برای پیشبرد ساخت و ساز بازار برق، چین دور جدیدی از اصلاحات سیستم قدرت را در سال ۲۰۱۵ آغاز کرد. این اصلاحات شکل‌گیری یک سیستم بازار برق را تسریع کرد که مشخصه آن “بازار برق پیشرو برای کاهش ریسک + بازار نقطه برق برای کشف قیمت” بود. [۱,۲]. در سال ۲۰۱۷، چین آزمایشی در بازار نقطه برق، انجام آزمایش‌های مختلف و کسب تجربه در حالت‌های تجارت و تسویه حساب آغاز کرد. با این حال، شروع دیرهنگام در ایجاد بازار نقدی، همراه با چالش‌هایی در فرمول‌بندی قوانین و محدودیت‌ها در پشتیبانی فنی، به این معنی است که انتقال از طراحی مفهومی به وضعیت عملیاتی به زمان قابل‌توجهی نیاز دارد. در نتیجه، انتظار می‌رود چین دوره انتقالی طولانی‌تری را تجربه کند و تجارت پیشروی برق همچنان غالب باشد. به عنوان مثال، در سال ۲۰۲۳، تجارت پیشروی برق بیش از ۹۰ درصد از کل حجم تجارت برق چین را تشکیل می داد.

تجارت آتی برق چین به طور کلی تحت سلطه قراردادهای سالانه و ماهانه است. دو طرف از قبل در مورد توان تحویل (قدرت قراردادی) در یک واحد زمانی برنامه خاص (PTU) توافق می کنند. سپس آژانس دیسپاچینگ خروجی از ژنراتورها را بر اساس توان قراردادی هماهنگ می کند. با این حال، قراردادهای آتی اغلب به دلیل عواملی مانند اختلاف در پیش بینی بار، عدم قطعیت در خروجی تولید و محدودیت های عملیاتی شبکه منجر به انحراف برق (DE) می شود. [۳]. برای رفع DE، آژانس دیسپاچینگ باید خروجی ژنراتورهای دیگر را برای دستیابی به تعادل کلی توان سیستم تنظیم کند.

استفاده از مکانیسم‌های اقتصادی برای تنظیم انحراف الکتریسیته، ماهیت بازار تعادل قدرت (BM) را تشکیل می‌دهد. کشورهای متعددی از طریق بازارهای لحظه ای برق به تعادل توان در زمان واقعی دست می یابند [۴,۵,۶]. به عنوان مثال، بازارهای برق PJM ایالات متحده از یک سیستم تسویه دوگانه، متشکل از بازارهای روزانه و بلادرنگ، برای تسویه انحرافات قراردادهای آتی در قیمت های لحظه ای بازار استفاده می کنند. قراردادهای خارج از بورس (OTC) آنها شامل قراردادهای مالی مابه التفاوت (CFD)، قراردادهای آتی قدرت و قراردادهای اختیار معامله است که همگی به تحویل فیزیکی نیاز ندارند. برعکس، در بازار BETTA انگلستان، قراردادهای فیزیکی دوجانبه باید بر روی یک منحنی تحویل اشتراک زمانی توافق کنند و آن را به آژانس تسویه عدم تعادل ELEXON گزارش دهند. آژانس دیسپاچینگ پیشنهادات خدمات تعادلی را با هدف به حداقل رساندن هزینه های تعدیل می پذیرد. DE ناشی از اقدامات فعالان بازار بر اساس هزینه نهایی خدمات متعادل کننده در دوره زمانی مربوطه تسویه می شود. بازار برق استرالیا بر اساس یک مدل بازار برق در زمان واقعی عمل می کند. موازنه توان در زمان واقعی از طریق یک مکانیسم پیش از ترخیص چرخشی، همراه با ارسال اقتصادی با محدودیت امنیتی هر ۵ دقیقه به دست می آید. قراردادهای فرابورس آن عمدتاً شامل قراردادهای CFD و همچنین قراردادهای آتی برق و اختیار معامله است.

در حال حاضر، بازار نقطه برق چین نابالغ باقی مانده است، در حالی که بازار برق آینده رفتارهای انحراف را از طریق مکانیسم تسویه انحراف انرژی (EDS) و مجازات های انحراف کاهش می دهد. اپراتور سیستم (SO) خروجی یک ژنراتور را از طریق تنظیم متناسب برابر، تنظیم غلتشی توان پایه و یک مکانیسم تعادل از پیش فهرست شده تنظیم می کند. همچنین برای خدمات متعادل کننده غرامت مالی ارائه می کند. به طور همزمان، یک روش ارزیابی برای DE تدوین شد که طبق یک استاندارد خاص، هزینه ارزیابی انحراف را از طرف مسئولیت تعادل (BRP) دریافت می‌کند. این هزینه در درجه اول برای جبران خدمات تعادلی، با هر مازادی که بین دو طرف تولید و مصرف تقسیم می شود، به نسبت مقدار برق استفاده می شود. [۷]. در نتیجه، مکانیسم EDS روشی را برای متعادل کردن و ته نشین کردن DE ارائه می‌کند که به طور موثر عدم تعادل بین تولید و مصرف برق سیستم را برطرف می‌کند. با این حال، چندین کاستی وجود دارد: (۱) برای ارائه دهندگان خدمات تعادلی (BSP)، قیمت تسویه خدمات تعادلی معمولاً به طور مصنوعی تعیین می شود، با توجه کمی به پویایی عرضه و تقاضای بازار و هزینه ارائه خدمات. (۲) برای یک BRP، هیچ تفاوتی بین جهت DE آنها و تأثیر آن وجود ندارد. به عنوان مثال، در طول دوره‌های منبع تغذیه کم، DE کمتر می‌تواند به طور مثبت فشار منبع را کاهش دهد. علاوه بر این، اصلاح مسئولیت انحراف در اندازه گیری DE در یک دوره زمانی طولانی دشوار است. (۳) برای یک SO، اگر کارمزد جبران خدمات تعادلی بیش از کارمزد دریافت شده برای ارزیابی انحراف باشد، SO ممکن است متحمل خسارات اضافی شود. (۴) برای توسعه بازار، بازار برق نقطه ای تمرکز فعلی توسعه بازار برق چین است، اما فقدان یکپارچگی موثر بین مکانیزم EDS ماهانه و توان بلادرنگ وجود دارد، که نیازمند یک روش پردازش انحراف با زمان دقیق تر است. دانه دانه بودن.

بر اساس پیشینه فوق، این مقاله روشی را برای اندازه‌گیری مقدار مسئولیت انحراف با استفاده از قیمت‌های معاملاتی اشتراک زمانی در بازار پیش‌روی برق پیشنهاد می‌کند. چارچوب روش پیشنهادی در نشان داده شده است شکل ۱ زیر این فرآیند با تجزیه و تحلیل علل DE و اصول اساسی مکانیسم EDS آغاز می شود. سپس یک اندازه‌گیری اساسی برای تسویه برق انحراف از طریق یک CFD ایجاد می‌کنیم و عوامل مؤثر بر هزینه‌های انحراف را همراه با شیوه‌های بهبود آنها بررسی می‌کنیم. برای DE، کل توان قراردادی بر اساس دستورالعمل های ملی به واحدهای ساعتی تقسیم می شود و DE بر اساس ساعتی محاسبه می شود. با توجه به قیمت‌گذاری انحراف، ما چهار سناریو معمولی عرضه و تقاضا را بررسی می‌کنیم و مدل تعرفه معاملات اشتراک زمانی را ایجاد می‌کنیم. در نهایت، ما ۸۷۶۰ ساعت DE سالانه و هزینه ها را با استفاده از داده های بار واقعی از استان H در چین شبیه سازی و اندازه گیری می کنیم. بر اساس نتایج، ما عقلانیت روش پیشنهادی را تحلیل و نشان می‌دهیم.

۱٫۱٫ بررسی ادبیات

تحقیقات قبلی عمدتاً بر مدیریت و درمان توان انحراف و همچنین ارزیابی و بهینه سازی هزینه های انحراف متمرکز بوده است.