j باشد قیمت مرزی انتقال عبارت خواهد بود : Mpj - Mpi که این اندازه ای از هزینه های انتقال یکواحد توان انصافی از باس I به باس j باشد .

قیمتهای گرهای کوتاه مدت به گونه دینامیک و مانند تابعی از توزیع بار ، ساختار سیستم ، و الگوهای خروجی سیستم دگرگون می شود .

بنابراین باید بر یک پایه دوره ای دوباره محاسبه شود .

این طرح قیمت گذاری تنها بر هزینه های عملیاتی اثر می گذارد بنابراین هزینه بازیابی سرمایه و هزینه مدیریت نیز باید در آن در نظر گرفته شود .

برجستگی چشمگیر این روش این است که سیگنالهای قیمت گذاری درستی در آن بدست می آید و از بدترین کاستیهای این روش ، نیاز به یک عملیات تطبیق مالیاتی جداگانه است .

این طرح قیمت گذاری سه نارسایی دیگر دارد .

نخستین نقص آن نیاز به حجم گسترده ای از محاسبات زمان – حقیقی است .

دوم ، درباره انگیزه است .

در این روش زمینه لازم برای مالک انحصاری شبکه انتقال در مشکل تراشی و افزایش محدودیتها برای یکدیگر استفاده کنندگان هست .

کامل عملیاتی وکارآمدی از سیستم قیمت گذاری گره ای در صنعت دیده نشده است .

روش قیمت گذاری گره ای هم برای قیمت گذاری قیمت گذاری توان حقیقی ، و هم برای قیمتگذاری توان راکتیو می تواند بکار رود .

قیمت گذاری توان حقیقی می تواند با بکارگیری یک الگوی پخش بار ac و به گونه همزمان با قیمت گذاری توان حقیقی انجام شود .

این گونه محدودیتهای هر دو گونه توان به ویژه محدودیتهای توان راکتیو ( محدودیتهایی مانند تعادل توان راکتیو در همه باس ها و محدودیتهای ولتاژ باس ) در نظر گرفته می شود .

قیمت گذاری ناحیه ای بر خلاف مبنای تئوریک و الزام آور ، روش قیمت گذاری گره ای برای کاربردهای عملی ، روش بسیار پیچیده ای است که حداقل در آینده نزدیک کاربرد پذیر نیست .

بنابراین ، طرح ، قیمت گذاری ناحیه ای به عنوان یکطرح جایگزین پیشنهاد شده است .

این روش قیمت گذاری آمیزه ای از روش تمبر پستی و روش قیمت گذاری گره ای است و تلاشی است برای ساده تر کردن روال قیمت گذاری ، همزمان با در نظر گرفتن همه هزینه های متغیر تامین توان در منطقه های گوناگون .

همانند روش گره ای ، روش ناحیه ای می تواند بهدو گونه هزینه مرزی کوتاه مدت ( افزایشی ) یا هزینه مرزی بلند مدت ( افزایشی ) به میان آید .

همان گونه که این گزینش بستگی به هدف مورد نظر دارد .

به طور کلی نخست روش قیمت گذاری گره ای برای بدست آوردن قیمت در همه باس ها بکار می رود و پس از آن یک مقدار میانگین وزن دار از قیمت همه باسهای درون یک ناحیه به عنوان قیمت ناحیه ای بدست می آید .

این روال به گونه دوره ای برای در نظر گرفتن همه دگرگونیها در شرایط سیستم قدرت محاسبه می شود و به سخن دیگر تکرار می شوند .

قیمتهای گره ای در همه باسهای یک ناحیه باید به شیوه منطقی به یکدیگر نزدیک باشد تا کاربر این روش معنی دار باشد .

افزون بر این مرزهای ناحیه ای باید تنظیم نمود .

بازار برق نروژ این رهیافت را با چهار یا پنج ناحیه بکار می رود .

یک روش قیمت گذاری ناحیه ای بر پایه هزینه مرزی بلند مدت در شبکه ملی انگلستان برای بازیافت هزینه های سرمایه بکار می رود .

دیگر هدف مهم قیمت گذاری ناحیه ای مدیریت تراکم ( ترافیک انتقال ) است .

تراکم زمانی پدید می آید که توزیع همه معاملات قرار دادی و بازار سرمایه گذاری به مرز محدودیتهای سیستم انتقال برسد .

برای نمونه در کالیفرنیا 24 ناحیه قیمت قابل تنظیم هست .

تحت شرایط عادی و بدون هیچ تراکمی همه نواحی دارای یک نرخ تمبر پستی یکسان هستند و هیچ هزینه اضافی در تبادل توان میان نواحی در نظر گرفته نمی شود .

اما هنگامی که تراکم پدید می آید بهره بردار مستقل سیستم قیمت را در ناحیه دارای تراکم افزایش می دهد تا بهره برداران ناچار شوند که خرید و فروش برق مورد نیازشان را در ناحیه خود انجام دهند .

با توجه به اینکه وضعیت خطوط متراکم شده با گذشت زمان دگرگون می شود این نواحی تنظیم پذیر است .

تعیین قیمتهای ناحیه ای بحثی نظری است و این یک کاستی بنیادی این روش است با این حال این روشی بسیار ساده و دست یافتنی است .

بازیافت هزینه جای گرفته به طور کلی هزینه سیستم انتقال باید مانند هزینه های افزایشی ( عملیاتی ) که در بالا گفتیم به بازیافت هزینه های جای گرفته پیوند داشته باشد .

وظیفه اصلی یک خط انتقال دیسپاچ توان از محل تولید به محل مصرفاست .

افزون بر این خطوط اصلی نقش مهمی در امنیت سیستم انتقال دارد .

گاهی که شماری از خطوط به ظاهر کم اهمیت و کم باز شبکه از مدار خارج می شود بنابراین با در نظر گرفتن احتمال رخدادهای پیش بینی ناپذیر پی در پی یک معامله ویژه شاید انجام پذیر نباشد .

همچنین گاهی یک خط از نظر امنیتی شاید برای یک معامله از اهمیت بیشتری نسبت به دیگر معاملات برخوردار باشد .

در واقع بحث امنیت و قابلیت اطمینان یک فرض بنیادی در تخصیص عادلانه هزینه جای گرفته می باشد .

ئدر اینجا بهمعرفی یک روش تخصیص هزینه جای گرفته برای خطوط انتقال میان معاملات مربوط به انتقال رداخته می شود که هر دوموضوع استفاده از ظرفیت سیستم و سودمندیهای قابلیت اطمینان را در نظر دارد .

استفاده ظرفیتی یک خط با یک معامله مقدار توان انتقال داده شده روی آن خط است با در نظر گرفتن معامله مورد نظر .

از سویی قابلیت اطمینان یک معامله خاص به گونه افزایش احتمال ضعف سیستم با در نظر گرفتن خروج خط از سرویس در مقایسه با ضعف احتمالی در زمان سرویس دهی خط است .

استفاده ظرفیتی با بکار گیری پخش بار AC تعیین می شود در این حالت اثر توان راکتیو را نیز می توان در نظر گرفت .

تخصیص دهی تنها برای استفاده ظرفیتی با توجه به اینکه شرای سیستم قدرت همواره دگرگون می شود الگوی شارش در یک شبکه به مقادیر تولید ، بار و معاملات در گردش در زمانهای گوناگون بستگی دارد.

بنابراین شرکت برق میزبان باید ظرفیت مناسبی روی هر خط به گونه ذخیره داشته باشد تا بتواند در زمان لازم پاسخگوی حداکثر شارش مورد نظر باشد .بنابراین Ti و Pj یعنی بار خط j با در نظر گرفتن معامله درمعادله اول باید به شکل زیر تفسیر گرد : P j , Ti = Max δ ( Pj , Ti i ) که در آن δ نشانگر آمیخته ای از همه شرایط سیستم انتقال و معاملات است که می تواند در زمان قیمت گذاری پدید آید .

اکنون مقدار Ci در معادله قبلی در اول نشانگریک قیمت تخصیص داده شده تنها بر پایه استفاده ظرفیتی می باشد .

تخصیص دهی تنها بر پایه سود قابلیت اطمینان هر چند برخی از خطوط به شیوه معمول شاید بار سبکی داشته باشد لیکن می توانند نقش بسیار مهمی را از دیدگاه قابلیت اطمینان شبکه ، هنگام اضطرار یا وقوع حادثه های پی در پی داشته باشند .

در این صورت یک هزینه اضافی برای چنین خطوطی در نظر گرفته می شود .

برای هر معامله ای نخست قابلیت اطمینان سیستم با در نظر گرفتن همه خطوط در سرویس و نیز با در نظر گرفتن همه خطوط به جز خط j در سرویس محاسبه می شود .

سود قابلیت اطمینان ، Rj , Ti مربوط به خط j در معامله Ti احتمال ناکامیب ( عدم موفقیت ) اجرای معامله به دلیل نبود خط مور نظر است .

احتمالات همانندی نیز برای خط j یا در اجرای معامله به دلیل نبود خط مورد نظر است .

احتمالات همانندی نیز برای خط j یا در نظر گرفتن آن در همه معاملات دیگر محاسبه می شود .

هزینه جای گرفته انتقال j مربوط به معامله Ti تنها بر مبنای سود قابلیت اطمینان طبق فرمول زیر تعریف می شود : Cj', Ti = [ PTi Rj , Ti ∑i PTi Rj , Ti ].

Fj که P Ti مقدار معامله Ti ،F i هم مانند معادله اول است .

در این بحث به روش مورد استفاده در محاسبه احتمال ناکامی نمی پردازیم .

برای نمونه احتمال ناکامی یک معامله می تواند به سادگی به عنوان احتمال نبود یک مسیرویژه میان باس ارسالی و باس دریافتی در نظر گرفته شود .

این روش محاسبه را در ساختارهای ساده می توان بکار بست اما در شبکه های بزرگ به هم پیوسته بسیار پیچیده شده و در عمل کاربردنی نیست .

برای مدارات شبکه شده روش کات ست یا رهیافت احتمالات شرطی روش های خوبی است .

ترکیب استفاده ظرفیتی و سود قابلیت اطمینان هزینه های جای گرفته به شکلی خارج و وابسته به قضاوت طراح معامله به صورت یک کسر به استفاده ظرفیتی و سودهای قابلیت اطمینان تخصیص داده می شوند .

به این ترتیب هزینه ترکیبی عبارت خواهد بود از : داریم : a+b = 1 باید گفت : هزینه های جای گرفته انتقال باید تجهیزات مانند ترانسفورمرها تجهیزات پست ، کلیدها و خازن های سری و موازی رادر کنار خطوط انتقال و کابلها در نظر بگیرد .

نمی توان گفت که یک روش قیمت گذاری بهترین است چرا که شاید روشهای گوناگون برای موقعیتهای گوناگون سازوار باشد .

بخشهای جداسازی شده خدمات انتقال نیز شاید به روش های گوناگونی قیمت گذاری شود .

بنابراین همچون بازارهای برق باید رهیافت های ترکیبی برای قیمت گذاری خدمات را بکار برد .

دیگر اینکه می توان مولفه های تعرفه ای گوناگونی را با در نظر گرفتن موردهایی مانند زمان استفاده ، جغرافیایی ویژه ، برخی کمیت های مقداری و یا تغییرات خاص مربوط به مشترکین ، طراحی و تعریف کرد .

روش قیمت گذاری انتقال در شرکت شبکه ملی ( NGC ) انگلستان در این بخش روش قیمت قیمت گذاری در شرکت شبکه ملی انگلستان را بازشکافی خواهیم کرد .

شرکت شبکه ملی این اختیاررا دارد که مالیاتی برای پوشش دادن هزینه های نگهداری تجهیزات در نظر بگیرد .

اما هزینه های عملیاتی و بهره برداری سیستم به مصرف کنندگان منتقل می شود .

قیمت مرزی سیستم ( SMP ) قیمتی است که گرانترین تولید کننده که برای توزیع توان درباره زمانی نیم ساعتی تایید شده است در زمان محدود نبودن سیستم انتقال اعلام می کند .

در واقع یک نوع توزیع انرژی بدون محدودیتهای انتقال است .

احتمال بیشتر شدن تقاضا از میزان ظرفیت موجود ( احتمال حذف بار یا LOLP ) با مقایسه تقاضای مورد انتظار و ظرفیت موجود محاسبه می شود .

برای بر انگیختن تولید کنندگان در افزایش ظریت پیشنهادی خود ، قیمت خرید بازار سرمایه ای ( PPP ) با افزایش در میزان قیمت مرزی سیستم ، تغیر داده می شود .

اگر یک تولید کننده خصوصی از پیش برای تولید در وضعیت بدون محدودیت انتقال برگزیده شده باشد اما به دلایلی همچون محدودیت انتقال یادیگر عاملها مجوز تولید آن لغو شود باید مبلغی به عنوان غرامت برای این تولید کننده در نظر گرفته شود .

این غرامت در واقع تفاوت میان قیمت خرید بازار سرمایه گذاری و قیمتی است که تولید کننده به بازار سرمایه گذاری پیشنهاد کرده است .

با توجه به اینکه قیمتهای پیشنهادی چنین تولید کنندگانی از قیمت خرید بازارسرمایه گذاری کمتر است ، بازار سرمایه گذاری در این معامله دچار زیان می شود .

به این ترتیب این هزینه اضافی به مصرف کنندگان منتقل می شود .

از سوی دیگر به تولید کنندگان غیر اقتصادی که برای تولید در بازار روزانه برگزیده نشده بودند اما اکنون با در نظر گرفتن محدودیت انتقال موجود به تولیدشان نیاز هست ، قیمت پیشنهادی آنها در بازار سرمایه گذاری پرداخت می شود .

این هزینه بالاتر از قیمت خرید بازار سرمایه گذاری است .

این در واقع گون ای پرداخت به تولید کنندگان بدون شایستگی است .

هزینه های حذف محدودیت ، پرداختهای بدون شایستگی و هزینه های اضافی دیگر همچون هزینه های تعمیرات خطوط انتقال ، تلفات انتقال ، هزینه های راه اندازی و هزینه های خدمات جانبی به گونه یک افزونه به مصرف کنندگان منتقل می شود .

اما ساختار این بازار از دید مشتری ساده تر است .

همه انرژی با قیمت فروش بازار ( psp ) فروخته می شود .

همه هزینه های اضافی انرژی بالاتر از قیمت خرید بازار سرمایه گذاری به سادگی با یکدیگر جمع شده و به گونه یک افزونه روی قیمت kwh داده شده به مشتریان سرشکن می شود .

این کار همزمان با محاسبه قیمت مصرف کننده برای یک دوره نیم ساعته محاسبه می شود و داریم : افزونه + PPP = PSP بنابراین قیمت فروش بازار در واقع بر پایه تطبیق مالیاتی تنظیم می شود بدینسان که حاصل ضرب PSP در برق فروخته شده برابر با پرداخت به تولید کنندگان افزون بر دیگر هزینه های موجود می شود .

بنابراین هزینه های تلفات انتقال هم در افزونه در نظر گرفته می شود .

این می تواند معنای ضمنی خاصی داشته باشد .

هر چند که شرکت شبکه ملی به عنوان یک شرکت خصوصی در یک موقعیت انحصاری سودبر قرار دارد .

اما برغم قاعده موجود همه زیانهای ناشی از ناتوانی آن در انتقال بسامان به طور کامل به مصرف کنندگان منتقل می شود .

به این دلیل و با توجه به اینکه تشخیص دهی متوسط افزونه سبب اعمال هزینه های غیر منصفانه به مصرف کنندگان گوناگون می شود موضوع افزونه کانون تمرکز در مبارزه موجود از زمان محروم سازی بوده است .

شاید به معنای راه افتادن سیستم تازه و حذف سیستم قدیمی است .

مشتریان هزینه های عملیاتی سیستم را به اشتراک می گذراند و در عین حال هزینه های مشخص مربوط به یک مشتری ویژه را که خود آن مشتری ایجاد کرده نمی پذیرند و تنها میانگین هزینه استفاده کنندگان را می پذیرند .

دفترقانونگذار برق این دشواریها را درست بررسی دارد و اخیراً راهکارهایی به گونه عاملهای انگیزشی مانند جایزه و جریمه برای شرکت شبکه ملی برای بهبود عملکرد آن معرفی کرده است .

عملکرد سیستم انتقال باز از نظر فنی بزرگترین چالش پیش روی جداسازی و تجدید ساختار صنعت برق ، چگونگی بهره برداری از شبکه است .

در ساختار سنتی ، شبکه و نیروگاه به گونه یک بازرگانی بزرگ بی همانند بوده و مرکز کنترل سیستم ، بالاترین جایگاه را در ساختار سلسله مراتبی کنترل سیستم داشت .

اختیار و قدرت تصمیم گیری مرکز کنترل سیستم ، با توجه به موضوع های بهره برداری و محدودیت های ناشی از منافع نهادهای تجاری ، روشن نبود .

ضرورت تدریجی IPP ها و نیروگاه های BOO / BOT در دهه های 1980 و 1990 دگرگونی چشمگیری در این سیستم پدید نیاورد .

تجربه های بدست آمده از فعالان بازارهای انرژی گوناگون در هماهنگ کردن بهره برداری از سیستمهای بسیار بزرگ به هم پیوسته شاید تنها تجربه ای بود که واقعاً با فضای تازه مطابقت داشت .

سناریو های گوناگونی برای تجدید ساختار سیستمهای توان الکتریکی در سر تا سر جهان هست و از این پس هم خواهد بود.

در نتیجه طرح های گوناگونی برای دسترسی باز در سیستم های انتقال هست و این تفواتها می تواند ناشی از عاملهای تاریخی ، سیاسی ، جغرافیایی‌، یااقتصادی هر کشور یا منطقه باشد .

به هر حال ، هر طرح تجدید ساختار باید موضوع های فنی اصلی مرتبط با بهره برداری مناسب یک شبکه انتقال باز رادر بر داشته باشد .

در این بخش به معرفی برخی موضوع ها که بهره بردار سیستم در بهره برداری عادی از سیستم با آن روبرو می شود می پردازیم و بررسی چگونگی راهکاریابی برای این دشواریها در یک محیط بازاری خواهیم داشت .

شرایط عادی یا بدون تراکم هنگامی است که همه تقاضای بازار و همه قرار دادهای دو جانبه و معاملات چند جانبه ، بی هیچ محدودیتی در بهره برداری در حال اجراست .

در این وضعیت ، همه معاملات ، طبق قرار دادهای پیشین انجام می شود و هزینه ها بشکلی منصفانه تقسیم شده و بهره بردار مستقل سیستم تنها بای توزیع را بهینه کرده و خدمات کمکی رامدیریت می کند .در دسترسی باز سیستم انتقال در دنیای واقعی ، همان گونه که امروزه گسترش می یابد است ، بازار سرمایه گذاری و توزیع قراردادها همزمان برپاست .

آمیختن این دو در یک استراتژی توزیع ، یکی از دشواریهایی است که باید بررسی شود .

دیسپاچ در شرایط بهره برداری عادی و بدون هیچ محدودیت عملیاتی ، مهمترین تفاوت میان شرکت برق دیسپاچ شده به گونه مرکزی و دیسپاچ بازار برق از گونه بازار سرمایه گذاری ، جایگزینی هزینه با قیمت پیشنهادی .

هنگامی سمت تقاضا ی بازار مشتری اجازه پیشنهاد قیمت دارد .

به یک راهکار نسبتاً پیچیده دیسپاچ نیاز است و هدف شکل تئوریک و به جای توجه صرف به کاهش قیمت پیشنهادی ، حداکثر کردن رفاه اجتماعی ( در عمل ، تنها به انعطاف پذیری تقاضا بر می گردد ) خواهد بود .

به هر حال ، اگر معاملات دو جانبه یا چند جانبه اجازه فعالیت داشته باشند و یا اگر محدودیتهای انتقال پیش بیاید روش دیسپاچ پیچیده تر خواهد شد ، که در بخش آینده بررسی خواهد شد .

جبران تلفات انتقال اگر بهره بردار مستقل سیستم مالکیت تولید را داشته باشد هزینه های تلفات خطوط انتقال که قانون گذار تنظیم می شود می تواند در قیمت تعین شده در نظر می شود .

اگر بهره بردار مستقل سیستم مالکیت هیچ تولیدی را نداشته باشد جبران تلفات باید با جدا کردن تامین کننده توان از فروش های بازار سرمایه گذاری ، مزایده ها یا قرار دادها بدست آید .

بازار برق کالیفرنیا نمونه ای از این گونه است که در آن بهره بردار مستقل سیستم مولفه های توزیع تلفات را میان همه شرکت کنندگان پخش می کند و هماهنگ کننده برنامه های زمان بندی ها ( در بر گیرنده مرکز تبادل و معاملات برق ) ، باید زمان بندی تعدیل شده خود را با در نظر گرفتن تلفات انتقال به بهره بردار مستقل سیستم بفرستد .

به سخن دیگر ، شرکت کننده ها ( مشترکان ) تلفات راتامین می کند .

بااین حال ، تلفات را نمی توان به گونه کامل جبران نمود .

چرا که بار سیستم به طور همه جانبه و دقیق پیش بینی پذیر نیست و ضریبهای توزیع تلفات تقریبی است .

در پایان اینکه تلفات باقی مانده باید از راه یک بازار نا متعادل زمان حقیقی جبران شود که این در بخش آینده بررسی می شود .

کنترل سیستم مسئولیت کلیدی بهره بردار مستقل سیستم اطمینان از امنیت سیستم است با استفاده از مونیتورینگ و کنترل بدون وقفه عملکرد سیستم .

در شرایط کاری عادی سیستم ، بهره بردار مستقل سیستم مسئولیت نگهداری و حفظ فرکانس و ولتاژ سیستم رادر حد قابل قبول به عهده دارد و همه مورد های محدود کننده بهره برداری سیستم را در نظر می گیرد .

با توجه به اینکه برق لحظه ای تولید و فرستاده می شود و اینکه تولید و تقاضا باید در هر لحظه ، در هر بازاری و با هر ساختاری متعادل و یکسان باشد .

بهره بردار سیستم باید با بکارگیری یک یا چند ژنراتور تغیرهای بار را دنبال کند .

یک بهره بردار مستقل سیستم که مالکیت تولید را هم دارد ، می تواند این خدمات را فراهم سازد ، در غیر این صورت باید این خدمات را به گونه قراردادی از دیگر تولید کنندگان دریافت کند .

در واقع بیشتر تولید کنندگان توانایی تغیر میزان تولید خروجی خود را به گونه خودکار و در پاسخ به عدم تعادل تولید و تقاضا را دارند که این در اثر تغییر های قابل قبول در فرکانس سیستم است .

به هر حال در یک بازار بازرگانی ارایه این خدمات به هیچ روی داوطلبانه انجام نمی شود .

در هر موردی بهره بردار مستقل سیستم وظیفه دارد تولید کنندگان را بسیار کنترل کند یعنی تولید کنندگانی که قرار است این خدمات متعادل سازی عرضه و تقاضا را ثانیه به ثانیه انجام دهند را معین می کند .

در انگلستان و ولز ، وظیفه متعادل سازی درون یک بازار انرژی انجام می شود .

در کالیفرنیا، متعادل سازی توان جداگانه با یک قیمت ex – post در بازاری بدون وقفه و بر پایه یک فرایند ویژه در هنگام نامتعادلی توان اجرا می شود .

کنترل تولید اتوماتیک ( AGC ) یکی دیگر از موضوع های مهم کنترلی است .

که گاهی به عنوان کنترل ثانویه فرکانس از آن نام برده می شود .

در واقع کنترل تولید اتوماتیک تغییرهای شدید فرکانسی را اصلاح می کند که این تغیر ها می تواند پدید آمده از خروج یک واحد تولیدی و یا بروز تغییر در بارهای بزرگ باشد .

بخش بهره بردار مستقل سیستم باید اطمینان یابد که یک مقدار کافی از ظرفیت بدون بارگذاری در حال کار ( ذخیره تولید ) و یا ظرفیت تولید با راه اندازی سریع وجود دارد و اینکه این ظرفیتها با معیارهای اجباری قابلیت اطمینان مطابقت دارد .

این ظرفیت ها را بهره بردار مستقل سیستم باید روشن کند .

توان راکتیو و کنترل ولتاژ نیز در یک بهره برداری ایمن اهمیتی حیاتی دارد .

بخش بهره بردار مستقل سیستم باید نخست منابع توان راکتیو موجود در سیستم انتقال را بکار بندد پس از آن باید توان راکتیو اضافی تولید شده بدست واحد ها را بکار بندد .

تا امروز تلاش کمی برای یافتن راه های بازرگانی سود آور در فراهم کردن منابع مورد نیاز برای کنترل ولتاژ انجام شده است .

هنگامی که عدم تعادل چشمگیر توان راکتیو تولید شده و میزان تقاضا باشد ، نصب منابع مگاواری تازه گریز ناپذیر باشد .

در چنین موردهایی به یک بهره بردار مستقل سیستم ، یک شرکت بازرگانی تولید کننده یا یک صاحب اختیار قانونگذار نیاز است ت تصمیم گیری کند که چه کسی باید این دشواری را از میان بردارد .

راه انداری از صفر و احیاء دوباره شبکه باید از راه قراردادها یا مزایده های بلند مدت تامین شو .

فراهم کردن خدمات کمکی عبارت « خدمات کمکی » بیشتر خدمات سیستم قدرت و نه فراهم سازی انرژی را در نظر دارد .

به ویژه خدمات کمکی وظیفه های است که به وسیله کسانی و تجهیزاتی انجام می گیرد که تولید، کنترل ، انتقال و توزیع برق را برای پشتیبانی از وظیفه اصلی سیستم انتقال به عهده دارند .

این وظیفه ها در بر گیرنده چیزهایی مانند : ذخیره گردان ، ذخیره غیر گردان ، تنظیم ، کنترل فرکانس ، کنترلتولید اتوماتیک ، کنترل ولتاژ و توان راکتیو و قابلیت راه اندازی از صفر است که البته محدود به این چند وظیفه نیست .

در FERC ایالات متحده ، بهره بردار مستقل سیستم ها باید شش خدمات کمکی بدهند : زمان بندی ، کنترل سیستم و دیسپاچ ، تامین توان راکتیو و کنترل ولتاژ ، تنظیم و پاسخ فرکانسی ، عدم تعادل انرژی ، بهره برداری از ذخیره گردان ، بهره برداری از ذخیره های ضمیمه ، در گذشته این خدمات به گونه ای ساده و طبیعی در یک فعالیت اصلی تولید و انتقال خلاصه می شد و هزینه های تولید انرژی و خدمات کمکی به گونه کلی در تعرفه برق در نظر گرفته می شود .

در محیط رقابتی تازه این اتصال طبیعی و بنیادی گسسته شده و بررسیهای بسیاری درباره چگونگی این خدمات انجام شده است .

دو فرض بنیادی در فراهم کردن این خدمات هزینه های تامین و تدارک خدمات و ارزش این خدمات برای سیستم است .

بسته به ساختار سازمانی در بازارهای برق گوناگون خدمات کمکی می تواند به وسیله کنترل کننده سیستم فراهم شود و یا اینکه خریداری شود .