دانلود رایگان ترجمه مقاله بررسی حمایت از حقوق مالی سیستم انتقال در بازار برق

logo-4

دانلود رایگان مقاله انگلیسی بررسی حمایت از حقوق مالی سیستم انتقال در بازار برق به همراه ترجمه فارسی

 

عنوان فارسی مقاله: بررسی حمایت از حقوق مالی سیستم انتقال در بازار برق
عنوان انگلیسی مقاله: Markets for Financial Transmission Rights
رشته های مرتبط: مهندسی برق، تولید، انتقال و توزیع، سیستم های قدرت
 فرمت مقالات رایگان مقالات انگلیسی و ترجمه های فارسی رایگان با فرمت PDF میباشند
 کیفیت ترجمه کیفیت ترجمه این مقاله عالی میباشد 
کد محصول F18

 مقاله انگلیسی رایگان

دانلود رایگان مقاله انگلیسی

ترجمه فارسی رایگان 

دانلود رایگان ترجمه مقاله
جستجوی ترجمه مقالات جستجوی ترجمه مقالات برق

  

بخشی از ترجمه فارسی:
۴-۲-۱FTR
چون جریان الکتریسته از قوانین کیرشهف پیروی می کند مدیریت و انتقال بسیار مشکل است. اولین تعریف ظرفیت انتقال یک قرارداد در یک مسیر بود. که بعد به مسیرهای مختلف برای حرکت جریان تبدیل شد. یک روش مناسب روش نقطه به نقطه (Point –to-point) می باشد.
صاحب یک FTR به اندازه سهمی که از خط دارا است، سهم دارد تا برق عبور دهد.مقدار دارایی FTR توسط ISO مدیریت می شود و به صاحبان FTR برای افزایش ظرفیت آینده داده می شود.
بین قیمت ترافيك ودریافتی FTR ها ممکن است تفاوت باشد که اینها در نزد ISO می ماند، این مازاد درآمد دوباره بین صاحبان FTR ومشتري ها تقسیم می شود. اگر پرداختی به صاحب FTR از مقدار قیمت تراکم بیشتر باشد ISO مقدار پرداختی را به نسبت صاحبان FTR کم می کند. اختصاص FTR معمولا در مزایده ها اتفاق می افتد طراحی مزایده بوسیله ISO اتفاق می افتد به ساختار بازار بستگی دارد. به صاحب FTR طبق فرمول
پرداخت می شود.
که درآن Pj قیمت پالس در محل pi,j قیمت پالس در محل Qij , I مقدار تقسیم در قراداد برای انتقال ما بین محل های ناوز می باشد. اگر مقدار قرارداد با مقدار واقعی دقیقا همخوانی داشته باشد یک FTR یک حصار مطمئن برای مشکلات مختلفی است که ممکن است وجودداشته باشد.
FTR ها فرم های مختلفی دارند مثل FTR ها نقطه به نقطه FTR,(Point to point) هاي flowgate که هردوی اینها دو نوع الزامی (obligation) واختیاری (option) دارند.
FTR های نقطه به نقطه و از نوع الزامی در عمل بهترین راه هستند. در FTR های نقطه به نقطه از نوع اختیاری پیچیدگی بیشتر است ومحاسبات بیشتری زیر طلب می کند ولی در برنامه PJM در سال ۲۰۰۳ مورد استفاده قرار گرفت فرم Flowgate در کالیفرنیا وتگزاس مورد استفاده قرار گرفته است. فرم نقطه به نقطه از نوع الزامی می تواند تنظیم (balanced) یا غیر تنظیم (unbalandced) باشد که نوع تنظیم برای جلوگیری از ترافیک های انتقال ونوع غیرتنظیم برای جلوگیری از تلفات مورد استفاده قرار می گیرد.
فرم flowgate بوسیله جا (chao) وپک (peck) در سال های ۹۷-۱۹۹۶ بیان شد و روي بازارهای غیرمتمرکز پایه ریزی شد. استافت (stoft) در سال ۱۹۹۸ نشان دادکه روش چاو-پک ریسک را در انتقال کم میکند. طرفداران روش flowgate ادعا می کنند که روش نقطه به نقطه به خوبی از شبکه انتقال محافظت نمی کند چون بازارهای FTR بر پای نقطه به نقطه درعمل به نسبت کم بازده کار می کنند. اورن (Oren) در سال ۱۹۹۷ توضیح داد که روش نقطه به نقطه به اشتباه در قیمت گذاری وارسال برق غیربازده می انجامد.
ایده روش flowgate اینست که چون الکتریسیته در مسیرهای موازی جریان دارد قیمت گذاری و پرداخت ها باید براساس جریان وشارش الکتریسیته باشد. فرض کلیدی شامل یک سیستم قدرت است با انشعاب های کم ظرفیت باعث محدود شدن شارش جریان از انشعاب ها می شود. در عمل این فرض دقیق نیست. بالدیک (baldick) در سال ۲۰۰۳ از روش flowgate انتقاد می کرد واین روش را از جنبه های اقتصادی و مهندسی مورد تجزیه وتحلیل قرار می داد و توضیح داد که این روش کاملا نسبت به آنچه فرض کردیم و از آن انتظار داریم تفاوت دارد و از بسیاری از اصول پیروی نمی کند.۴-۲-۲ تخصیص وقیمت گذاری حقوق انتقال مالی (FTR)
حقوق انتقال مالی (FTR) با روش های مختلفی تخصیص داده می شوند. آنها را میتوان به کسانی که در خطوط انتقال سرمایه گذاری می کنند داد.برای بقیه اعضای بازار باید یکسری خصوصیات قانونی داشته باشند تا بتوانند صاحب FTR بشوند. راه حلی که اجرامی شود بستگی به طراحی بازار و تصمیماتی که دربازار گرفته می شود دارد. FTR های ظرفیت خط انتقال می توانند به صورت های مختلفی اختصاص داده شوند. آنها میتوانند براساس حقوق انتقال موجود ویا مزایده و یا تعرفه های موجوداختصاص داده می شوند.
عایدی یک مزایده می تواند به صاحب خط انتقال داده شود. در کالیفرنیا صاحبان خط انتقال از عایدی برای سرمایه گذاری استفاده می کنند و در نیویورک برای کاهش هزینه های سرویس های انتقال.
اختصاص FTR های نقطه به نقطه الزامی (Point to point obligation) معمولا در مزایده انجام می شودکه در آن تابع سود خریدار وفروشنده حداکثر است. تابع به تمامی جزئیات سیستم بستگی دارد. مزایده مقدار FTR اختصاص داده شده وقیمت نهایی را تعیین می کند. همچنین مزایده مکانیسمی است که پیکربندی FTR ها درآینده را مشخص میکند.
FTR در بازارهای ثانویه هم معامله می شوند. ممکن است یک FTR بین دو محل وجودنداشته باشددر اینصورت FTR های مختلفی را ترکیب کنیم تا بین دو محل FTR مورد نظر را ایجاد کنیم. FTR ها مدت اعتبار ماهها یا سالها دارند.
مطالعه قیمت FTR ها نشان می دهد که قیمت ها نرخ محافظت در هنگام ترافیک و در فاصله های طولانی را نشان نمی دهند و صاحبان FTR ریسک بزرگی را متحمل می شوند. این بخاطر تعریف FTR است که با ظرفیت ثابت روی یک زمان مشخص بیان می شود. به همین دلیل اعضا بازار بعضی اوقات ترافیک انتقال را اشتباه پیش بینی می کنند. قیمت گذای FTR براساس پیش بینی ترافیک می باشد که با ارسال عملی برق تطابق کامل ندارد. این ممکن است باعث قیمت گذاری اشتباه FTR شود. قیمت گذاری اینچنین FTR ها می تواند نشانه یک بازار رشد یافته باشد.
۴-۲-۳ درآمد FTR ها
یکی ازمهمترین مسائل در اجرای FTR ها بوسیله ISO در آمد مناسب می باشد. برای حفظ اعتبار ISO FTR , باید شرایطی را هم زمان ایجاد کنند که این شرایط توسط مشکلات سیستم انتقال تعیین می شوند.
درامد مناسب به این معناست که درآمدی که توسط جمع آوری قیمت های محلی بدست آمده باید حداقل برابر با درامد صاحبان FTR ها باشد.هر وقت تغییری در ساختار FTR بوجود بیاید باید سیستم انتقال را تست کنیم تا ببنیم آیا همه شرایط همزمان برقرار هستند یا خیر. اگر شرایط برقرار بودند این سیستم درآمد زا می باشد. برای سیستم های ایده آل بدون تلفات اثبات شده که این چنین هستند. قیمت گذاری نامناسب محلی به عدم درآمد زایی منجر می شود. در حالت کلی چه برق DC یا AC باشد باید شرایط طوری باشد تا درآمد زایی تضمین شود.
بازار FTR به موازات بازار محلی عمل می کند و برای تضمین درآمدزايی تقاضای شبکه از FTR ها باید نیازهای سیستم قدرت که شامل نیازهای سیستم انتقال می شود را براورده کند.
تجربه بازارهای PJM ونیویورک نشان داده که نرم افزار می تواند این نیازها را توضیح دهد.
تحت یک بازار محلی درآمد از روش نقطه به نقطه الزامی بدست می آید.تست عملیاتی در فرمول های مزایده لحاظ شده وقیمت گذاری وتجارت FTR ها از طریق یک مزایده متمرکز در مدت زمان معلوم انجام می شود. هر FTR یک شارش توان معلوم واجرا شده دارد که عملکرد همزمان FTR ها در یک مزایده باعث قیمت گذاری FTR ها وایجاد تعرفه های ترافیکی و تعرفه های امنیتی برای حفظ امنیت در مواقع تراکم می شود.
اورن (OREN) درسال ۱۹۹۵ واورن و دینگ (DENG) د رسال ۲۰۰۳ بادلیل ثابت کردندکه تست عملیاتی همزمانی بسیار سخت و دقیق می باشد. دلیل آن اینست که چون بیشتر کالاها قابل تجارت در مقدار بیشتری نسبت به مقدار تحویلی فیزیکی مبادله می شوند منطقی است که این برای FTR ها هم صادق باشد. اگر چه شرط عملیاتی در تخصیص FTR های جدید به سرمایه گذاری ها بسیار مهم است.
۴-۲-۴ انتقادات و ايرادات مدل FTR
در سال ۲۰۰۳-۲۰۰۲ دو دانشمند (Joslow , Tirole) برای مدل FTR ایراداتی را تهیه کردند چه در حیطه اجرا و چه در حیطه سرمایه گذاری .آنها می گفتند که مدل FTR بر روی مفروضاتی بر پایه رقابت بسیار کامل بنا شده که باعث افزایش بازدهی می شود. این مفروضات شامل موارد زیر هم می شوند:
• قیمت های محلی دقیقا نشان دهنده مقدار تمایل مصرف کنندگان برای پرداخت پول است.
• خروجی شبکه توسط قیمت های محلی تعیین می شود.
• قیمت ترافيك دقیق و قابل تعیین است.
• قیمت نهایی باعث عمود توان از قسمتی به قسمت دیگر می شود ودرصورت عدم توافق هیچ توانی عبور می کند
• بازارهای آینده کامل هستند وبدون عیب
هچنین مدل FTR باعث سرمایه گذاری در بخش انتقال می شود كه با سرمایه گذاری در بخش تولید رقابت می کند ویک راه حل برای تنظیم برنامه ریزی آینده بازار می باشد. اگر چه اگر بعضی از مفروضات بالا وجود ندارند ولی مدل FTR دیگر برای جلوگیری از ترافیک وتراکم جاذبیتی ندارد.
توسط (Leautier) در سال۲۰۰۰ نشان داده شد که تحت سیستم پرداختی بر پایه سفارش که در آن ژنراتور ها دارای FTR ها هستند ظرفیت انتقال بازدهی آن به سمت بهینه شدن حرکت می کند. نتایج شبیه این برای حقوق انتقال فیزیکی (PTR) هم بدست آمد.
برای اجرای مدل FTR در کوتاه مدت ایرادات ریز مطرح شد:
براي اجراي مدل FTR د ركوتاه مدت ايرادات زير مطرح شد:
بازار قيمت ها را در يك منطقه پرترافيك افزايش مي دهد به طوري كه قيمت ها واقعي نخواهد بود. ژنراتورها در يك منطقه پرترافيك از عرضه بيشتر برق جلوگيري مي كنند تا قيمت ها را افزايش دهند و در نتيجه قيمت هاي نهايي بالاتر باعث افزايش سود آنها مي شود در حاليكه سرمايه گذاري را تحت تاثير قرار ميدهد.
• ظرفیت انتقال موجود در حال افزایش به خوبی تعریف نشده ودقیق نیستند.
• جدایی مالکیت انتقال و سیستم باعث ایجادمشکلاتی می شود.
• FTR ها به متغیرهای غیرثابتی وابسته هستند.
درآمد از محل قیمت های منطقه ای فقط %۲۵ کل هزینه ها را پوشش می دهد پس لازم است که FTR ها قیمت ثابتی عرضه شوندتا مخارج ثابتی را پوشش دهند.
احتمال اتفاقات خارج از کنترل ISO ممکن است به درآمد ناکافی منجر شود ولی این موارد خیلی کم هستند. بیشتر احتمالات را با اجرای برنامه های امنیتی برای ارسال برق بدست می آیند و در نتیجه تا حدی قابل پیش بینی هستند وتوانی که در اثر خط قطع شده از محلی دیگر وارد شبکه می شود.
۴-۲-۵ FTR ها وتوان بازار
در بین محققان درباره تعدیل توان بازار اجماع وجود دارد تا از این راه بتوانند مزایده های FTR ها را پربازده کنند. تدول (Tirole) در سال ۲۰۰۰ یک شبکه شعاعی را تخت ساختارهای مختلف بازار چه برای تولید چه برای FTR بررسی کرد ونشان داد که توان بازار در نقطه واردات بوسیله تولیدکننده( ویا در نقطه صادرات بوسیله مصرف کننده) انحصار FTR ها را شدیدتر و بدتر می کند چون داشتن انحصار دربازار FTR باعث تشویق تولید کننده بر کمترکردن تولید برای افزایش قیمت FTR می شود. این همچنین در ادامه و موازی با هدف FTR است. یعنی ژنراتورها توانند توان را به راحتی انتقال دهند وقتی که FTR موجود است وترافیک شبکه هم در دسترس ومعلوم می باشد. پس رفتار ژنراتور ها در بازار FTR باید تنظیم شود.
اختصاص FTR ها به یک ژنراتور بستگی به ساختار بازار دارد.وقتی یک FTR ابتدا به یک مالک (ژنراتور) تخصیص داده می شود. ژنراتور مایل است تمامی FTR ها مالک شود.وقتی همه FTR ها از ابتدا بین اجزاء وبازار تقسیم شود ژنراتور تمایلی برای خرید FTR ها نخواهد داشت.وقتی FTR ها در مزایده به بیشترین پیشنهادها داده شوند ژنراتورها تعداد رندومی FTR می خرند. با ادامه دادن این آنالیز مکانیسم های گوناگون تخصیص FTR در شرایط مختلف ترافیکی وتراکم بوجودمی اید که آنها را در شرایط مختلف می توان استفاده کرد.
ژنراتورها در مزایده بر پایه سفارشی FTR هایی برای بهتر کردن بازار توان خود می خرند. به خصوص در خطوط شعاعی بوسیله عدم اجازه به ژنراتورها برای داشتن FTR مربوط به انرژی تحویلی خود توان بازار تعدیل می شود.در موارد ۳ گرهی کم شدن توان از دادن FTR به گره مرجع با قیمتی که کمترین تاثیر را روی ژنراتور بگذاردحاصل می شود.
در استفاده مدل FTR درعمل، قوانینی برای سبک کردن توان بازار تنظیم شده است. (Federal Energy Regulatory Commission) FERC در طراحی بازار استاندارد این قوانین لحاظ کرده است. FETR نشان می دهدکه کمبود درسمت تقاضا و مشکلات انتقال دو قسمت اصلی بازار توان می باشند. FERC بین قیمت های بالا در نتیجه کمیابی وقیمت های بالا در نتیجه عملکرد بازار تفاوت می گذارد. برای استفاده از مکانیسم بازار براساس سفارش بر مبنایی لیاقت وسزاواری FERC بر ما پیشنهاد می کند که از سیستم سفارشی برای ژنراتورها در قسمت های پرفشار استفاده کنیم و یک محدوده امنیتی برای قسمت متقاضی قائل شویم. ژنراتورهایی که در سیستم جدید تنظیم شده اند باید دارای توان مالی کافی و داراي بازده مناسب باشند. بعضی ادعا می کنند که این مکانیسم ناکار آمد می باشد چون از تنبیهات استفاده می باشد چون از تنبیهات استفاده می کند واجازه نمی دهد که قیمت ها به قیمت نهایی برسند وبازار رزور را از بین می برد. درضمن قراردادهای طولانی مدت باید دلخواه وبا توافق همه طرفها باشند ونه براساس خصوصیات ظرفیتی.

بخشی از مقاله انگلیسی:

Abstract: This paper surveys the markets for financial transmission rights (FTRs) around the world. FTRs are used to hedge the costs associated with transmission congestion. Currently these rights are in use in PJM, New York and New England. A variant of financial transmission rights, which has both a physical and a financial aspect, was introduced in California in 2000. Similarly, flowgates were introduced in Texas in 2002. FTRs are also planned for introduction in New Zealand. The features of the FTRs and the design of the different FTR markets are described. The paper focuses on how FTRs can be acquired, their advantages and disadvantages, and their market performance. Keywords: Financial Transmission Rights; Auctions; Hedging; Property Rights. 1 Introduction According to Hogan (2003) transmission policy stands at the center of electricity market design. The basic principles are open access and non-discrimination. Financial transmission rights (FTRs) facilitate competitive open transmission access. The proposed standard market design in the US will reduce seams between regions and markets. Certain critical market activities require standardization in order to support efficient operation with open access and non-discrimination. The design includes an independent transmission provider, which administers a single tariff and operates the transmission system to support essential services. There should be a coordinated spot market for energy and ancillary services, which employs bid-based security constrained economic dispatch with locational marginal cost pricing. The design includes bilateral contracts with a transmission usage charge for each transaction based on the difference in the locational prices at the points of injection and withdrawal. In these electricity markets, generators receive the locational price at the point where they inject power into the market and loads pay the locational price at the point where they have withdrawn power from the market. When the locational price differs between the generator and the load, the load or generator may be subject to congestion fees. FTRs as described by Hogan (1992) entitle the holders of FTRs to receive the value of congestion as established by the locational price difference. Thus a holder of an FTR between a generator located at point A serving load at point B would be indifferent to any difference in the locational prices between the generator and load locations. The FTR would effectively reimburse the holder the same amount it pays in congestion fees. In the case of an FTR option the payoff would be non-negative. FTRs are assumed to redistribute congestion fees (or the congestion costs of market players), which can be considerable in the US power markets as illustrated in Figure 1-1. In PJM (Pennsylvania, New Jersey and Maryland), FTRs are called fixed transmission rights, in New York transmission congestion contracts (TCCs), in California firm transmission rights and in New Zealand and New England financial transmission rights. In Texas the flowgates are named transmission congestion rights (TCRs). __ Congestion Costs 0 100 200 300 400 500 600 New York PJM NE CAISO $ (million) 2000 2001 CAISO data excludes intra-zonal congestion New England data represents uplift costs Figure 1-1. Congestion costs in the US power markets (Singh, 2003). FTRs have been used in the PJM Interconnection since April 1, 1998, in New York since September 1, 1999, in California since February 1, 2000, and in New England since March 1, 2003. TCRs were introduced in Texas in February 15, 2002. PJM has introduced FTR obligations and options, while New York and New England have introduced FTR obligations, and are now evaluating FTR options. Various jurisdictions have chosen different FTR designs. PJM, New York, New England and Texas have chosen purely financial contracts and TransPower New Zealand plan to do the same. California has introduced contracts that have both a physical and a financial element and that have similarities to flowgate rights (FGRs) and is currently evaluating congestion revenue rights, which are similar to firm transmission rights. In this paper we firstly dicuss the properties of financial transmission rights. Next, we describe market performance criteria. Then, we survey the FTR markets in PJM, New York, California, New England, New Zealand and Texas. The emphasis is on the PJM and New York markets, since they are the most mature markets. Finally, we make some concluding remarks and compare the different markets. 2 Financial transmission rights properties Stochastic locational prices resulting in uncertain congestion charges create a demand by risk-averse market players for locational price hedging instruments. One such instrument is financial transmission rights (FTRs). The congestion rents that the independent system operator (ISO) collects are redistributed to the market players through FTRs (Hogan, 1992). Financial transmission rights define property rights and provide market players with the financial benefits associated with transmission capacity and facilitate efficient use of scarce resources. Property rights are also a mechanism to reward transmission investments. The rights will give investors a tradable contract in return. The ability to hedge transmission price is an important feature in facilitating an efficient electricity market. Efficient pricing of FTRs through liquid trading provides economic signals for location of generation, load and transmission investments.  FTRs offer instruments for converting historical entitlements to firm transmission capacity into tradable contracts that keep the owners just as well-off as economically while enabling them to cash out when others can make more efficient use of the transmission capacity covered by these contracts. An attractive public policy issue is that the FTRs offer a convenient path to competitive open transmission access. This is critical in establishing a competitive electricity market. 2.1 Financial transmission rights Because electricity flows according to Kirchoff’s laws and is difficult to trace, it is difficult to define and manage transmission usage. The first transmission capacity definition was a contract path fiction, which then evolved into flow-based paths. However because such a transaction involves the purchasing of several hedges against flowgates (Hogan, 2002a), an alternative approach is the point-to-point definition with implicit flows. Likewise, Joskow and Tirole (2000) have demonstrated analytical superiority of FTRs over physical rights. An FTR gives the holder its share of congestion rents that the ISO receives during transmission congestion. The amount of issued FTRs is decided ex ante and allocated by the ISO to holders based on preferences and estimates of future transmission capacity. The difference between the congestion rent and payments to FTR holders may be positive, resulting in a surplus to the ISO. The surplus is redistributed to FTR holders and transmission service customers. On the contrary, if payments to FTR holders exceed the congestion rent, the ISO reduces payments proportionally to FTR holders or requires that the transmission owners make up the deficit. The allocation of FTRs typically occurs as an auction, but FTRs may also be allocated to transmission service customers who pay the embedded costs of the transmission system. The design of the auction is decided by the ISO and depends on the market structure. FTRs entitle (or obligate) the holder to the difference in locational prices times the contractual volume. The mathematical formulation for the payoff is:

  

ارسال دیدگاه

نشانی ایمیل شما منتشر نخواهد شد. بخش‌های موردنیاز علامت‌گذاری شده‌اند *