3373

ﻧﺸﺮﻳﻪ ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 423 - اﻟﻒ ( ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 154 - ن آذر ﻣﺎه 1393 ﻧﺸﺮﻳﻪ ﮔﺮدآوری ﻣﺪار ک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ) ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 423 - اﻟﻒ ( ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 154 - ن آذر ﻣﺎه 1393 ﺑﺴﻤﻪ ﺗﻌﺎﻟﻲ ﭘﻴﺸﮕﻔﺘﺎر اﻣﺮوزه ﻧﻘﺶ و اﻫﻤﻴﺖ ﺿﻮاﺑﻂ، ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ و آﺛﺎر اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی ﻣﻨﺎﺳﺐ و ﻣﺴﺘﻤﺮ آﻧﻬﺎ در ﭘﻴﺸﺮﻓﺖ ﺟﻮاﻣﻊ، ﺗﻬﻴﻪ و ﻛﺎرﺑﺮد آﻧﻬﺎ را ﺿﺮوری و اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ ﺳﺎﺧﺘﻪ اﺳﺖ . ﻧﻈﺮ ﺑﻪ وﺳﻌﺖ داﻣﻨﻪ ﻋﻠﻮم و ﻓﻨﻮن در ﺟﻬﺎن اﻣﺮوز، ﺗﻬﻴﻪ ﺿـﻮاﺑﻂ، ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ در ﻫﺮ زﻣﻴﻨﻪ ﺑﻪ ﻣﺠﺎﻣﻊ ﻓﻨﻲ - ﺗﺨﺼﺼﻲ واﮔﺬار ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻣﺮاﺗﺐ ﻓﻮق و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ اﻗﻠﻴﻤﻲ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب در اﻳﺮان، ﺗﻬﻴﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪارد در ﺑﺨـﺶ آب از اﻫﻤﻴـﺖ وﻳﮋه ای ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده و از اﻳﻦ رو ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﻧﻴﻞ ﺑﻪ اﻳـﻦ ﻫـﺪف، ﺑـﺎ ﻣﺸـﺨﺺ ﻛـﺮدن رﺳﺘﻪ ﻫﺎی اﺻﻠﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺸ ﻜﻴﻞ ﻣﺠﺎﻣﻊ ﻋﻠﻲ – ﺗﺨﺼﺼﻲ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻛﻤﻴﺘﻪ ﻫﺎی ﺗﺨﺼﺼﻲ ﻛﺮده ﻛﻪ ﻧﻈـﺎرت ﺑـﺮ ﺗﻬﻴـﻪ اﻳـﻦ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺻﻨﻌﺖ آب ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ داﺷﺘﻦ ﻣﻮارد زﻳﺮ ﺗﻬﻴﻪ و ﺗﺪوﻳﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد : − اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﺨﺼﺺ ﻫﺎ و ﺗﺠﺎرب ﻛﺎرﺷﻨﺎﺳﺎن و ﺻﺎﺣﺐ ﻧﻈﺮان ﺷﺎﻏﻞ در ﺑﺨﺶ ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﺧﺼﻮﺻﻲ − اﺳﺘﻔﺎد ﺧﺬ ﻣﻌﺘﺒﺮ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ Ĥه از ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻣ − ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از ﺗﺠﺎرب دﺳﺘﮕﺎه ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ، ﺳﺎزﻣﺎن ﻫﺎ، ﻧﻬﺎدﻫﺎ، واﺣﺪﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ، واﺣﺪﻫﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ، ﻃﺮاﺣﻲ و ﺳﺎﺧﺖ − اﻳﺠﺎد ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ در ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻬﻴﻪ، اﺟﺮا، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ارزﺷﻴﺎﺑﻲ ﻃﺮح ﻫﺎ − ﭘﺮﻫﻴﺰ از دوﺑﺎره ﻛﺎری ﻫﺎ و اﺗﻼف ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺎﻟﻲ و ﻏﻴﺮﻣﺎﻟﻲ ﻛﺸﻮر − ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﺻﻮل و ﻣﻮازﻳﻦ ﻣﻮرد ﻋﻤﻞ ﻣ ﻮ ﺳﺴﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪارد و ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت ﺻﻨﻌﺘﻲ اﻳﺮان و ﺳﺎﻳﺮ ﻣ ﻮ ﺳﺴﺎت ﻣﻌﺘﺒﺮ ﺗﻬﻴﻪ ﻛﻨﻨﺪه اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺴﻬﻴﻞ در اﻣﺮ اﺳﺘﻔﺎده از اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺎ، ﺗﺪوﻳﻦ و ﻳﺎ ﺗﺮﺟﻤﻪ ﻧﺸﺮﻳﺎت و ﻛﺘﺐ ﺗﺨﺼ ﺼﻲ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ را ﻧﻴﺰ در دﺳﺘﻮر ﻛﺎر ﺧﻮد داﺷﺘﻪ و ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺣﺎﺿﺮ در راﺳﺘﺎی ﻧﻴﻞ ﺑﺪﻳﻦ ﻫﺪف ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . آﮔﺎﻫﻲ از ﻧﻈﺮات ﻛﺎرﺷﻨﺎﺳﺎن و ﺻﺎﺣﺒﻨﻈﺮاﻧﻲ ﻛﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ آﻧﻬﺎ ﺑﻪ ﻧﻮﻋﻲ در ارﺗ ﺒﺎط ﺑﺎ ﺗﻬﻴﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺖ آب ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﻣﻮﺟـﺐ اﻣﺘﻨﺎن ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺗﻬﻴﻪ و ﻛﻨﺘﺮل » ﮔﺮدآور ی ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ « ] ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره 154 - ن[ ﻣﺠﺮی : ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻣﻮﻟﻒ اﺻﻠﻲ : ﻃﻴﺒﻪ آرﻳﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﺗﻬﻴﻪ ﻛﻨﻨﺪه : ﻃﻴﺒﻪ آرﻳﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻣﺠﺪ اﻧﻮری ﻣﻘﺪم داﻧﺸﻜﺪه ﻓﻨﻲ داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای ﺑﺮق اﻣﻴﺮ ﺑﺎﻗﺮی دﻓﺘﺮ اﻗﺘﺼـﺎد ﻛـﻼن ﻣﻌﺎوﻧـﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮر دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد اﺷﻜﺎن رﺣﻴﻤﻲ ﻛﻴﺎن داﻧﺸﻜﺪه ﻓﻨﻲ داﻧﺸﮕﺎ ه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای ﺑﺮق ﻣﺤﻤﺪاﺑﺮاﻫﻴﻢ رﺋﻴﺴﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی رﺿﺎ ﻣﻴﺮزا اﺑﺮاﻫﻴﻤﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻧﻈﺮی اﻧﻮش ﻧﻮری اﺳﻔﻨﺪﻳﺎری ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻣﺸﺎور ﻣﻬﺎب ﻗﺪس ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺸﺎورزی اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﻧﻈﺎرت : ﻣﺠ ﺘﺒﻲ ﻏﺮوی داﻧﺸﮕﺎه ﻋﻠﻢ و ﺻﻨﻌﺖ اﻳﺮان دﻛﺘﺮای ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻋﻤﺮان ﻛﻴﻮﻣﺮث ﺣﻴﺪری وزارت ﻧﻴﺮو دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻧﻔﺖ و ﮔﺎز ﻏﻼﻣﻌﻠﻲ ﺷﺮزه ای داﻧﺸﻜﺪه اﻗﺘﺼﺎد داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﺤﻤﺪﺳﻬﺎم اﻟﺪﻳﻦ ﺣﺎﺗﻤﻲ ﻛﺎرﺷﻨﺎس آزاد ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ ﻋﻤﺮان آب – اﻋﻀﺎی ﮔﺮوه ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ) ﻛﻤﻴﺘﻪ ﺗﺨ ﺼﺼﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻗﺘﺼﺎدی، ﺗﻌﺮﻓﻪ و ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿـﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎی ﻓﻨﻲ ﺻﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر (: ﻣﻌﺼﻮﻣﻪ آذرﮔﻮن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آب و ﻓﺎﺿﻼب ﻛﺸﻮر ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻧﺮﮔﺲ دﺷﺘﻲ ﻃﺮح ﺗﻬﻴﻪ ﺿﻮاﺑﻂ و ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎی ﻓﻨـﻲ ﺻـﻨﻌﺖ آب ﻛﺸﻮر – وزارت ﻧﻴﺮو ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری ﻏﻼﻣﻌﻠﻲ ﺷﺮزه ای داﻧﺸﻜ ﺪه اﻗﺘﺼﺎد داﻧﺸﮕﺎه ﺗﻬﺮان دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻬﺪی ﺻﺎدﻗﻲ ﺷﺎﻫﺪاﻧﻲ داﻧﺸﮕﺎه ﻋﻠﻮم اﻗﺘﺼﺎدی دﻛﺘﺮای اﻗﺘﺼﺎد ﻋﻠﻴﺮﺿﺎ ﻏﻔﺎری ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻋﻠﻲ اﻛﺒﺮ ﻗﺒﺎدی ﺣﻤﺰه ﺧﺎﻧﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب اﻳﺮان ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری اﺣﻤﺪ ﻟﻄﻔﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻬﻨﺪﺳﻴﻦ ﻣﺸﺎور ﭘﻨﺪام ﻓﻮق ﻟﻴﺴﺎﻧﺲ ﻣﻬﻨﺪﺳﻲ آﺑﻴﺎری ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﻣﻘﺪﻣﻪ 1 ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 3 1 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 5 1 - 2 - ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق 7 1 - 2 - 1 - ﻧﻬﺎدﻫﺎی دوﻟﺘﻲ ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬار و ﻧﺎﻇﺮ 7 1 - 2 - 2 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﺻﻠﻲ ﺑﺎزار 8 1 - 3 - ﺑﺴﺘﺮ ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق 9 1 - 3 - 1 - ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی ) ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ( 9 1 - 3 - 2 - ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ) ﺑﻮرس ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی اﻧﺮژی ( 10 1 - 4 - ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺎزار ﺑﺮق 11 1 - 4 - 1 - ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد ) آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ ( 12 1 - 4 - 2 - ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ 12 1 - 4 - 3 - ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ 13 1 - 5 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق 13 ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 17 2 - 1 - ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 19 2 - 1 - 1 - ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﺑﺎزار ﺑﺮق در اﻳﺮان 19 2 - 1 - 2 - ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺳﻬﻢ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در اﻳﺮان 20 2 - 1 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن 22 2 - 1 - 4 - ﻧﺤﻮه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ، اﺟﺰا و روﻧﺪ آن در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان 24 2 - 1 - 5 - ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان 29 2 - 1 - 6 - وﺿﻌﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر 30 2 - 2 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 34 2 - 2 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 34 2 - 2 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل 35 2 - 2 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل و ﺑﺎزﻳﮕﺮ ان آن 37 2 - 2 - 4 - ﻧﺤﻮه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ﻧﻮردﭘﻮل 43 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ 2 - 2 - 5 - ﻧﻘﺶ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎز ار ﻧﻮردﭘﻮل 45 2 - 3 - ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM 49 2 - 3 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM 49 2 - 3 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزارPJM 50 2 - 3 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق PJM RTO و ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن 51 2 - 3 - 4 - ﻧﻘﺶ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫ ﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار PJM 63 2 - 4 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ) اﻧﮕﺴﺘﺎن، وﻟﺰ و اﺳﻜﺎﺗﻠﻨﺪ ( 64 2 - 4 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 64 2 - 4 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 65 2 - 4 - 3 - ﻓﻌﺎﻻن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 66 2 - 4 - 4 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ی اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 67 2 - 4 - 5 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ و ﺗﺴﻮﻳﻪ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 70 2 - 4 - 6 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 74 2 - 5 - ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 74 2 - 5 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ی ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎ رﻳﻮ 75 2 - 5 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 76 2 - 5 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 77 2 - 5 - 4 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ و ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار 78 2 - 5 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 81 2 - 6 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 82 2 - 6 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 82 2 - 6 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎز ار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 84 2 - 6 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 85 2 - 6 - 4 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 87 2 - 6 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 88 2 - 7 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 91 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ 2 - 7 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 91 2 - 7 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 93 2 - 7 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﺻﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 94 2 - 7 - 4 - ﻧﺤﻮه ی ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 96 2 - 7 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 98 ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 101 3 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 103 3 - 2 - اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 104 3 - 2 - 1 - ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 104 3 - 2 - 2 - ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑ ﺮداری و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ 105 3 - 2 - 3 - ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ و ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ 107 3 - 3 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 108 3 - 3 - 1 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 108 3 - 3 - 2 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 119 3 - 3 - 3 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM 127 3 - 3 - 4 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 132 3 - 3 - 5 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 139 3 - 3 - 6 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 147 3 - 3 - 7 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 155 3 - 3 - 8 - ﺧﻼﺻﻪ و ﺟﻤﻊ ﺑﻨﺪی 158 ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 161 4 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت 163 4 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ 163 4 - 2 - 1 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری 164 4 - 2 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ 164 4 - 2 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ 165 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﻣﻄﺎﻟﺐ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ 4 - 2 - 4 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ 165 4 - 2 - 5 - ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی 166 4 - 2 - 6 - ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت 166 4 - 2 - 7 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ 167 4 - 2 - 8 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻣﺎﻟﻴﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ 167 4 - 2 - 9 - ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای 168 4 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان و ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 170 4 - 3 - 1 - اﻳﺮان 171 4 - 3 - 2 - ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 172 4 - 3 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ 177 4 - 3 - 4 - ﺗﺮﻛﻴﻪ 184 4 - 3 - 5 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﺳﻄﺢ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ 185 4 - 3 - 6 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎ ﻳﺘﻲ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ی اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه آﻣﺮﻳﻜﺎ )PJM و ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ( 186 4 - 3 - 7 - اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 190 4 - 4 - ﺧﻼﺻﻪ ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه 190 4 - 4 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ 191 4 - 4 - 2 - ﻫﺪف ﮔﺬار ی در اﺳﻨﺎد ﺑﺎﻻدﺳﺘﻲ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ 191 4 - 4 - 3 - ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن و ﻧﻬﺎد اﺟﺮاﻳﻲ و ﻧﺎﻇﺮ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ 191 4 - 4 - 4 - ﺗﺮﻛﻴﺐ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 192 4 - 4 - 5 - ﻧﺮخ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 193 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول 2 - 1 - ﻇﺮﻓﻴ ﻧﺼﺐ ﺖ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر ﺳﺎل در 1390 21 ﺟﺪول 2 - 2 - ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ، ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺑﻬﺎی ی آﻣﺎدﮔﻲ ﭘﺎﻳﻪ و ﻧﺮخ اﻧﺮژی 27 ﺟﺪول 2 - 3 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ ﻫﺎ 1387 - 1391 28 ﺟﺪول 2 - 4 - ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق و آب ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق 33 ﺟﺪول 2 - 5 - ﻣﺘﻮﺳﻂ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق و آب ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی 34 ﺟﺪول 2 - 6 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی ﺷﺪه ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 35 ﺟﺪول 2 - 7 - ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺳﺎل در 2011 36 ﺟﺪول 2 - 8 - ﺣﺠﻢ ارزش و ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق در ﺑﺎزار Elspot ﻫﺎی ﺳﺎل در 2011 - 2010 38 ﺟﺪول 2 - 9 - ﺣﺠﻢ ارزش و ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق در ﺑﺎزار Elbas ﻫﺎی ﺳﺎل در 2011 - 2010 39 ﺟﺪول 2 - 10 - ﺣﺠﻢ ارزش و ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﺎﻟﻲﻣ ﻧﻮردﻳﻚ ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 2011 - 2010 42 ﺟﺪول 2 - 11 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ ) ﺧﺎرج از ﺑﺎزاراﻧﺮژی ( 48 ﺟﺪول 2 - 12 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار PJM ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 51 ﺟﺪول 2 - 13 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻣﻨﻄﻘﻪ PJM ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 51 ﺟﺪول 2 - 14 - ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺑﺎزار ای ﻗﺒﻞ روز زﻣﺎن و ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی PJM ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 2000 - 2011 58 ﺟﺪول 2 - 15 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻣﻨﻄﻘﻪ PJM RTO 63 ﺟﺪول 2 - 16 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 65 ﺟﺪول 2 - 17 - ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺳﺎل در 2010 66 ﺟﺪول 2 - 18 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 74 ﺟﺪول 2 - 19 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻛﻞ ی ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘ ﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 76 ﺟﺪول 2 - 20 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 76 ﺟﺪول 2 - 21 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺳﺎل در 2011 84 ﺟﺪول 2 - 22 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 85 ﺟﺪول 2 - 23 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 90 ﺟﺪول 2 - 24 - ﺧﻼﺻﻪ ی ﺗﺤﻮﻻت ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 92 ﺟﺪول 2 - 25 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺳﺎل در 2011 94 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول 2 - 26 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ اﺣﺪاث و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدا از ری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗـﻮاﻧﻴﻦ ﺷـﻤﺎره ی 4628 و 5346 98 ﺟﺪول 3 - 1 - ﻣﻴﺰان ﺧﺪﻣﺎت FCNOR در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی ﺳﺎل در 2006 120 ﺟﺪول 3 - 2 - ﺗﻮزﻳﻊ ﺧﺪﻣﺎت FCNOR ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی 121 ﺟﺪول 3 - 3 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ذﺧﻴﺮه در ﻫﺎ ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل 121 ﺪولﺟ 3 - 4 - واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ی رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﻧﺮﻣﺎل (FCNOR) 122 ﺟﺪول 3 - 5 - واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل (FCDR) 122 ﺟﺪول 3 - 6 - اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت رزرو در ﺑﺎزار ﻧﻮردل 125 ﺟﺪول 3 - 7 - ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ رزروﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 134 ولﺟﺪ3 - 8 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 136 ﺟﺪول 3 - 9 - ﻣﺸﺨﺼﺎت و ﻧﺤﻮه ی ﭘﺮداﺧﺖ رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ 136 ﺟﺪول 3 - 10 - ﻣﺸ ﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 137 ﺟﺪول 3 - 11 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 138 ﺟﺪول 3 - 12 - ﻫﺎی ﺟﻨﺒﻪ ﻓﻨﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ راه ﺧﻮد اﻧﺪازی در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 138 ﺟﺪول 3 - 13 - ﻫﺎی ﺟﻨﺒﻪ اﻗﺘﺼﺎدی ﺳﻴﺴﺘﻢ راه ﺧﻮد اﻧﺪازی در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن 139 ﺟﺪول 3 - 14 - اﻧﻮاع رزرو در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 139 ﺟﺪول 3 - 15 - ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 158 ﺟﺪول 3 - 16 - ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 159 ﺟﺪول 3 - 17 - ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 159 ﺟﺪول 3 - 18 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ 160 ﺟﺪول 3 - 19 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧ ﻮدراه اﻧﺪازی 160 ﺟﺪول 4 - 1 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ 169 ﺟﺪول 4 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ﺗﺸﻮ ی اﻧﺮژ ﻲﻘﻳ ﺗﺠﺪ یﻫﺎ ی در ﺮﻳﭘﺬ ﺪﻳ ﻛﺸﻮ ی رﻫﺎ اﺗﺤﺎد ﻳﻪ اروﭘﺎ 170 ﺟﺪول 4 - 3 - ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ 173 ﺟﺪول 4 - 4 - ﺗﻌﻬﺪات ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﺎﻟﺐ در ﺗﻌﺪاد ROC ازای ﺑﻪ ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ 175 ﺟﺪول 4 - 5 - ﻣﻘﺪار ROC اﻋﻄﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 175 ﺟﺪول 4 - 6 - ﻣﻘﺪار ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻫﻮا و آب 177 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺟﺪول ﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺟﺪول 4 - 7 - ﺗﻌﻬﺪات ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﺎﻟﺐ در ﺗﻌﺪاد ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق 183 ﺟﺪول 4 - 8 - ﻫﺪف ﮔﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺳﺎل ﺗﺎ ﻫﺪف در ﺑﺎزارﻫﺎی PJM و ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 187 ﺟﺪول 4 - 9 - اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ و داﻣﻨﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﺑﺮق واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 191 ﺟﺪول 4 - 10 - اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن، ﻫﺎی ﻧﻬﺎد اﺟﺮا ﻛﻨﻨﺪه و ﻧﺎﻇﺮ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 192 ﺟﺪول 4 - 11 - ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺮق از ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﺘﺨﺐ 192 ﺟﺪول 4 - 12 - ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻳﻚ ﻫﺮ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 193 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺷﻜﻞ ﻫﺎ و ﻧﻤﻮدارﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺷﻜﻞ 1 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم ﻋﻤﻮدی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق 6 ﺷﻜﻞ 1 - 2 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم اﻓﻘﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق 6 ﺷﻜﻞ 1 - 3 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻛﻠﻲ ﺟﺎﻳﮕﺎه ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 11 ﺷﻜﻞ 1 - 4 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﻫﺎ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ی ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد 15 ﺷﻜﻞ 2 - 1 - ﺳﻬﻢ ﻳﻚ ﻫﺮ از اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﻳﺮان ﺳﺎل در 1390 21 ﺷﻜﻞ 2 - 2 - ﺳﻬﻢ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻫﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 1390 - 1377 22 ﺷﻜﻞ 2 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 22 ﺷﻜﻞ 2 - 4 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 2006 - 2011 36 ﺷﻜﻞ 2 - 5 - زﻣﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت در Elbas 39 ﺷﻜﻞ 2 - 6 - ﺗﻮاﻟﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 41 ﺷﻜﻞ 2 - 7 - ﺗﻮاﻟﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻣﺎﻟﻲ و ﻧﻮردﭘﻮل 42 ﺷﻜﻞ 2 - 8 - ی اراﺋﻪ ﻓﺮم ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ در ﺑﺎزار ﻗﺒﻞ روز ﻧﻮردﭘﻮل 44 ﺷﻜﻞ 2 - 9 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش و ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺳﺎﻋﺖ 5 ﺻﺒﺢ ﻣﻮرخ 02 / 12 / 2010 45 ﺷﻜﻞ 2 - 10 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﺳﺎل ﻃﻲ 2000 ﺗﺎ2011 45 ﺷﻜﻞ 2 - 11 - ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺟﺮﻳﺎن ﺑﺮ آب ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق ی در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل 46 ﺷﻜﻞ 2 - 12 - ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق ی ﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺷﻤﺎﻟﻲ و ﺟﻨﻮﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﻴﺰان ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﺑﺮق 47 ﺷﻜﻞ 2 - 13 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﻔﺘﮕﻲ درﺻﺪ ﭘ ﺮﺷﺪﮔﻲ ﻣﺨﺎزن ﺳـﺪﻫﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ و ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق در ﻣﻨﻄﻘـﻪ ی ﻧﻮردﻳـﻚ ﻃـﻲ ﻫﺎی ﺳﺎل 2011 - 2009 48 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺷﻜﻞ ﻫﺎ و ﻧﻤﻮدارﻫﺎ ﻋﻨﻮان ﺻﻔﺤﻪ ﺷﻜﻞ 2 - 14 - ﺳﺎزﻣﺎن ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ و ای ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ در آﻣﺮﻳﻜﺎ 49 ﺷﻜﻞ 2 - 15 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻗﺒﻞ روز و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ 55 ﺷﻜﻞ 2 - 16 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ اﺟﺰای ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪه ی LMP 55 ﺷﻜﻞ 2 - 17 - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ در ای ﺑﺎزار ﻗﺒﻞ روز در ﺗﺎرﻳﺦ 23 / 02 / 2012 57 ﺷﻜﻞ 2 - 18 - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ در ای ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ در ﺗﺎرﻳﺦ 23 / 02 / 2012 57 ﺷﻜﻞ 2 - 19 - ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق PJM RTO ﺳﺎل از2000 ﺗﺎ2010 59 ﺷﻜﻞ 2 - 20 - ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎی VRR در ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎی ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ PJM 61 ﺷﻜﻞ 2 - 21 - LDA ﻫﺎی دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ، LDA ﻫﺎی ﺑﺪون ﻣﺤﺪوﻳﺖ و ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻳﻦ در ﻣﻨﺎﻃﻖ 62 ﺷﻜﻞ 2 - 22 - اﺟﺰای ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ 62 ﺷﻜﻞ 2 - 23 - ﻛﺎر و ﺳﺎز ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻫﺎی ﺣﺮاج ﺑﺎزار 63 ﺷﻜﻞ 2 - 24 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 70 ﺷﻜﻞ 2 - 25 - ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻳﻚ BMU ﻳﻚ در را دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ 71 ﺷﻜﻞ 2 - 26 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ BMU ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه 72 ﺷﻜﻞ 2 - 27 - ﻧﺤﻮه ی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺎ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﺠﺎری 73 ﺷﻜﻞ 2 - 28 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺟﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻗﺒﻞ ی ﭘﺨﺶ از ﺑﺎر 79 ﺷﻜﻞ 2 - 29 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺟﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﺨﺶ ی ﺑﺎر زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ 80 ﺷﻜﻞ 2 - 30 - ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ اﻧﺮژی در ﺣﺎﻟﺖ Pre-dispatch 81 ﺷﻜﻞ 2 - 31 - ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮادری در ﺣﺎﻟﺖ Pre-dispatch 81 ﺷﻜﻞ 2 - 32 - ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺗﺤﺖ ﻣ ﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 83 ﺷﻜﻞ 2 - 33 - ﭘﻴﺶ ﺑﺎر ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه، ﺑﺎر ﺑﺎزار ﺳﻠﻒ و درﺻﺪ ﻫﻤﭙﻮﺷﺎﻧﻲ ﻫﺎی ﺳﺎل در ﻫﺎ آن 2010 و 2011 86 ﺷﻜﻞ 2 - 34 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺠﺰاﺳﺎزی ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﻃﻮل زﻣﺎن 93 ﻧﻤﻮدار 2 - 35 - ﺳﻬﻢ ﻳﻚ ﻫﺮ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﻞ در ﻫﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی ﺷﺪه ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺳﺎل در 2011 93 ﺷﻜﻞ 2 - 36 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 96 ﺷﻜﻞ 2 - 37 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﺑﺎزار ﻗﺒﻞ روز 97 ﺷﻜﻞ 3 - 1 - ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ازای ﺑﻪ ﺧﺮوج ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ 104 ﺷﻜﻞ 3 - 3 - ﻧﻤﻮدار ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮر ﺳﻨﻜﺮون 107 ﺷﻜﻞ 3 - 4 - ﻧﻤﻮدار ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه راﺑﻄﻪ ﺧﻄﻲ دروپ ﺑﺎ RF 112 ﺷﻜﻞ 3 - 5 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ راﻛﺘﻴﻮ ﻣﻨﺒﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ 115 ﻓﻬﺮﺳﺖ ﺷﻜﻞ ﻫﺎ ﻋﻨﻮ ان ﺻﻔﺤﻪ ﺷﻜﻞ 3 - 6 - ﺗﺎﺑﻊ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ 145 ﺷﻜﻞ 3 - 7 - ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺧﺮوﺟﻲ ژﻧﺮاﺗﻮر 158 ﺷﻜﻞ 4 - 1 - ﻗﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻣﺠﻮز اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺳﺎل از 2005 ﺗﺎ2012 186 ﻣﻘﺪﻣﻪ 05 / 09 / 93 1 ﻣﻘﺪﻣﻪ ﻣﻘﺪﻣﻪ ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺣﺎﺿﺮ ﺑﺨﺸﻲ از اﺳﻨﺎد ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻧﺸﺮﻳﻪ » راﻫﻨﻤﺎی ﺗﺸﺨﻴﺺ آﺛﺎر ﻓﻨﻲ، اﻗﺘﺼﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑـﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔ ﻫﺎ ﺎه آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﺧﺪﻣﺎت ارا ﺋ ﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری اﺳﺖ « . اﻳﻦ ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺎی ﺗﺠﺎرب ﺟﻬﺎﻧﻲ درﺧﺼﻮص ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﻧﺤﻮه ارزش ﮔﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑـﻲ در اﻳﻦ ﺑﺎزار و ﻧﻴﺰ ﺑﺮرﺳﻲ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار در ﭼﻬﺎر ﻓﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ : ﻓﺼﻞ اول : ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺑﻪ ﻃﻮر ﻋـﺎم ﺷـﺎﻣﻞ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﺑﺴـﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟـﻪ، ﻣـﺪل ﻫـﺎ و ﻧﺤـﻮه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در آن ﻫ ﺎ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﻓﺼﻞ دوم : ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﻫﻤﭽﻨ ﻴﻦ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق اﺷﺎره ﺷﺪه در ﺷﺮح ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴـﻚ ﺗﺎرﻳﺨﭽـﻪ، ﺳـﺎﺧﺘﺎر و ﻣﺒﺎﻧﻲ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ، ﻣﺒﺎﺣﺚ اﻳﻦ ﻓﺼﻞ را ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﻼش ﺷﺪه ﻛﻪ ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑـﻲ ﻧﻴـﺰ ﺣﺘﻲ اﻟﻤﻜﺎن ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم : ﺗﻌﺮﻳﻒ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و ﻧﺤﻮه ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﭘﺮ داﺧﺖ ﺑﺎزارﻫﺎ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت، ﻣﻮﺿﻮﻋﺎت ﻣﻮرد ﺑﺤـﺚ در اﻳـﻦ ﻓﺼﻞ را ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم : اﻳﻦ ﻓﺼﻞ ﺑﻪ ﺗﻌﺮﻳﻒ اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ، ﻧﺤﻮ ه ی اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎرﻫﺎ و ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ ﺷﺪن آن در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی ( ﺑﺎ ﻫﺪف دروﻧﻲ ﻛﺮدن آﺛ ﺎر زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨـﺐ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ از ﻧﺘﺎﻳﺞ و ﺟﻤﻊ ﺑﻨﺪی ﻫﺎ ی ﻛﻠـﻲ اﻳـﻦ ﻧﺸـﺮﻳﻪ در ﺗـﺪوﻳﻦ » راﻫﻨﻤـﺎی ﺗﺸـﺨﻴﺺ آﺛـﺎر ﻓﻨـﻲ، اﻗﺘﺼـﺎدی و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﺑﺮآورد ارزش واﻗﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ و ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﺷﺪه اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی از دﻳ ﺪﮔﺎه ﺑﻨﮕﺎه داری « اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . 1ﻓﺼﻞ 1 ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 5 ﻓﺼﻞ اول- ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 1 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﺑﺴﻴﺎری از ﻛﺸﻮرﻫﺎی دﻧﻴﺎ ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﭼﻮن اﻫﻤﻴـﺖ اﺳـﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ آن ﺑـﺮای ﺗﻮﺳـﻌ ﻪ ی ﺷـﻬﺮی و ﺻـﻨﻌﺘﻲ، ﺗﺎﺛﻴﺮ ات آ ن ﺑﺮ ﻣﻮﺿﻮﻋﺎت اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ﺑﺮﺧﻮرداری از وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی اﻧﺤﺼﺎر ﻃﺒﻴﻌﻲ1 ﻫﻤـﺮاه ﺑـﺎ ﺿـﺮورت وﺟـﻮد ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﮔﺴﺘﺮد ه ی اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺟﻬﺖ ارﺳﺎل ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ، از ﺳﺎﺧﺘﺎری اﻧﺤﺼﺎری ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده و ﺗﺤـﺖ ﻧﻈﺮ ﻳﻚ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ واﺣﺪ ) دوﻟﺖ ( ﻫﺎ اداره ﻣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺳـﺎﺧﺘﺎر، ﻣﺎﻟﻜﻴـﺖ ﻛﻠﻴـﻪ ﺗﺎﺳﻴﺴـ ﺎت ﺗﻮﻟﻴـﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ در ﻧﺎﺣﻴ ﻪ ی ﻣﺸﺨﺺ در اﺧﺘﻴﺎر ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻳﻜﭙﺎرﭼ ﻪ ی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ ه ی ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ2 ﻗﺮار داﺷﺖ ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺑﺮق را ﺑـﺎ ﻧـﺮخ ﻫـﺎی ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه و ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت ﺳﺎ زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻣﺤﻠﻲ در اﺧﺘﻴﺎر ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﺮار ﻣﻲ دادﻧﺪ . ﺑـﻪ ﻋـﻼوه ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮ زﻳﻊ، اﻧﺤﺼﺎر ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از اﻳﻦ ﺧﻄﻮط را در اﺧﺘﻴﺎر داﺷﺘﻪ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ3 در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻣﻜﺎن دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺑﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ اﺟﺰای ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت4 را ﻧﺪا ﺷﺘﻨﺪ . اﻣﺎ از اواﺳﻂ دﻫ ﻪ ی 1980 ﻣﻴﻼدی ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎ درﻳﺎﻓﺘﻨﺪ ﺣﺘﻲ اﮔﺮ در ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ وﺿـﻌﻴﺖ اﻧﺤﺼـﺎر ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از وﻳﮋﮔﻲ ﺻﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﻧﺎﺷـﻲ از ﻣﻘﻴـﺎس 5 در ﺳـﻄﺢ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪ، از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺷﺪن ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﺑﺎ ﭼﻨﻴﻦ ﺗﻔﺴﻴﺮی، ﻣﺸﺨﺼ ﻪ ی اﻧﺤﺼﺎر ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿ ﻪ ی ﺑﺮق ﺑـﻪ ﺳـﺮﻋﺖ رﻧـﮓ ﺑﺎﺧﺘﻪ و ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺘﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺑﺴﻴﺎری از ﻛﺸ ﻮرﻫﺎ اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ و ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻـﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺧـﻮد در ﺳـﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻋﺮﺿـﻪ ) و در ﺑﺮﺧـﻲ ﻣـﻮارد در ﺳـﻄﺢ ﺗﻮزﻳـﻊ ( ﻧﻤﻮدﻧـﺪ . ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﻣﻔﻬـﻮم آزادﺳـﺎزی و ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر از ﺻﻮرت ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس ارزﻳـﺎﺑﻲ ﻣﻴـﺰان و درﺟـ ﻪ ی اﺻـﻼﺣﺎت در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺘﻔﺎ وت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ داﻣﻨﻪ ای از ﺻﺪور اﺟﺎز ه ی ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﺴـﺘﻘﻞ در ﺑـﺎزار ﺗـﺎ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻋﻤﻮدی اﻧﺤﺼﺎری ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ دوﻟﺖ ﺑﻪ ﺣﻮزه ﻫﺎی ﻣﺠﺰای ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳـﻊ و ﺗﺒـﺪﻳﻞ آن ﺑـﻪ ﻳـﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻓﻘﻲ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮا ﺳﺮی ﺑ ﺮق ) ﺷﻜﻞ ﻫـﺎی )1 - 1 ( و )1 - 2 (( را در ﺑـﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻣﻮرد اﺧﻴﺮ ﻳﻜﻲ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺗﺤﻮﻻت در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . 1- Natural Monopoly 2- Vertically Integrated Utility 3 - ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ی ﻣﺴﺘﻘﻞ )Independent Power Producer ( ﻳﺎ ﻏﻴﺮﻋﻤﻮﻣﻲ )Non-utility Generator ( ، ﻧﻬﺎدی اﺳﺖ ﻏﻴﺮدوﻟﺘﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق و ﻋﺮﺿﻪ ی آن ﺑﻪ ﻧﻬﺎدﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 4 - Power System :ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪ رت ﺷﺒﻜﻪ ای از اﺟﺰای اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ، اﻧﺘﻘﺎل و ﻣﺼﺮف اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻣـﻮرد اﺳـﺘﻔﺎده ﻗـﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . اﻳـﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺑﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 5- Economies of Scale 6 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻨﺒﻊ : اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ . رﻳﺎﺣﻲ، » . رﺿﺎ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﮔﺬری ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان « ، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، 1388 . ﺷﻜﻞ1 - 1 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم ﻋﻤﻮدی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻣﻨﺒﻊ : اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ . رﻳﺎﺣﻲ، . رﺿﺎ ﻫﻤﺎن . ﺷﻜﻞ 1 - 2 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ادﻏﺎم اﻓﻘﻲ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻓﻘﻲ، ﺑﺎزﻳﮕﺮاﻧﻲ ﻣﺘﻌﺪد در ﻓﻀﺎﻳﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻣﺼﺮف و ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی ﺑﺮق ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﭼﻨﻴﻦ ﻓﻀﺎﻳﻲ ﻣﺴﺘﻠﺰم وﺟﻮد اﻧﻮاع ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺑﻠﻨﺪﻣﺪﺗﻲ ا ﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن، ﺧﺮﻳﺪاران و ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان ﺑﺪون ﺗﺒﻌﻴﺾ و آزاداﻧﻪ ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺎﻫ آن ﺑﺎﺷﻨﺪ . در ﻛﺸﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻧﻤﻮد ه اﻧﺪ، اﻧﺘﻈـﺎر ﺑـﺮ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎزی رﻗﺎﺑﺖ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻛﺎراﻳﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺻﻨﻌﺖ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ ﺑﺮق ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺑـﻴﻦ ﻋـﻼوه ﺑﺮ ﺗﻼش ﺑﺮای ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﺑﺎزﻳﮕﺮان و ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ، ﻣـﺪل ﻫـﺎی ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮﻧﻲ ﻧﻴـﺰ ﺑـﺎ ﻫـﺪف ﻧﺤـﻮه ی ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﺗﻌﺪد، داﻣﻨـ ﻪ ی ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﻧـﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﻛﺸﻮرﻫ ﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ، ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار، ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ و ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﺑـﺎزار ﻣﺘﻔـﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، در ﻓﺼﻞ ﺣﺎﺿﺮ اﺑﺘﺪا ﻛﻠﻴﺎﺗﻲ در زﻣﻴﻨ ﻪ ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ و ﻣﻬـﻢ ﺗـﺮﻳﻦ ﻣـﺪل ﻫـﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ و ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ا راﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺳﭙﺲ ﺑﻪ ﺑﺮرﺳﻲ ﺳﺎﺧﺘﺎر، ﻧﺤﻮ ه ی یﮔﻴﺮ ﺷﻜﻞ و ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑـﺮق ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 7 اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ از ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﻬﻢ ﺑﺮق دﻧﻴﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ، از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﻳﻜﻲ از اﻫﺪاف ﻃﺮح ﺣﺎﺿﺮ ﺑﺮرﺳـﻲ و دﻗﺖ ﻧﻈﺮ در زﻣﻴﻨ ﻪ ی ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی در ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزارﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻟﺬا ﺗـﻼش ﺧﻮاﻫـﺪ ﺷﺪ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﺎﻧﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺑﺎزارﻫﺎ ﺑﻪ اﻳﻦ اﻣﺮ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺷ . دﻮ 1 - 2 - ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق1 ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از اﻓﺮاد، ﻧﻬﺎدﻫﺎ، ﺳﺎ زﻣﺎن و ﻫﺎ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ در ﻛـﻪ ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل، ﺗﻮزﻳﻊ، ﻣﺼﺮف و ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی ﺑﺮق، ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﺒﺎدﻻت و ﺗﺎﻣﻴ ﻦ ﭘﺎﻳﺪاری ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ در . ﻳﻚ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻛﻠﻲ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ی ﻛﻠﻲ ﻧﻬﺎد ﻫﺎی دوﻟﺘـﻲ ﻗـﺎﻧﻮن ﮔـﺬار و ﻧﺎﻇﺮ و ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻛﺮد . 1 - 2 - 1 - ﻧﻬﺎدﻫﺎی دوﻟﺘﻲ ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬار و ﻧﺎﻇﺮ اﻟﻒ- ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺑﺎزار2 :ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﻨ ﻨﺪه ی ﺑﺎزار از ﻳﻚ ﻃﺮف ﻣﺴﻮول ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ی اﻧﺤﺼﺎری ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﺳﺖ ﻛـﻪ اﻏﻠﺐ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪ ﺑﺨﺶ ی ه ﻫﺎ ی اﻧﺘﻘﺎل، ﺗﻮزﻳﻊ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ ﻣﻮﻇـﻒ ﺑـﻪ ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻮدن ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺖ ﭘﺎﻳﺪار در ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ ﻣﺤﺎﻓﻈ ﺖ از اﻣﻨﻴﺖ ﻋﺮﺿ ﻪ ی اﻧﺮژی، ﺻﺪور ﻣﺠﻮزﻫﺎی ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ و ﭘﺮواﻧﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﻧﻴﺰ ﺣﻞ و ﻓﺼﻞ ﻣﻨﺎزﻋﺎت اﻳﻦ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺨﺶ ) ﻫﺎ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻣﺴﺎﻳﻞ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﻛﻤﺒﻮد ﺳﻮﺧﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ( ﻫﺎ ﺑﺮ ﻋﻬﺪ ه ی اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ب- ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ3 :ﻣﺴﻮول ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت و ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ و ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻳـﻦ وﻇﺎﻳﻒ از ﻃﺮﻳﻖ دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ4 و ارﺳﺎل اﻃﻼﻋﺎت ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﺗﻌـﺎدل ﻟﺤﻈـﻪ ای ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﻣﻘﺎﺑـﻞ ﺧﺮوج ﻫﺎی اﺿﻄﺮاری واﺣﺪﻫﺎ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ان ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻏﻠﺐ ﺑﻪ دو ﮔﺮوه ISO Max و ﻳﺎISO Min ﺗﻘ ﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ISO Max ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت، ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارد و در ﻣﻘﺎﺑﻞISO Min ﺗﻨﻬﺎ وﻇﻴﻔﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی اﻳﻤﻦ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت را ﻋﻬﺪه دار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Market Participants 2- Regulator 3- Independent System Operator 4 - دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ ﻧﻬﺎدی اﺳﺖ ﻛﻪ وﻇﺎﻳﻒ ﺣﺼﻮل اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﺗﺪاوم در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از ﻃﺮﻳـﻖ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی، ﭘـﺎﻳﺶ و ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ی ﻪﺷﺒﻜ ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻧﺘﻘﺎل ، ﺣﻔﻆ ﭘﺎﻳﺪاری و اﻳﻤﻨﻲ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻧﺘﻘﺎل، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﻛﻤﻲ و ﻛﻴﻔـﻲ ﻧـﺎﻇﺮ ﺑـﺮ ﭘﺎﻳـ ﺪاری و اﻣﻨﻴـﺖ ﺷـﺒﻜﻪ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻬﻴﻨﻪ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻧﺘﻘﺎل در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮرات و ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . 8 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 1 - 2 - 2 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﺻﻠﻲ ﺑﺎزار اﻟﻒ- ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن1 :ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ ﮔﺎن ﻓﻌﺎل در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار، اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ را از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ ﻫﻤﭽﻮن ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ و ﻳﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻤﻮده و ﺑﺎ اراﺋﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ در ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ، ﻋﻘـﺪ ﻗﺮاردادﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ و ﻳﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ ) در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ( آن را ﺑﻪ ﻓﺮوش ﻣﻲ رﺳﺎﻧﻨﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﮔـﺮوه ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺟﺰ ﺑﺮﺧﻲ ﻣـﻮارد در اﻏﻠـﺐ ﻛﺸﻮرﻫﺎ، اﻣﻜﺎن ﻓﺮوش و ﻛﺴﺐ درآﻣﺪ از ﻃﺮﻳﻖ اراﺋﻪ ی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت وﺟﻮد دارد . ب - ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل : وﻇﻴﻔﻪ ی اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﻓﺸﺎر ﻗﻮی در ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل و رﺳﺎﻧﺪن آن از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑـﻪ ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن و ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﺳﺖ . ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق از ﻗﺒﻴﻞ ﻛﺎﺑﻞ ﻫـﺎ و ﭘﺴـﺖ ﻫـﺎی ﺗﺒـﺪﻳﻞ در اﺧﺘﻴـﺎر اﻳـﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﺑﻮده و ﻣﻌﻤﻮﻻ ﻣﺎﻟﻜﺎن ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﻫﻤﺎن ﻣﺎﻟﻜـﺎن ﺷـﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘـﺎل در زﻣـﺎن وﺟـﻮد ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻳﻜﭙﺎرﭼـﻪ ی ﻋﻤﻮدی . ﺪاﻧ ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد در اﻏﻠﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺣﺼﻮل اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺑﺮﻗﺮاری ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺎدﻻﻧﻪ در ﺑﺎزار، اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت و ﻣﻘﺮرات ﻣﺤﺪودﻛﻨﻨـﺪه ای ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ ﻛـﻪ ﻫـﻴﭻ ﮔﻮﻧـﻪ راﺑﻄـﻪ ی واﺑﺴـﺘﮕﻲ ﺑـﺎ دﻳﮕـﺮ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ) ﻧﻈﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ( ﻧﺪارد . از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ وﻇﺎﻳﻒ اﻳﻦ ﻧﻬﺎدﻫﺎ ﻣﻲ ﺗـﻮان ﺳـﺎﺧﺖ، ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ، ﺗﻌﻤﻴﺮ، ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻧﺎﺣﻴﻪ ی ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﻣﺸﺨﺺ را ﻧﺎم ﺑﺮد . ج- ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ : ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮق را ﺑﺎ وﻟﺘﺎژ ﻓﻮق ﺗﻮزﻳﻊ و ﺗﻮزﻳﻊ از ﻃﺮﻳـﻖ ﺷـﺒﻜﻪ ی ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ و اداره ی ﺧﻮ د در ﻧﺎﺣﻴﻪ ی ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﻴﻦ ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . درآﻣـﺪ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳﻊ از ﻣﺤﻞ ﺧﺪﻣﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎﺑﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق از ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ﻣﺤﻞ ﻣﺼﺮف درﻳﺎﻓـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ ؛ اﻣـﺎ در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﻧﻘﺶ ﺧﺮده ﻓﺮوش را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻧﻘﺶ ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻤﻲ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ اﻳﻔﺎ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻻزم ﺑـﻪ ذﻛـﺮ اﺳـﺖ ﻛـﻪ در ﺑﺮﺧـﻲ ﻛﺸـﻮرﻫﺎ ﺷﺮاﻳﻂ ﺣﻀﻮر ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮراﺗﻲ ﺧﺎص ) ﺑﺎ ﻫـﺪف ﺟﻠـﻮﮔﻴﺮی از اﻳﺠـﺎد اﻧﺤﺼـﺎر در ﺑـﺎزار ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ( در اﻳﻦ ﺣﻮزه ﻓﺮاﻫﻢ ﮔﺮدﻳﺪه ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳ ﻲ ﺑـﺮق ﻗـﺎدر ﺑـﻪ اﻧﺘﺨـﺎب آزادﻧـ ﻪ ی ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ .2 د- ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان3 :ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان در ﭼﺎرﭼﻮب ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪ ه ی اﻧﺮژی ﻣـﻲ ﭘﺮدازﻧـﺪ . اﻳﻦ ﮔﺮوه ﻏﺎﻟﺒﺎ در ﻣﺒﺎدﻻت ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧ ﻤﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﺗﻨﻬﺎ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻛﺎر ﻣﺒﺎدرت ﻣـﻲ ورزﻧـﺪ ﻛﻪ از ﺳﻮی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه و ﻳﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی در ﻗﺮارداد دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﻣﺎﻣﻮر ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان ﺗﻼش دارﻧﺪ ﺑﺎ واﺳﻄﻪ ﮔﺮی از ﻣﺎﺑﻪ اﻟﺘﻔﺎوت ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺣﺎل و آﺗﻲ ﺑﺮق درآﻣﺪ ﻛﺴﺐ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻋﻤـﺪ ه ی اﻳـﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﻏﺎﻟﺒﺎ د ر ﺑﺎزار ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ ﻣﺒﺎد ﻟﻪ اﻧﺮژی و ﻳﺎ ﺑﻮرس ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Generators 2 - ﮔﺰارش ﺗﻮﺟﻴﻬﻲ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﺑﻮرس ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان ) ( 3- Traders ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 9 ﻫ - ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن1 :ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن در ﻗﺎﻟـﺐ ﻗـﺮارداد ﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ و ﻳـﺎ ﺑـﻮرس ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی، اﻧـﺮژی را از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﻮده و در ﻗﺎﻟﺐ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻌﺮﻓﻪ و ﻳﺎ ﻗﺮارداد ﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑﻪ ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳ ﻲ اﻋﻢ از ﺑﺰرگ و ﻳﺎ ﻏﻴﺮ آن ﻣﻲ ﻓﺮوﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﮔﺮوه ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺷﺒﻜﻪ ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﮔﺮوه در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل ﺑﺎﻳﺪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ رﻳﺴﻚ، از ﻛﺎﻓﻲ ﺑﻮدن ﺗﻌﺪاد ﻗﺮاردادﻫﺎ ﺑﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺷﺎن اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺣﺎﺻﻞ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . و - ﻣﺸﺘﺮ ﻳﺎن2 :ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ در ﺻﻮرت ﺣﻀﻮر در ﺑﺎزار ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺗﻮزﻳﻊ و در ﺻـﻮرت ﺣﻀﻮر در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺘﺼﻞ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . در ﻧﻈﺎم ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر ﻳﺎﻓﺘـﻪ ی ﺑـﺮق ﻣﺸـﺘﺮﻳﺎن ﻣﺠﺒﻮر ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪاری ﺑﺮق از ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای و ﻳﺎ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣ ﻨﻄﻘﻪ ی ﺧﻮد ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ، ﺑﻠﻜـﻪ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﺑـﺎ ﺣﻀﻮر در ﺑﺎزار از ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻟﺤﺎظ اﻳﻤﻨﻲ، اﻃﻤﻴﻨﺎن و ﻗﻴﻤـﺖ، ﺑـﺮق ﺧـﻮد را ﺧﺮﻳـﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن، ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺑﻪ ﺳﻪ ﮔﺮوه ﺻﻨﻌﺘﻲ، ﺑﺎزرﮔﺎﻧﻲ و ﺧﺎﻧﮕﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ از ﻃﺮق ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮﻧﻲ ﭼـﻮن ﻣﺸـﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار، ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺗ ﻌﺮﻓﻪ ای و ﻳﺎ ﻗﺮارداد ﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ، ﺑﺮق را از ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . 1 - 3 - ﺑﺴﺘﺮ ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق در دو ﺑﺴﺘﺮ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی3 )ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ( و ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ4 اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳـﻦ، ﺑﺮﺧﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﻗﺪام ﺑﻪ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒ ﻪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﻮاﻓﻘﻲ ﺧﺎرج از ﺑﺎزار ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . 1 - 3 - 1 - ﺑﺎزار ﻫﺎی ﻧﻘﺪی ) ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ( ﺑﺎزار ﻫﺎی ﻧﻘﺪی ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼ ت در آن ﻫﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﻘﺪی اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧـﺪ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺤﺼﻮل و ﺳﻮد و زﻳﺎن ﻃﺮﻓﻴﻦ در ﻫﻤﺎن روز ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ی اﻧﺮژی ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ اﻳﻦ .ﺷﻮد ﺑـﺎزار از ﻣ ﻨﻈـﺮ ﻓﺎﺻﻠ ﻪ ی ﺑﻴﻦ زﻣﺎن ﻣﺒﺎدﻟﻪ و ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ5، ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ6 و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ7 ﺗﻘﺴـﻴﻢ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در ﺑـﺎزار روز ﻗﺒﻞ، از ﻃﺮﻳﻖ ﺟﻤﻊ آوری اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻋﺮﺿﻪ و ﺑﺮآورد ﺗﻘﺎﺿﺎی روز آﻳﻨـﺪه ) در ﺑﺮﺧـﻲ ﻣـﻮارد ﺣﺘـﻲ ﭼﻨـﺪ روز آﻳﻨﺪه و ﻳﺎ ﻣﺎه آﻳﻨﺪه ﻧﺴ ( ﺒﺖ ﺑﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻋﻘﺪ ﻗﺮارداد ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش اﻗﺪام ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﺑﺎزار ﺳـﺎﻋﺖ ﭘـﻴﺶ رو ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺑﺮای ﭼﻨﺪ ﺳﺎﻋﺖ آﻳﻨﺪه ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات و اﻃﻼﻋﺎت دﻗﻴﻖ ﺗﺮ ﺿﺮورت ﭘﻴﺪا ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . اﻣـﺎ در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻋﻤﻠﻴﺎت ﺑﺮآورد، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و اﻗﺪام ﺑﺮای ﺣﺪاﻛﺜﺮ 5 دﻗﻴﻘﻪ ﭘﻴﺶ رو و ﺑﺮﻣﺒ ﻨﺎی اﻃﻼﻋﺎت 5 دﻗﻴﻘـﻪ 1- Suppliers 2- Customers 3- Spot Market 4- Financial Market 5- Day-ahead Market 6- Hour-ahead Market 7- Real Time Market 10 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻗﺒﻞ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮد ﻗ . ﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی اﻧﺮژی ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﻪ دو روش ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ1 و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد2 ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﻣﺒﻨﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻛﻠﻴﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻘﺪی ﺑﺎزار اﻧﺮژی3 ﺑﻪ ﺷﻤﺎر . رود ﻣﻲ 1 - 3 - 2 - ﺑﺎزار ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ) ﺑﻮرس ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮ ی ( ژی ﺑﻮرس ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی، ﻧﻬﺎدی ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺸـﺎء ﺗﻮﻟﻴـﺪ آن ) ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ( ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر رود ﻣﻲ . ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار در ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻧﻘﺪی اﻧﺮژی ﻫﻤﮕﻲ ﻋﻨﺎﺻﺮ ﺣﺎﺿﺮ در زﻧﺠﻴﺮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ) از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﺎ ﻣﺼـﺮف ( ﻫﺴـﺘﻨﺪ اﻣﺎ در ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻣﺎﻟﻲ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻣﺬﻛ ﻮر، ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان ﻣﺘﻌﺪدی ﻧﻴﺰ ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓـﺮوش ﺑـﺮق در ﻗﺎﻟﺐ اﺑﺰارﻫﺎی ﻣﺸﺘﻘﻪ ی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن، ﺷﺎﻣﻞ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ4، آﺗﻲ5، اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ6 و اﺧﺘﻼف ﻗﻴﻤﺖ7، ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ اﺑﺰارﻫـﺎ زﻣﻴﻨﻪ ی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺮای اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ اﻣﻜﺎن ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ ﺑ ﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزﻧﺪ .8 ﺑﺪﻳﻬﻲ ا ﺳﺖ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺒﺎدﻻت ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺗﺤﺖ ﻳﻚ ﺳﺮی ﻗﻮاﻧﻴﻦ از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه و در ﻗﺎﻟـﺐ دﺳـﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫـﺎ ی ﻣﺸـﺨﺺ ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت ﻧﻬﺎدﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻫﺪاف ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺎزﻳﮕﺮان در اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﺎ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫ ﺎی ﺳﻔﺘﻪ ﺑﺎزی و ﻧﻪ ﻟﺰوﻣﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق اﺳﺖ، ﺣﺠﻢ ﻣﺒﺎدﻻت در ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺴﻴﺎر ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺣﺠـﻢ ﻣﻌـﺎﻣﻼت در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل ﺣﺠﻢ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی و ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻮردﭘﻮل در ﺳﺎل 2010 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺣﺪود305 و 1304 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده اﺳﺖ . 1- Uniform Pricing 2- Pay as bid 3 - در ادﺑﻴﺎت اﻗﺘﺼﺎدی، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﺣﺎﺻﻞ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎز ار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 4 - در ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ )Forward ( ، ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن اﻏﻠﺐ اﻗﺪام ﺑﻪ اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮاردادی ﺧﺎرج از ﺑﻮرس ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺧﺮﻳﺪ ﻳﺎ ﻓﺮوش داراﻳﻲ در زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺼﻲ در آﻳﻨﺪه و ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻮرد ﺗﻮاﻓﻖ دو ﻃﺮف، ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﭼﻨﻴﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎﻳﻲ در ﺳﺮرﺳﻴﺪ، ﺑﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻛﺎﻻ و ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣ ﺴﺎب ﻛﺎﻣﻞ ﻫﻤﺮاه اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻳﻜﻲ از ﻃﺮﻓﻴﻦ در ﻣﻮﺿﻊ » ﭘﻴﺶ ﺧﺮﻳﺪ « ﺗﻮاﻓﻖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ داراﻳﻲ را در زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺺ و ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﻴﻦ ﺑﺨﺮد و در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻃﺮف دﻳﮕﺮ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ در ﻣﻮﺿﻊ » ﭘﻴﺶ ﻓﺮوش « ﺗﻮاﻓﻖ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ ﻛـﻪ داراﻳﻲ را در ﻫﻤﺎن زﻣﺎن و ﺑﺎ ﻫﻤﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﺑﻔﺮوﺷﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮاﻓﻖ ﺷﺪه در ﻣﻌﺎﻣ ﻠﻪ ی ﺳﻠﻒ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان » ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺤﻮﻳﻠﻲ « ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 5 - ﻗﺮارداد آﺗﻲ )Future (، ﻳﻚ ﻗﺮارداد ﺳﻠﻒ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ در ﻣﺤﻞ ﺗﺎﻻر ﺑﻮرس ﺑﺴﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﺷﺨﺺ ﺧﺮﻳـﺪار ﻳـﺎ ﻓﺮوﺷﻨﺪه ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻗﺒﻞ از ﺳﺮرﺳﻴﺪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی آن ﻛﻨﺪ . اﻏﻠﺐ، ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮا ﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳﻠﻲ ﺑﻪ درﻳﺎﻓﺖ ) ﺗﺤﻮﻳﻞ ( ﻛﺎﻻ در ﺳﺮ رﺳـﻴﺪ ﻗـﺮارداد ﻧﺪارﻧـﺪ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺧﻮد را در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﻮرس ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﺟﺰﺋﻴﺎت ﺗﻮاﻓﻖ ﻧﺎﻣﻪ ی ﺑﻴﻦ دو ﻃﺮف ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻮع داراﻳﻲ، اﻧﺪازه ی ﻗﺮارداد، ﻣﻜﺎن ﺗﺤﻮﻳﻞ و زﻣﺎن ﺗﺤﻮﻳﻞ، دﻗﻴﻘﺎ ﻣﺸﺨﺺ ﮔﺮدد . 6 - ﻗﺮارداد اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ )Option (، ﻗﺮاردادی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ دارﻧﺪه ی آن اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪ ﻳﺎ ﻓﺮوش داراﻳﻲ ذﻛﺮ ﺷﺪه در ﻗﺮارداد در ﺗﺎرﻳﺦ ﻣﺸﺨﺺ و ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌـﻴﻦ از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ای را ﻣﻲ دﻫﺪ . اﻳﻦ ﻧﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎ از دو ﻧﻮع اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪ و اﺧﺘﻴﺎر ﻓﺮوش ﺗ ﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه . اﻧﺪ اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪ ﺑﻪ ﺻﺎﺣﺐ آن ﺣﻖ ﻣﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ ﻳـﻚ داراﻳﻲ را ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺸﺨﺺ در ﻳﻚ ﺗﺎرﻳﺦ ﻣﻌﻴﻦ در آﻳﻨﺪه ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﻨﺪ اﻣﺎ اﻟﺰاﻣﻲ ﺑﻪ اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﺑﺮای وی وﺟﻮد ﻧﺪارد . اﻳﻦ در ﺣﺎﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪه اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪ، در ﺻﻮرت اﻋﻤﺎل ﺣﻖ از ﺟﺎﻧﺐ ﺧﺮﻳﺪار اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪ، ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اﻧ ﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ اﺳﺖ . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ، ﻣﻌﺎﻣﻼت اﺧﺘﻴﺎر ﻓﺮوش ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪار ﻳﺎ دارﻧﺪه ی آن ﺣﻖ ﻓـﺮوش ﻳﻚ داراﻳﻲ را ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺸﺨﺺ و در زﻣﺎن ﻣﻌﻴﻦ ﻣﻲ دﻫﺪ و ﮔﺮﭼﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪه ی اﺧﺘﻴﺎر ﻓﺮوش ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ اﺳﺖ ﻟﻴﻜﻦ اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺗﻌﻬﺪی ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪار آن اﻳﺠﺎد ﻧﻤﻲ .ﻛﻨﺪ 7 - ﻗﺮاردادﻫﺎی اﺧﺘﻼف ﻗﻴﻤ )ﺖ Contract for Difference ( ، ﺑﺮ اﺧﺘﻼف ﻗﻴﻤﺖ در زﻣﺎن اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮارداد )Opening Price ( و ﺗﺴـﻮﻳﻪ ی آن )Closing Price ( ﻣﻨﻌﻘﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﺗﻌﻬﺪی ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ داراﻳﻲ ﻣﺎﻟﻲ وﺟﻮد ﻧﺪارد . اﻳﻦ ﻗﺮارداد دارای ﻣﺎﻫﻴﺘﻲ ﺳﻮداﮔﺮاﻧﻪ ﺑﻮده و ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ در ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ ) اﻋـﻢ از ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ( اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد . اﺳﺎس ﻣﺒﺎدﻟﻪ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺻﺤﻴﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی آﺗﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻛﺴﺐ ﺳﻮد و ﻳﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ رﻳﺴﻚ ﻣﻌـﺎﻣﻼت داراﻳﻲ ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 8- Murray, Barrie (2009), Power Markets and Economics; John Wiley & Sons, Ltd. pp. 20-23. ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 11 ﺷﻜﻞ )1 - 3 (ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻛﻠﻲ ﺟ ﺎﻳﮕﺎه ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ و ارﺗﺒﺎط آن ﻫﺎ ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺷﻜﻞ1 - 3 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ ﻛﻠﻲ ﺟﺎﻳﮕﺎه ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق وﻳﮋﮔﻲ ﻣﻨﺤﺼﺮ ﺑﻪ ﻓﺮد ﺑﺮق ، ﻛﻪ ﻋﺪم اﻣﻜﺎن ذﺧﻴﺮه ﺳﺎزی و ﺿﺮورت ﻣﺼﺮف در ﻟﺤﻈ ﻪ ی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﺳﺒﺐ ﮔﺮدﻳﺪه ﺗﺎ ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ آن در ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای از اﻫﻤﻴﺖ ﺧﺎﺻﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﮔﺮدد . اﻳﻦ اﻣﺮ ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ ﺷـﻜﻞ ﮔﻴـﺮی آراﻳـﺶ ﻫـﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺑﺎزار ﻣﺬﻛﻮر ﭘﺲ از ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1 - 4 - ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار در ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در ﻛﺸ ﻮرﻫﺎی ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ ﺷـﻜﻞ ﮔﻴـﺮی ﻣـﺪل ﻫـﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺑﺎ ﺷـﺮوع از ﻣـﺪل ﻫـﺎی ﺣﻮﺿـﭽﻪ ی اﺟﺒـﺎری ﺳـﺎده، ﺑـﻪ ﺳـﻤﺖ آزادﺳﺎزی ﻛﺎﻣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ اﻳﺠﺎد رﻗﺎﺑﺖ در ﺑﺮﺧﻲ از ﻣﺮاﺣﻞ زﻧﺠﻴﺮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﺣﺮﻛﺖ ﻛﺮده اﻧﺪ و ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ ﺑﺎ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔ ﻴﺮی ﻣﺪل ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد ﮔﺎم ﻫﺎی اﺑﺘﺪاﻳﻲ ورود ﺑﻪ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺖ در ﺑﺨﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﺑﺮداﺷﺘﻪ اﻧـﺪ . ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﻫـﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ روﻳﻜﺮدﻫﺎ ﺑﺎ ﻫﺪف ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ ﻧﻴﺎزﻫﺎی در ﺣﺎل ﮔﺴﺘﺮش ﻫﺮ ﻛﺸﻮرﻛﻪ از ﻣﻨﻈـﺮ دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ اﻫـﺪاف در درﺟـﺎت ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﻗﺮار دارﻧﺪ، ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه . اﻧﺪ در ﺑﺮﺧﻲ ﺷﺮاﻳﻂ، اﻳﻦ ﻣﺪل ﻫﺎ زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎز ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ ﺑﺮای ﺟﻠﺐ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻫﺎی ﺟﺪﻳﺪ ﺑـﻮده و در ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺑﻬﺒﻮد ﻛﺎراﻳﻲ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺷﺪه . اﻧﺪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮﺧﻲ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 12 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 1 - 4 - 1 - ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد1 )آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ ( ﻣﺪل ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد و ﻳﺎ آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ اوﻟﻴﻦ ﮔﺎم در ﺟﻬﺖ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺮ ﻛﺮدن ﺻﻨﻌﺖ ﻋﺮﺿﻪ ی ﺑـﺮق و ﻳـﻚ ﻣﺮﺣﻠـﻪ ﭘـﺲ از اﻧﺤﺼﺎر ﻛﺎﻣﻞ دوﻟﺘﻲ ﺣﺎﻛﻢ ﺑﺮ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود 2 ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻛﻠﻴـﻪ ی ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق ﻫﻤﭽﻨﺎن در اﺧﺘﻴﺎر ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻗﺮار دارد، ﺑﺎ ا ﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛﻪ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺟﺪﻳـﺪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺻﺮﻓﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ )IPPs (اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﻣﺬﻛﻮر ﻓﺮوﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻬـﺎد ﻣﺴـﻮول ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺧﺮﻳﺪار ﻋﻤﺪه و ﻣﻨﺤﺼﺮ ﺑﻪ ﻓﺮد، ﺑﺮق را از ﻛﻠﻴﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﻗﺎﻟـﺐ ﺗﻮاﻓـﻖ ﻧﺎﻣـﻪ ﻫـﺎی ﺧﺮﻳـﺪ ﺑـﺮق )PPAs (ﺧﺮﻳﺪا ری ﻛﺮده و در اﺧﺘﻴﺎر ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ( ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫـﺪ . ﺑـﻪ ﻋـﻼوه، ﺑﻨـﺎ ﺑـﻪ اﻫﻤﻴـﺖ اﻧﺘﺨﺎب ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺨﺘﻠﻒ از ﺟﺎﻧﺐ ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد، ﻧﻬﺎد ﻣﺬﻛﻮر ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ اﻳﺠﺎد ﺷـﺮاﻳﻂ رﻗـﺎﺑﺘﻲ در ﺑـﻪ ﻛـﺎرﮔﻴﺮی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺟﺪﻳﺪ را ﻧﻴﺰ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد .3 اﻳﻦ ﻣﺪل ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ا وﻟﻴﻦ ﮔﺎم در اﻏﻠﺐ ﻛﺸﻮرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻧﻤﻮده اﻧـﺪ، ﻣـﺪﻧﻈﺮ ﻗـﺮار ﮔﺮﻓﺘـﻪ اﺳﺖ . ﭼﺮا ﻛﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻃﺮح رﻳﺰی ﺗﺪرﻳﺠﻲ رﻗﺎﺑﺖ در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﻮﺟﻮد ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺟﺪﻳﺪ ﺣﺎﺻﻞ از ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻـﻲ را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﮔﺴﺘﺮش داﻣﻨﻪ ی ﮔﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ ﺑـﺮق ﻓـﺮاﻫﻢ ﻣـﻲ ﺳـﺎزد . در ﭼﻨـﻴﻦ ﺷـﺮاﻳﻄﻲ اﻣﻜـﺎن ﺗﺴـﻬﻴﻢ رﻳﺴـﻚ ﻧﺎﺷـﻲ از ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ از ﻃﺮﻳﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ وﺟﻮد ﻣﻲ آﻳﺪ . اﻣﺎ اﻳﻦ ﻣﺪل ﺑﺎ ﺿﻌﻒ ﻫﺎﻳﻲ ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺮاه اﺳﺖ ﻛﻪ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ آن ﻫـ ﺎ ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﺑـﻪ ﺑﺮﺧـﻮرداری ﺧﺮﻳـﺪار ﻣﻨﻔـﺮد از ﻗـﺪرت اﻧﺤﺼ ﺎری، ﻋﺪم / ﺿﻌﻒ ﺗﺎﺛﻴﺮﭘﺬﻳﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق از ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ آن و ﻋﺪم ﻣﻮﻓﻘﻴﺖ در اﻓﺰاﻳﺶ ﻛـﺎراﻳﻲ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﻣﻮﺟﻮد، اﺷﺎره ﻛﺮد .4 1 - 4 - 2 - ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ5 در اﻳﻦ ﻣﺪل ﻫﻴﭻ ﻧﻬﺎد ﻣﺮﻛﺰی ﻣﺴﺘﻘﻠﻲ، ﻛﻪ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، وﺟﻮد ﻧـﺪارد و ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟ ﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻮﺟﻮد و ﺟﺪﻳﺪ در ﻳﻚ ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺘﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار را ﺑﺎﺑﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺧﻮد درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن آزاد اﺳﺖ و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺮق را ﺑﻪ ﻃـﻮر ﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ .6 اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ از ﻳﻚ ﻃﺮف اﻣﻜﺎن رﻗﺎﺑﺖ در ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ و واﺳﻄﻪ ﮔﺮان را ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد و از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ ﺳـﺒﺐ رﺷـﺪ ﻣﻌﺎﻣﻠـﻪ ﮔـﺮان و ﻣﺒـﺎدﻻت اﻧـﺮژی در ﺑـﺎزار 1- The Single Buyer 2- ELSEVIER (2008); Competitive Electricity Markets: Design, Implementation, Performance; Edited by: Fereidoon P.Sioshansi. 3- The Energy Group Institute of International Education (2000), Implementing Power Sector Reform, p.2. 4- The Energy Group Institute of International Education (2000), ibid, p.3. 5- Wholesale Competition 6 - ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﭼﻨﻴﻦ ﻣﺪﻟﻲ، ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل ﻫﻤﭽﻨﺎن در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﺨﺶ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﺎﻗﻲ ﻣﻲ ﻣﺎﻧﺪ و ﻳﻚ ﻧﻬـﺎد ﻋﻤـﻮﻣﻲ ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺧﺮﻳـﺪار و ﺧﺮده ﻓﺮوش ﻣﻨﻔﺮد در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﻀ ﻮر دارد . ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 13 ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻣﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻨﺎن ﺗﺤﺖ ﺗﺴﻠﻂ ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺑﺮق ﺑﺎﻗﻲ ﻣﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫـﺎ ی ﺗﻮزﻳﻊ در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﻧﻘﺶ دوﮔﺎﻧﻪ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ ی ﺗﻮزﻳـﻊ و ﻓﺮوﺷـﻨﺪه ی ﺑـﺮق ﺑـﻪ ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻧﻬـﺎﻳﻲ را ﺑـﺮ ﻋﻬـﺪه ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ .1 ﺑﺎ وﺟﻮد اﻳﻨﻜﻪ اﻳﻦ ﻣﺪل ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻣﺪل ﺧﺮﻳـﺪار ﻣﻨﻔـﺮد ﺗـﺎ ﺣـﺪ زﻳـﺎدی رﻗـﺎﺑﺘﻲ اﺳـﺖ، اﻣـﺎ ﻓﻀـﺎی رﻗـﺎﺑﺘﻲ در ﺳـﻄﺢ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﻫﻤﭽﻨﺎن وﺟﻮد ﻧﺪارد و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از اﻣﻜﺎن ﮔﺰﻳﻨﺶ ﻣﻴﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮﺧﻮردار ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ .2 1 - 4 - 3 - ﻣﺪل رﻗﺎﺑﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ3 اﻳﻦ ﻣﺪل، ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ از ﻧﺎم آن ﭘﻴﺪاﺳﺖ، زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎز اﻳﺠﺎد رﻗﺎﺑﺖ در ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺸﺘﺮﻛﺎن ﺑﺮق آزاداﻧﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد را از ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺧﻮد، ﺑﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻣﻌﻴﺎرﻫـﺎﻳﻲ ﭼﻮن ﻗﻴﻤﺖ و ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺧﺪﻣﺎت، ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻟﺬا ﺑﺮ ﺧﻼف دو ﻣﺪل ﭘﻴﺸـﻴﻦ، ﻗﻴﻤـﺖ ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ در ﻣـﺪل ﺣﺎﺿـﺮ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه و ﺛﺎﺑﺖ ﻧﻴﺴﺖ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﺑـﺮق از ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫـﺎی ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ ﻛـﺎﻣﻼ ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﺷﺪه و ﻧﻬﺎد ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻋﻤ ﻮﻣﻲ ﺻﺮﻓﺎ وﻇﻴﻔﻪ ی ﺗﺪارک ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . اﻋﻤﺎل ﻣﻘﺮرات در اﻳﻦ ﻣﺪل در ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻄﺢ در ﺑﻴﻦ ﻣﺪل ﻫﺎی ﭘﻴﺶ ﮔﻔﺘﻪ ﻗﺮار دارد . ﺗﻤﺮﻛﺰ اﺻﻠﻲ رﮔﻮﻻﺗﻮر ﺑﺮ اﻳﺠـﺎد ﺳﺎﺧﺘﺎرﻫﺎ و ﻧﻬﺎدﻫﺎﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ زﻣﻴﻨﻪ ی دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ رﻗﺎﺑﺖ و داﻣﻨـﻪ ی اﻧﺘﺨـﺎب ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﺷـﺎ ﻣﻞ ﻗﻴﻤـﺖ ، ﻛﻴﻔﻴـﺖ ﺧﺪﻣﺎت و ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه، را در ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﺳﻄﺢ ﻓﺮاﻫﻢ ﺳﺎزد . ﻣﻘﺮرات ﻣﻮﺟﻮد ﻧﻴﺰ ﺻﺮﻓﺎ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺼﻮل اﻃﻤﻴﻨـﺎن از دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ، ﺣﻔﻆ ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺘﻲ و ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗـﺪرت اﻧﺤﺼـﺎری در ﺧﺮﻳـﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار، وﺿﻊ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ .4 ﮔ ﺬﺷﺘﻪ از ﺑﺴﺘﺮﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ و ﻛﺎرﻛﺮد ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻣﺪل ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در ﺑﺎزار، ﻧﺤﻮه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴـﺮی ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻴـﺰ در ﺑﺎزار از اﻫﻤﻴﺖ ﺑﺴﺰاﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ ﻛﻪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 1 - 5 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺑﻪ ﻧﻮع ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . اﻳﻦ دو ﮔﺮوه ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺑﻪ دو روش ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ5 و ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺣﻮﺿﭽﻪ ی اﻧﺮژی6 اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ی ﺑـﺮق در ﺑـﺎزار ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . در ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺗﻮاﻓﻘﻲ ﺑﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪار و ﻓﺮوﺷﻨﺪه ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ در زﻣﺎن و ﻣﻜﺎﻧﻲ ﻣﺸﺨ ﺺ ﺗﻌﻴـﻴﻦ 1- Yusri Bin Hassan, Mohammad et al. (2009), A Study of Electricity Market Models in the Restructured Electricity Supply Industry, Center of Electrical Energy System, Faculty of Electrical Engineering, University Technology Malaysia. p.23. 2- Yusri Bin Hassan, Mohammad et al. (2009), ibid. p.23. 3- Retail Competition 4- The Energy Group Institute of International Education (2000), ibid, p.4. 5- Bilateral Contracts 6- Power Pool 14 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ دﺧﺎﻟﺖ و ﻧﻈﺎرت ﺑﻴﺮوﻧﻲ ﺑﺮ ﻧﺤﻮه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮﺳﻂ آن ﻫ ﺎ اﻧﺠﺎم ﻧﻤﻲ ﮔﻴﺮد . اﻣﺎ از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ اﻏﻠﺐ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزارﻫﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ / ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ، ﻟـﺬا ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی درﻳﺎﻓﺘﻲ و ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤ ﺖ ﻫﺎی ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ در ﺑﺎزار ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﻣﺪل ﺣﻮﺿﭽﻪ ی اﻧﺮژی، ﻣﺪﻟﻲ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در اﻏﻠﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺮق دﻧﻴﺎ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه، در آن ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . در اﻳـﻦ ﻣـﺪل ﻃـﺮﻓﻴﻦ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ، ﺷـﺎﻣﻞ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن / ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳـﺪاران، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ-ﻣﻘﺪار ﺧﻮد را ﺑﺪون اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺎ ﻫﻢ ارﺗﺒﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷـﻨﺪ ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از روز ﻣﺸـﺨﺺ ﺑـﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻋﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﭘﺲ از ﺛﺒﺖ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻣﻨﺤﻨـﻲ ﻫـﺎی ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ اﻳﻦ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫـﺎ ﺑـﻪ دﺳـﺖ ﻣـﻲ آﻳـﺪ . در ﻣـﺪل ﺣﻮﺿـﭽﻪ دو روش ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﺑـﺎ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ1 و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد .2 ﻫـﺮ دوی اﻳـﻦ روش ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻧﻮﻋﻲ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ3 در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . در روش ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ4، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﻣﻌﺎدل ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﮔﺮان ﺗﺮﻳﻦ واﺣ ﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪی / ﻣﺼـﺮﻓﻲ، ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺒﺖ ﺷﺪه ی آن ﻫ ﺎ، ﻫﻤﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .5 در ﭼﻨﻴﻦ روﺷﻲ، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ از ﻛﻢ ﺗﺮﻳ ﻦ ﺗﺎ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی، ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ رﺗﺒـﻪ ﺑﻨـﺪی ﺷـﺪه و ﺑـﻪ ﻫﻤـﺎن ﺗﺮﺗﻴـﺐ ﺗـﺎ ﻧﻘﻄﻪ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻞ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺎزار اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺑﺎﻻﺗﺮ از ﺑﺎزار ﻛﻨﺎر ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻓﺸﺎر ﻧﺎﺷﻲ از رﻗﺎﺑﺖ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺎﻋـﺚ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﺗـﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮای ﻛﺴـﺐ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺳـﻮد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺣﺪاﻗﻞ ﺑﺮﺳﺎﻧﻨﺪ . ر د روش ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد، ﻛﻠﻴﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﺒﻠﻐـﻲ ﻣﻌـﺎدل ﻗﻴﻤـﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﺷـﺎن از ﺑـﺎزار درﻳﺎﻓـﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .6 ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن دﻳﮕﺮ اﻧﮕﻴﺰه ای ﺑﺮای ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﺘﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺷـﺎن در ﺑـﺎزار ﻧﺪارﻧﺪ، ﺑﻠﻜﻪ ﻛﻠﻴﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﺸﺨﻴﺺ ﭘﻴﺶ )ﻫﺎ ﺑﻴﻨﻲ ( ﻫﺎ از ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻟـﺬا در اراﺋـﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد دو اﺻﻞ اﺳﺎﺳﻲ را ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ، ﻧﺨﺴﺖ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻛﻪ ﺷﺎﻧﺲ ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪن در ﺑﺎزار را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ و دوم درﻳﺎﻓﺖ ﺣﺪاﻛﺜﺮ درآﻣﺪ از ﺑﺎزار ﻛﻪ ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار اﺳﺖ . در ﭼﻨـﻴﻦ روﺷـﻲ ﺑـﺎزﻳﮕﺮاﻧﻲ ﺑﺮﻧـﺪه ی ﺑﺎزی ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد ﻛﻪ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺸﺨﻴﺺ ﺑﻬﺘﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﺑﺎﺷﻨﺪ .7 1- Uniform Pricing 2- Bid Pricing 3- Auction 4 - اﻳﻦ روش ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻗ ﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ )Marginal Pricing (ﻧﻴﺰ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 5- F.Tierney, Susan et al. (2008), Uniform Pricing versus Pay-as-Bid in Wholesale Electricity Markets: Does it make a difference? New York ISO, p. 2. 6- F. Tierney, Susan et al. (2008), ibid. p.2. 7 - ،اﻻﻫﻲ ﺳﻌﻴﺪ، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺰاﻳﺪه ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان : دﻏﺪﻏﻪ ی ﻗﺪرت ﺑﺎزار، ﻳﺎدﮔﻴﺮی ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻳﺎ ورود ﺑﺎزﻳﮕﺮان؟، ﮔﺮوه ﻃﺮح و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی، 1386 . ﻓﺼﻞ اول - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻛﻠﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 05 / 09 / 93 15 Source: F. Tierney, Susan et al. (2008), ibid. p.8. ﺷﻜﻞ1 - 4 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ در ﻣﻨﺎﻗﺼ ﻗﻴ ی ﻪ ﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد 2 ﻓﺼﻞ2 ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 19 ﻓﺼﻞ دوم- ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 2 - 1 - ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 2 - 1 - 1 - ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﺑﺎزار ﺑﺮق در اﻳﺮان ﺗﺎ اواﻳﻞ د ﻫﻪ ی ﻫﻔﺘﺎد ﺷﻤﺴﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﺮدن ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﻧﺮژی در ﺳﻄﺢ ﻛﺸﻮر ﺑﺎ وزارت ﻧﻴـﺮو ﺑﻮد . در ﺳﺎل 1374 ﻛﻠﻴﻪ ی وﻇﺎﻳﻒ و ﻣﺎﻣﻮرﻳﺖ ﻫﺎی ﻣﻌﺎوﻧﺖ اﻣﻮر ﺑﺮق وزارت ﻧﻴﺮو ﺑﻪ ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻧﺘﻘﺎل ﻧﻴـﺮوی ﺑﺮق اﻳﺮان ) ﺗﻮاﻧﻴﺮ ( ﻣﺤﻮل ﮔﺮدﻳﺪ .1 اﻣﺎ در راﺳﺘﺎی ﺗﻤﺮﻛﺰزد اﻳﻲ از ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﺗﻮزﻳـﻊ در اواﻳﻞ دﻫﻪ ی ﻫﻔﺘﺎد ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪﻧﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ وﻇﻴﻔﻪ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﻳـﻚ ﻳـﺎ ﭼﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺘﻌﻠﻖ ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻪ و ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﻴﻤﺎﻧﻜﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﺷـﺮوع ﺑـﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻛﺮدﻧﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻴﺰ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻤﺮﻛﺰزداﻳﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ رﺳﻤﻲ ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺴﻮول ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺑﺨﺶ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق از اﺑﺘﺪای ﺳﺎل 1372 آﻏﺎز ﻛﺮدﻧﺪ . در اداﻣﻪ ی ﻫﻤﻴﻦ روﻧﺪ اﻧﺠﺎم اﺻﻼﺣﺎت اﺳﺎﺳﻲ در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑـﺮق اﻳﺮان از اواﻳﻞ ﻫﻤﺎن دﻫﻪ ﺑﻪ ﺷﻜﻠﻲ ﺟﺪی ﺗ ﺮ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ و ﺗﺎﻛﻴﺪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔﺬاران ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺖ .2 در ﻧﻬﺎﻳﺖ، زﻣﻴﻨﻪ ﻫﺎ و اﻗﺪاﻣﺎت ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳـﺮان ﺷـﺎﻣﻞ ﻣﺮاﺣـﻞ ﺟﺪاﺳـﺎزی اﻧﺤﺼـﺎرات ﻋﻤـﻮدی، ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ، ﺗﻀـﻤﻴﻦ دﺳﺘﺮﺳـﻲ آزاد ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘـﺎل، اﻳﺠـﺎد ﻳـﻚ ﻧـﺎﻇﺮ ﻣﺴـﺘﻘﻞ ﺑـﺮای ﺑـﺎزار، ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨ ﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺑﺮق و ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺑﺎ ﻫﺪف اﻓﺰاﻳﺶ رﻗﺎﺑﺖ، ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻧﻴﺰ ﻛـﺎﻫﺶ ﺑﺎر ﻣﺎﻟﻲ دوﻟﺖ ﺑﻪ ﻃﻮر ﮔﺴﺘﺮده ای در ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺳﻮم ﺗﻮﺳﻌﻪ ی اﻗﺘﺼﺎدی، اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ و ﻓﺮﻫﻨﮕـﻲ ﻛﺸـﻮر )1383 - 1379 ( و ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﻮدﺟﻪ ی ﺳﺎل ﻫﺎی اوﻟﻴﻪ ی دﻫﻪ ی 1380 ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮا ر ﮔﺮﻓﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ اﻗﺪاﻣﺎت در راﺳﺘﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر اﻳـﻦ ﺻـﻨﻌﺖ در آﺑﺎن ﻣﺎه ﺳﺎل 1382 ﺑﺎ اﺑﻼغ آﻳﻴﻦ » ی ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ روش، ﻧﺮخ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش در ﺷﺒﻜﻪ ﺑـﺮق ﻛﺸـﻮر «3 راه اﻧـﺪازی ﮔﺮدﻳﺪ ﻳﻦﺗﺮ ﻣﻬﻢ . دﻻﻳﻞ و اﻧﮕﻴﺰه ﻫﺎی ﺗ ﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر راه و اﻧﺪازی ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان از ﻣﻨﻈﺮ ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺷﺮﻛﺖ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ : از − اﻳﺠﺎد ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺨﺶ در یﻫﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق − ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز از ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺨﺶ ﻏﻴﺮدوﻟﺘﻲ در ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری − اﻓﺰاﻳﺶ ﺷﻔﺎﻓﻴﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﺑﻬﺮه وری اﻗﺘﺼﺎدی ﺨﺶﺑ در ﺑﺮق 1 - اﻳﻦ ﺳﺎزﻣﺎن در ﺳﺎل1381 ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺎدر ﺗﺨﺼﺼﻲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق اﻳﺮان ) ﺗﻮاﻧﻴﺮ ( ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪ . 2 - اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ و رﺿﺎ رﻳﺎﺣﻲ، ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﮔﺬری ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان، 1388 . ﺻﺺ45 - 43 . 3 - ﻣﻮﺿﻮع اﺑﻼﻏﻲ ﻧﺎﻣﻪ ی ﺷﻤﺎره ی 100 / 10 / 33967 ﻣﻮرخ 3/6/ 82 20 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد اﻳﻦ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺟﻬﺖ » ﺗﺮﻏﻴﺐ ﻣﻮﺳﺴﺎت داﺧﻠﻲ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﭼﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻧﻴﺮوی ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺧـﺎرج از ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ و ﻧﻈﺎرت وزارت ﻧﻴﺮو «1، ﺷﻴﻮه ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺟﺪﻳﺪ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣـﻪ ی اﺟﺮاﻳـﻲ ﺷﺮاﻳﻂ و ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﻣﻮﺿﻮع ﺑﻨﺪ ی ﺎدهﻣ ( ب)25 ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭼﻬﺎرم ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی، اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و ﻓﺮﻫﻨﮕﻲ ﺗﻮﺳـﻂ ﻫﻴﺎت وزﻳﺮان در ﺗﺎرﻳﺦ 8/4/ 1384 ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ . ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻣﺎده ) ی 2 ( اﻳﻦ آﻳـﻴﻦ ﻧﺎﻣـﻪ ﭼﻬـﺎر روش ﻋﺮﺿـﻪ ی ﺑـﺮق ﺑـﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﻣﺼﺮف در ﺑﺮق ی ﻪﺷﺒﻜ ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ اﺳﺖ ﺷﺪه . − اﺳﺘﻔﺎده از اﻣﻜﺎﻧﺎت ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﻓﺮوش ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن − ﻋﺮﺿﻪ ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ آن ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ − ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻓﺮوش ﺑﺎ ﺗﻮاﻧﻴﺮ و ﻳﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ − ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻳﻜﻲ از اﻳﻦ روش ﻫﺎ، ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻣﺎده ) ی 5 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی اﺟﺮاﻳﻲ ﻓﻮق اﻟﺬﻛﺮ، » ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ) ﺗﻤﺎم ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ( ﺑﺮق در اﺧﺘﻴﺎر ﺧﻮد را در ﭼـﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﻣﻮﻇﻒ اﺳﺖ ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺮﺿﻪ ی ﻇﺮﻓﻴﺖ و رﻗﺎﺑﺖ ﻋﺎری از ﺗﺒﻌﻴﺾ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﻓﺮوش آن در ﺑﺎزار را ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﺎﻳﺪ «.2 اﻳﻦ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﺗﻌﺎرﻳﻒ و ﺷﺮح وﻇﺎﻳﻒ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﺑﺎزار اﻋﻢ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪه، ﺧﺮﻳـﺪار، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار، ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار و ﻣﺮﻛﺰ ﻣﻠـﻲ راﻫﺒـﺮی و ﭘـﺎﻳﺶ ﺷـﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳـﺮی ﺑـﺮق ) دﻳﺴـﭙﺎﭼﻴﻨﮓ و ( ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻧﺤﻮه ی اﻧﺠﺎم ﻣﺒﺎدﻻت و ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎ رﻋﺎﻳﺖ ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷـﺪه ﺗﻮﺳـﻂ وزارت ﻧﻴـﺮو و ﻣﻔـﺎد ﻗﺮارداد ﻫﺎی ) ( ﻣﻨﻌﻘﺪه ﺑﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ( ﻫﺎ ) اﻧﺠﺎم ﮔﻴﺮد . ﺑﻪ ﻋﻼوه، در اﻳﻦ روش ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻫﺰﻳﻨـﻪ ای ﺑﺎﺑـﺖ اﺳـﺘﻔﺎده از ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﭘﺮداﺧﺖ ﻧﻤﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﭘﻴﺮوی ﻛﻠﻴﻪ ی ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن از ﻣـﺪل ﻣﻘـﺮرات ﺑـﺎزار، ﺳـﺎﺧﺘﺎرﻫﺎی ﻻزم ﺑﺮای اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﻧﻴﺰ در آﻳﻴ ﻧﺎﻣﻪ ﻦ ی ﻓﻮق ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ و ﻧﺤـﻮه ی اﻧﺠـﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 2 - 1 - 2 - ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺳﻬﻢ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در اﻳﺮان ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در اﻳﺮان از ﺗﻨﻮع ﭼﻨﺪاﻧﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﻧﻴﺴﺖ ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ ﺑﺨﺶ ﻗﺎﺑـﻞ ﺗـﻮﺟﻬﻲ از آن ﺗﻮﺳـﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ) ﮔﺎزی، ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒـﻲ و ﺑﺨـﺎری ( ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در ﺳـﺎل 1390 1 - ﺑﻨﺪ ( ب) ) ی ﻣﺎده25 (ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﭼﻬﺎرم ﺗﻮﺳﻌﻪ ی اﻗﺘﺼﺎدی، اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و ﻓﺮﻫﻨﮕﻲ ﺟﻤﻬﻮری اﺳﻼﻣﻲ اﻳﺮا ) ن 1388 - 1384 .( 2 - آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی اﺟﺮاﻳﻲ ﺷﺮاﻳﻂ و ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﻣﻮﺿﻮع ﺑﻨﺪ ( ب) ی ﻣﺎده25 ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭼﻬﺎرم ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی، اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ و ﻓﺮﻫﻨﮕﻲ . ﻣﺼﻮب 8/4/ 1384 . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 21 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﻓﻌﺎل در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺣﺪود 85 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص اﻧﺪ داده و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎ ﺳﻬﻤﻲ ﻣﻌﺎدل 4/ 13 درﺻﺪ در رﺗﺒﻪ ی ﺑﻌﺪی ﻗﺮار دارﻧﺪ . ﺳـﻬﻢ اﻧـﺪک ﺑـﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧـﺪه ﻧﻴـﺰ ﻣﺘﻌﻠـﻖ ﺑـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﺗﻤﻲ و ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﮔﺎز ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 1 .(( ﺟﺪول2 - 1 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎل 1390 ﺷﺮح ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ) ﻣﮕﺎوات ( ﺳﻬﻢ ) درﺻﺪ ( ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ 55351 85 ﻧﻴﺮوﮔﺎه آﺑﻲ ﺑﺮق یﻫﺎ 8745 4/ 13 ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﮔﺎز 96 15 /0 اﺗﻤﻲ 1020 1.6 ﺟﻤﻊ 65212 100 ﻣﻨﺒﻊ : وزارت ﻧﻴﺮو، ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ اﻧﺮژی، ﺳﺎل 1390 . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮر ، ﺑﻪ ﺗﺒﻌﻴﺖ از ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻی ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼـﺐ، ﻣﺨـﺘﺺ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ اﻣﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ، ﻋﻠﻴﺮ ﻏﻢ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻی ده درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼﺐ، ﺳﻬﻢ ﻛﻤﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺎوﻳﮋه ی ﺑﺮق در ﻛﺸﻮر را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . در ﺳﺎل 1390 ﺣـﺪود94.7 درﺻـﺪ ﺑـﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻛﺸﻮر از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه و ﺗﻨﻬﺎ 5 درﺻﺪ از آن ﻣﺨﺘﺺ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻮده اﺳﺖ . ﻣﻨﺒﻊ : وزارت ﻧﻴﺮو، ﻫﻤﺎن . ﺷﻜﻞ 2 - 1 - ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﻳﺮان در ﺳﺎل 1390 ﻧﮕﺎﻫﻲ ﺑﻪ ﺳﻬﻢ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺗﻮﻟﻴ ﺪ ﺑﺮق در ﺳﺎل ﻫﺎی ﮔﺬﺷﺘﻪ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺨﺎری از روﻧﺪی ﻧﺰوﻟﻲ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ و ﮔﺎزی از روﻧﺪی ﺻﻌﻮدی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده . اﻧﺪ اﻣﺎ ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧـﺎوﻳﮋه ﺑﺮق از روﻧﺪ ﭘﺎﻳﺪاری ﺗﺒﻌﻴﺖ ﻧﻜﺮده و ﻫﻤﻮاره دﭼﺎر ﻧﻮﺳﺎن ﺑﻮده اﺳﺖ ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛ ﻪ در ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ در ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫـﺎی اﺧﻴـﺮ ﺑﻪ 10 درﺻﺪ در ﺳﺎل1385 اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﭘﺲ از آن دوﺑﺎره رو ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﻧﻬﺎده اﺳﺖ . 22 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻨﺒﻊ : وزارت ﻧﻴﺮو، ﺗﺮازﻧﺎﻣﻪ اﻧﺮژی، ﺳﺎل ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ . ﺷﻜﻞ 2 - 2 - ﺳﻬﻢ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 1390 - 1377 2 - 1 - 3 - ﺳﺎﺧ ﺘﺎر ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن ﻣﺪل ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﺪل ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔﺮد ) آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ ( اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻠﻴﻪ ی ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻋـﻢ از ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران ﺟﻬﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺗﻮان در آن اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . در اﺑﺘﺪای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﺎزار، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻫـﻢ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻓﺮوش ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی واﻗﻊ در ﺣﻮزه ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ( و ﻫﻢ ﺧﺮﻳﺪ ) ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟﻚ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ واﻗﻊ در ﺣﻮزه ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ( و ﻧﻴﺰ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻨﺪ . اﻣﺎ ﭘﺲ از ﺗﺼﻮﻳﺐ ﻗﺎﻧﻮن اﺳـﺘﻘﻼل ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ در اﺳﻔﻨﺪﻣﺎه ﺳﺎل 1384 ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺠﻠﺲ ﺷﻮرای اﺳﻼﻣﻲ از ﻧﻴﻤﻪ ی دوم ﺳﺎل 1386 ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺧﺮﻳـﺪ ﺑـﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ واﻗـﻊ در ﺣﻮزه ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد، ﻧﻘﺶ ﻓﺮوﺷﻨﺪه را در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎزی ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .1 ﻣﻨﺒﻊ اﻓ : ﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ . رﻳﺎﺣﻲ، . رﺿﺎ1388 ، ﻫﻤﺎن، ص55 . ﺷﻜﻞ2 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان 1 - اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ . رﻳﺎﺣﻲ ، . رﺿﺎ ﻫﻤﺎن، 1388 ، ص53 . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 23 ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎر ه ی )2 - 1 (ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . در اﻳـﻦ ﺳـﺎﺧﺘﺎر، ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﺷـﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ، ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺧﺼﻮﺻـﻲ و ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﻣﻮﺳﺴـﺎت و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺎرج از ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، ﺑـﺮق ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای و ﺷـﺮﻛﺖ ﺗﻮاﻧﻴﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﺮ ﻛﺪام، ﮔﺮوه ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن را ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻣﻄﺎﺑﻖ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮو ش ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻓﻌﺎﻻن ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ : − ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه : ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، آب ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن و ﺳﺎﻳﺮ ﻣﺎﻟﻜﻴﻦ ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻮﻗﻲ ای ﻛﻪ ) ﺑﺎ اﺧﺬ ﻣﺠﻮز از وزارت ﻧﻴﺮو و ﺑﺮاﺳـﺎس ﻗـﺮارداد ﻣﻌـﻴﻦ ، وﻛﺎﻟﺘﻨﺎﻣـﻪ رﺳﻤﻲ و ﻳﺎ اﺣﻜﺎم ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ( ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻌﻬﺪات، ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻫﺎ، ﺣﻘﻮق و اﺧﺘﻴﺎرات ﻣﺎﻟﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ را در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر و ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻋﻬﺪه دار اﺳﺖ، ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﺷﺨﺼﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﺧﻮد واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ دارد و ﺑ ﺎ ﻛﺴﺐ ﻣﺠﻮز از وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﺎزاد ﺑﺮ ﻣﺼـﺮف ﺧـﻮد را ﺑـﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻮﻗﻲ ای ﻛﻪ ﺑﺎ ﻣﺠﻮز وزارت ﻧﻴﺮو از ﺧﺎرج از ﻛﺸﻮر ﺑﺮق وارد ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ ﻧﻴﺰ ﺗﺎﺑﻊ اﺣﻜﺎم ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه در اﻳﻦ آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . − ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻧﻴﺮوﮔﺎه : ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻮﻗﻲ ﻛﻪ ﻋﻤﻠﻴﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮ دار ی از واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ را ﺑﺮﻋﻬﺪه دارد، ﺻﺮف ﻧﻈﺮ از آﻧﻜـﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺎﺷﺪ ﻳﺎ ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻮﻗﻲ دﻳﮕﺮ . − ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه : ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻮﻗﻲ ) از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻛﻪ ﺑﺎ اﺧﺬ ﻣﺠﻮز از وزارت ﻧﻴﺮو و ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﺮارداد ﻣﻌﻴﻦ و ﻳﺎ اﺣﻜﺎم ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ( ﺣﻘﻮق و ﻣﻨﺎﻓﻊ ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺗﻤﺎم و ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻳﻚ ﻳﺎ ﭼﻨﺪ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ را ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ی ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد از ﻃﺮﻳﻖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر در اﺧﺘﻴﺎر دارد . − ﺧﺮﻳﺪار : ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای و ﻳﺎ ﺳﺎﻳﺮ اﺷﺨﺎص ﺣﻘﻮﻗﻲ دارای ﻣﺠﻮز از وزارت ﻧﻴﺮو ﻛﻪ ﺑﺮق را ﺑﺮای ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﻴﻦ ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ از ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻧﻴﺰ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎم و ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ﺑـﺮق ﻣـﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . − ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه : ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻳﺎ ﺣﻘﻮﻗﻲ ﻛـﻪ ﺗﻤـﺎم و ﻳـﺎ ﺑﺨﺸـﻲ از ﺑـﺮق ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺧـﻮد را از ﻳـﻚ ﻳـﺎ ﭼﻨـﺪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه و از ﻃﺮﻳﻖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . − ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر : ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﺣﺎل در ﺣﺎﺿـﺮ ﺗﻮﺳـﻂ اﻳـﻦ ﺷـﺮﻛﺖ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻋﻤﻠﻴﺎت ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻣﺘﻤﺮﻛﺰ ﺑﺮق، ﺳﺎﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺗﺒﺎدل اﻃﻼﻋـﺎت ﺑـﺎ ﻣﺎﻟـﻚ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه، ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪه، ﺧﺮﻳـﺪار و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه و ﻣﺒﺎدﻻت ﻣﺎﻟﻲ ﻣﺮﺑﻮط ﺗﻮﺳﻂ دو ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺎزار ﺑـﺮق و ﻣـﺎﻟﻲ و ﭘﺸـﺘ ﻴﺒﺎﻧﻲ ﺷـﺮﻛﺖ ﻣـﺬﻛﻮر اﻧﺠـﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . وﻇﺎﻳﻔﻲ ﻫﻤﭽﻮن راﻫﺒﺮی ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ، اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺷﺮا ﻂ ﻳ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ی اﻳﻤـﻦ از اﻳـﻦ ﺷﺒﻜﻪ و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ دﺳﺘﺮﺳﻲ و ﺟﺎﺑﺠﺎ ) ﻳﻲ ﺗﺮاﻧﺰﻳﺖ ( اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﺷـﺎﻣﻞ ﺗﺒـﺎدﻻت درون و ﺑـﺮون 24 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﺮزی ﺗﻮﺳﻂ ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﻫﺎی راﻫﺒﺮی ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ اﻣﻨﻴـﺖ ﺷـﺒﻜﻪ ی اﻳـﻦ ﺷـﺮﻛﺖ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق : اﻳﻦ ﻫﻴﺎت ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻫﺪاﻳﺖ و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑـﺎزار ﺑـﺮق در اﻣـﻮر ﺑـﺮق وزارت ﻧﻴـﺮو ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ وﻇﺎﻳﻒ آن ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﻧﻈﺎرت ﻣﺴﺘﻤﺮ ﺑﺮ ﺣﺴﻦ اﺟﺮای آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و ر وش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ، رﻓﻊ اﺑﻬﺎم و اﺗﺨﺎذ ﺗﺼﻤﻴﻢ در ﻣﻮارد ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻦ ﻧﺸﺪه در آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ، ﺗﺪوﻳﻦ و اﺑﻼغ روﻳﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ، ﺗﺪوﻳﻦ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﻛﺎرآﻣﺪی ﺑﺎزار و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﻋﻤﻠﻜـﺮد آن، ﺗـﺪوﻳﻦ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﮔﺴـﺘﺮش داﻣﻨﻪ ی ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﺗﺪوﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﺻﻼح و ﻳﺎ ﺗﻜﻤﻴﻞ ﻣﻔﺎد آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ اﺷﺎره ﻛﺮد .1 2 - 1 - 4 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ، اﺟﺰا و روﻧﺪ آن در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اﻳﺮان 2 - 1 - 4 - 1 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮق و ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻗﺒﻼ ﻧﻴﺰ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﺒﺘﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻣـﺪل آژاﻧـﺲ ﺧﺮﻳـﺪ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻫﻤـﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﻣﺘﻘﺎﺿﻴﺎن ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﺣﻀﻮر در آن ﻫﺴﺘﻨﺪ . از ﻧﻈﺮ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ اﺟﺮا، ﻳﻚ ﺑـﺎزار روز ﻗﺒـﻞ 2 اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻳـﻚ روز ﻗﺒـﻞ از روز ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ) روز ﺑﺎزار ( ، ﺑﺮﻧﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺗﻌﻴﻴﻦ و آراﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﺸﺨﺺ و اﻋﻼم ﻣﻲ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻗﻴﻤﺖ از ﻫﺎ ﻃﺮﻳﻖ ﺣﺮاج ﻳﻚ ﻃﺮﻓﻪ3 ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﻣﺒﻨﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻧﻘﺪی ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن »ﭘ ﺮداﺧﺖ ﺑـﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ) « PAB ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻣﺎ ﻣﻜﺎﻧﻴﺴﻢ درﻳﺎﻓﺖ از ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺎزار ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ روش ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧـﺖ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ؛ ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﻣﻌﻨـﻲ ﻛـﻪ از ﺗﻤـﺎم ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺮق، ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﺴـﺎﻧﻲ - ﻣﻌـﺎدل ﻣﻴـﺎﻧﮕﻴﻦ ﻣﺘﻮﺳـﻂ وزﻧـﻲ ﻧـﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه ی واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪی - ﺑﺎﺑـﺖ ﻫـﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻧﺤﻮه ی ﺣﻀﻮر ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮ اﺳﺎس » روﻳﻪ ی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ و اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎﺗﻲ در ﻣﺪار ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻦ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻣﻲ « ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻛﻠﻴﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺧﻮد را ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 9 ﺻﺒﺢ ﻗﺒﻞ روز ﺳﻪ از روز ﺑﺎزار از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻃﻼ ﻋﺎت ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان -ﺑﺨﺶ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن- ﺑـﻪ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ارﺳـﺎل ﻧﻤﺎﻳـﺪ .4 اﻃﻼﻋـﺎت ارﺳـﺎﻟﻲ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺷﺎﻣﻞ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ، ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪ در ﻃﻮل ﺷﺒﺎﻧﻪ روز در ) ﺧﺼﻮص واﺣﺪ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و واﺣﺪ ﻫﺎی ﺣﺮارﺗ ﻲ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺳﻮﺧﺖ ( و ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ در زﻣﺎن ﭘﻴﻚ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺷﺎﻣﻞ 10 ﭘﻠﻪ و ﺻـﻌﻮدی ﺑﺎﺷـﺪ . ﭘـﺲ از ارﺳﺎل اوﻟﻴﻦ ﻧﺴﺨﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺑﺎزار، ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 10 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار ﻣﺠﺎز ﺑﻪ اﻓﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻛﺎ ﻫﺶ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد ﺑﻮده وﻟﻲ ﻣﺠﺎز ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺧﻮد ﻧﻤﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 1 - وزارت ﻧﻴﺮو، آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر، دﺑﻴﺮﺧﺎﻧﻪ ﻫﻴﺄت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﺳﺎل 1384 . 2- Day Ahead Market 3- One Side Auction 4 - ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 25 در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻌﻴﻴﻦ آراﻳﺶ ﺑﻬﻴﻨﻪ ی واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﻣﺮﻛﺰ ﻣﻠﻲ راﻫﺒﺮی و ﭘﺎﻳﺶ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳـﺮی ﺑـﺮق ﻛﺸـﻮر ) دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ ( ﺑﺎﻳﺪ اﻃﻼﻋﺎت زﻳﺮ را ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 10 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻗﺮار دﻫﺪ : اﻟﻒ- ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ وﺿﻌﻴﺖ در ﻣﺪار ﺑﻮدن و ﺗﻐﻴﻴﺮات اﺣﺘﻤﺎﻟﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻗﺎﺑﻞ ﮔﺴﻴﻞ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ب- واﺣﺪﻫﺎی اﺟﺒﺎرا در ﻣﺪار ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻗﻴﻮد ﻓﻨﻲ ﺷﺒﻜﻪ ج- واﺣﺪﻫﺎی اﺟﺒﺎرا در ﻣﺪار ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻓﻨﻲ واﺣﺪﻫﺎ د- ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺗﺒﺎدل ﺑﻴﻦ ﻧﺎﺣﻴﻪ ای ﻫ - آﻣﺎدﮔﻲ وا ﺣﺪﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ ) ﺻﻨﺎﻳﻊ ﺑﺰرگ ( و- ﻣﻴﺰان ﺗﺒﺎدﻻت ﺑﺮون ﻣﺮزی ز- ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ و ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺑﺮای ﭼﻬﺎر روز آﻳﻨﺪه ح- ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺮژی واﺣﺪﻫﺎی اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻳﻤﻦ از ﺷﺒﻜﻪ، ﻣﺮﻛﺰ ﺑﺎﻳﺪ آﺧﺮﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت ذﻛﺮ ﺷﺪه و ﻳﺎ ﻫﺮ ﮔﻮﻧﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻓﻨﻲ دﻳﮕﺮی را ﻛﻪ ﺑـﻪ ﻧﺤﻮی در ﺗﻌﻴ ﻴﻦ آراﻳﺶ ﺑﻬﻴﻨﻪ ی واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻮﺛﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 11 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺷـﻜﻞ ﻣﺴﺘﻨﺪ ﺑﻪ ﺑﺎزار اﻋﻼم ﻧﻤﺎﻳﺪ .1 ﻧﺤﻮه ی ﺣﻀﻮر ﺧﺮﻳﺪاران ﻧﻴـﺰ در ﻫﻤـﺎن » روﻳـﻪ ی ﻋﻤﻠﻴـﺎﺗﻲ و اﻟﮕـﻮرﻳﺘﻢ ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎﺗﻲ در ﻣـﺪار ﻗـﺮار ﮔـﺮﻓﺘﻦ واﺣـﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ « ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ، ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻮﻇﻒ اﺳﺖ ﭼﻬﺎر روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ ﺑـﺎر 96 ﺳـﺎﻋﺖ آﻳﻨﺪه ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ ﺗﻬﻴﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد را در اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺮق ﻗﺮار دﻫﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑـﺮق ﻫـﺮ روز اﻳـﻦ اﻃﻼﻋـﺎت را ﺑـﻪ ﻫﻤﺮاه ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳ ﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی ﺑﺎزار و ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻣﻮزون ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی ﺑﺎزار در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ را ﻛﻪ ﺑﺮای روز ﺑﺎزار ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ را ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 9 ﺻﺒﺢ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎﻳﺖ در اﺧﺘﻴﺎر ﺧﺮﻳﺪاران ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺧﺮﻳﺪار ان ﻧﻴﺰ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف را ﺧﻮد ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 9 ﺻـﺒﺢ روز ﺳـﻪ ﻗﺒـﻞ از روز ﺑﺎزار از ﻃ ﺮﻳﻖ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق ارﺳﺎل ﻛﻨﻨﺪ . ﺧﺮﻳﺪاران ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻫﺎی ﺧﻮد را ﺗـﺎ ﺳﺎﻋﺖ 10 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار اﺻﻼح ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ .2 ﭘﺲ از ﺟﻤﻊ آوری اﻃﻼﻋﺎت از ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺮﻛﺰ، آراﻳﺶ ﺑﻬﻴﻨﻪ ی واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی در روز ﺑﺎزار ﺗﺎ ﺳـﺎﻋﺖ 12:30 ﺗﻌﻴﻴﻦ و ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ13 روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ، درﻗﺴﻤﺘﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان آراﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ، ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﻣﺮاﺟﻌﻪ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ از ﻣﻴﺰان ﻗﺪرت ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧـﻮد در روز ﺑﺎزار اﻃﻼع ﻳﺎﺑﻨﺪ . آراﻳﺶ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺎزار ﺑ ﺎ رﻋﺎﻳﺖ ﻗﻴﻮد ﻓﻨﻲ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﻗﻴﻮد ﻓﻨﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻳﻤﻦ از ﺷـﺒﻜﻪ و در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف ﺧﺮﻳﺪاران و ﺳﺎﻳﺮ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﻛﻪ از ﻃﺮف ﻣﺮﻛﺰ در اﺧﺘﻴﺎر ﺑـﺎزار ﻗـﺮار 1 - اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ و رﺿﺎ رﻳﺎﺣﻲ، ﻫﻤﺎن، ﺻﺺ66 - 60 . 2 - اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ و رﺿﺎ رﻳﺎﺣﻲ، ﻫﻤﺎن، ﺻﺺ69 - 67 .. 26 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد، ﺑﺮ اﺳﺎس اوﻟﻮﻳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ . ﻨﺪﻛ ﻋﻼوه ﺑﺮ آراﻳﺶ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑـﺎزار، ﻫﻤـﻮاره آراﻳﺶ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . آراﻳﺶ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺎزار ﺗﻨﻬﺎ ﻗﻴﻮد ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی واﺣـﺪ، ﺣـﺪاﻛﺜﺮ اﻧﺮژی روزاﻧﻪ واﺣﺪ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺗﺒﺎدل ﺑﻴﻦ ﻧﻮاﺣﻲ را در ﻧﻈﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در اﺑﺘﺪای اﻳﻦ ﺑﻨﺪ ﻧﻴﺰ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﺪل ﺧﺮﻳﺪار ﻣﻨﻔـﺮد ﺷـﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻛـﻪ در آن ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﻓﺎﻗﺪ ﻫﺮ ﮔﻮﻧﻪ ارﺗﺒﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﺑﻮده و ﻛﻠﻴﻪ ی ﻣﺒﺎدﻻت ﺧﻮد را ﺻﺮﻓﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول ) ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ( ﺑﻪ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ رﺳﺎﻧﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ از آﻧﺠـﺎ ﻛـﻪ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن در ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻣﺴـﺘﻠﺰم ﭘﺬﻳﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ آن ﻫ ﺎ در ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻟﺬا اﻳﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﻳﻚ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ اﻗﺪام ﺑﻪ ﻋﺮﺿﻪ ی اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺧـﻮد ﺑﻪ اﻧﺤﺼﺎرﮔﺮ ﺧﺮﻳﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻣﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪاران از ﺟﺎﻧﺐ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار، ﺳـﻤﺖ ﺗﻘﺎﺿـﺎی ﺑـﺎزار ﺑﺮق ﻫﻤﭽﻨﺎن در ﻳﻚ ﻓﻀﺎی ﻏﻴﺮرﻗﺎﺑﺘﻲ ) اﻧﺤﺼﺎر ﻓﺮوش ( ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺧﻮد اداﻣﻪ ﻣﻲ دﻫﺪ . اﻣﺮی ﻛﻪ ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣـﻲ رﺳـﺪ ﺑـﺎ آﻏـﺎز اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت دوﺟﺎﻧﺒﻪ در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﻧﻴﺰ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﻮرس اﻧﺮژی در ﺳﺎل 1391 در ﺣﺎل ﻣﺮﺗﻔﻊ ﺷﺪن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - 1 - 4 - 2 - اﺟﺰای ﻗﻴﻤﺖ و روﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻄﺎﺑﻖ آﻳﻴﻦ ی ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ) ﻣﺎﻟﻜﺎﻧﻲ ( ﻛـﻪ ﻣﺤﺼﻮل ﺧﻮد را ﺑﺎ رﻋﺎﻳﺖ ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻋﺮﺿﻪ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ از دو ﻣﻮﻟﻔـﻪ ﻗﻴﻤﺘـﻲ » آﻣـﺎدﮔﻲ و « » اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی « ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ دو ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻣﺒﺎﻟﻎ ﻧﺎﺧﺎﻟﺼﻲ ﻫﺴﺘ ﻨﺪ ﻛﻪ در ازای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑـﻪ ﺎﻫـ آن ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﻪ . ﻃﻮری ﻛﻪ در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮاﻗﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻨﺎ ﺑـﻪ دﻻﻳﻠـﻲ ﻣﺸـﻤﻮل ﭘﺮداﺧـﺖ ﺟﺮﻳﻤـﻪ و ﻳـﺎ درﻳﺎﻓـﺖ ﺧﺴـﺎرت از ﺑـﺎزار ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ در . آﻳﻴﻦ ی ﻧﺎﻣﻪ ﻣﺬﻛﻮر ﻫﺎی ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺗﻌﺮﻳﻒ : اﻧﺪ ﺷﺪه − ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ : ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺑﺎﺑﺖ ﻳﻚ ﻣﮕﺎوات ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺮاز ﺷﺪه1 ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ، در ﻫـﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ در . ﺣﻘﻴﻘﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ آﻣﺎده ﺑﻜـﺎر ﺑﻮده و ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﭙﺮدازﻧﺪ . − ﻧﺮخ اﻧﺮژی : ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ ﻫﺮ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه اﻋﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﻧﺮخ ﻗﻄﻌﻲ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن در ده ﭘﻠـﻪ و در داﻣﻨـﻪ ﻣﺠـﺎز اﻋـﻼم ﺷـﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻋﻼم ﮔﺮدﻳﺪه و ﭘـﺬﻳﺮش ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﺑـﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﻗﻴﻤـﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨﺪ ﮔﺎن ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر ﺛﺎﺑﺖ ﺑﻮده و ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺗﺒﺼﺮ ه ی )2 ی هﻣﺎد5 (آﻳﻴﻦ ی ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ » در ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ در ﺑﺎر ﺳﺎﻋﺎت اوج ﻣﺼﺮف و ﻣﺘﻮﺳﻂ 1 .ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺮاز ﺷﺪه، ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎده ی ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺎ ﻣﻠﺤﻮظ داﺷﺘﻦ ﻣﺸﻜﻼت ﻓﻨﻲ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﺷـﺮاﻳﻂ ﻣﺤﻴﻄـﻲ و ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ اﺛﺮات ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺧﺎرج از ﻣﺴﺌﻮﻟﻴﺖ ﺧﻮد ) از ﻗﺒﻴﻞ ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل، ﺣﻮادث ﻗﻬﺮﻳﻪ و دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ ( آن را ﺑﺮآورد و ﺑﻪ ﻣﺪﻳ ﺮ ﺑﺎزار اﻋـﻼم ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 27 ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ « ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺮ .ﺷﻮد اﺳﺎس ) ﺑﻨﺪ 6 - 4 (آﻳﻴﻦ ی ﻧﺎﻣﻪ ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﺷـﺮاﻳﻂ روش و ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓـﺮوش ﺑـﺮق، ﻧﺮخ ی ﻪﭘﺎﻳ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ » ﺑﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺣﺮارﺗﻲ «ﻪﺷﺒﻜ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 2 ( ﻧﺮخ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻪ ی آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی و ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ی ﺑﻬـﺎی آﻣـ ﺎدﮔﻲ در ﺳـﺎل ﻫـﺎی 1382 ﺗـﺎ 1391 را ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﺎﻋﺎت ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺒﺎﻧﻪ روز و ﻣﺎه ﻫﺎی ﺳﺎل ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 2 - ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ، ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ی ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ و ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﺳﺎل ﭘﺎﻳﻪ ی ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮوات در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ( ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( 1383 40 5/ 11 1384 72 36 1385 77 از8ﺗﺎ60 1386 77 از8ﺗﺎ60 ﻫﺸﺖ ﻣﺎه اﺑﺘﺪای1387 77 74 )0 - 80 ( ﭼﻬﺎر ﻣﺎه اﻧﺘﻬﺎی1387 89 74 )0 - 110 ( 1388 89 74 )0 - 110 ( 1389 89 74 )0 - 110 ( 1390٭ 89 )0 - 330 ( 1391 89 )0 - 330 ( ٭ ﻧﺮخ ﭘﺎﻳ ﻪ ی اﻧﺮژی ﺗﺎ ﺗﺎرﻳﺦ 20 /2/ 1390 ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺳﺎل1389 ﺑﻮده و ﭘﺲ از آن ﺑﻪ ﻧﺮخ ﺟﺪﻳﺪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﻣﻨﺒﻊ : ﮔﺰارش ﻫﺎی ﻫﻔﺘﮕﻲ وﺿﻌﻴﺖ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر از ﺳﺎﻳﺖ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان ﻣﺒﻠﻎ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از ﺣﺎﺻﻞ ﺿﺮب ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ آن ﺳﺎﻋﺖ در ﻣﻘﺪار آﻣﺎدﮔﻲ ﻫﻤﺎن ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧـﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻧﻴﺰ از ﺣﺎﺻﻞ ﺿﺮب ﭘﺎﻳﻪ ی ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ در ﺿﺮاﻳﺐ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﻔﺘﻪ ﻫﺎی ﺳﺎل و ﺳـﺎﻋﺖ ﻫﻔﺘـﻪ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺿﺮاﻳﺐ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺿﺮﻳﺐ ذﺧﻴﺮه ی ﺷﺒﻜﻪ و اﺣﺘﻤﺎل ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧـﻲ آن ﻫـﺎ در ﻃـﻮل ﺳـﺎل ﻣﻌﺎدل ﻳﻚ ﺷﻮد و ﺑﺮ اﺳﺎ س روﻳﻪ ی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ی ﺿﺮاﻳﺐ آﻣﺎدﮔﻲ ، ﻣﺼﻮب ﺑﻨﺪ ﺳﻪ ﺟﻠﺴﻪ ی دوﻳﺴﺖ و ﻳﺎزدﻫﻢ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﺑـﺎزار ﺑﺮق ، ﺗﻮﺳﻂ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و اﻋﻼم ﻣﻲ .ﺷﻮد1 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻗﺒﻼ اﺷﺎره ﺷﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﺑﺖ اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮاﺳﺎس ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ا ﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺑﺮﻧﺪﮔﺎن ﺑﺎزار اﻧـﺮژی، ﻧﺮخ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺧﻮدﺷﺎن اﺳﺖ .2 در ﭼﻨﻴﻦ ﺣﺎﻟﺘﻲ ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﭼﻨﻴﻦ واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ، ﻧـﺮخ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی آن ﻫـﺎ ﻧﺒـﻮده و ﻣﻄـﺎﺑﻖ ﻣﺼﻮﺑﻪ ی ﺟﻠﺴﻪ ی ﻫﺸﺘﺎد و ﻫﺸﺘﻢ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ .3 1 - اﻓﺸﺎر، ﻛﺮﻳﻢ و رﺿﺎ رﻳﺎﺣﻲ، ﻫﻤﺎن، ص90 . 2 - در ﻣﻮاردی، ﺑﺮﺧﻲ از واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﻓﻨﻲ، اﺟﺒﺎرا در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ) ﻣﺜﻼ واﺣـﺪ ﺑﺨـﺎری اﮔـﺮ در ﺑـﺎزار ﺑﺮﻧـﺪه ﻧﺸـﻮد، ﻧﻤﻲ ﺗﻮان آن را ﺧﺎﻣﻮش ﻛﺮد و اﺟﺒﺎرا ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ اﻧﺪازه ی ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮان )Pmin (واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - اﻳﻦ رﻗﻢ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺼﻮﺑﻪ ی ﺟﻠﺴﻪ ی ﻫﺸﺘﺎد و ﻫﺸﺘﻢ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ 90 درﺻﺪ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑـﺮای ﺳـﺎﻋﺖ ﻣﺮﺑﻮﻃـﻪ در ﺑـﺎزار، AVC واﺣـﺪ و ﺣﺪاﻗﻞ AVC واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ از آن ﻫﺎ درآن ﺳﺎﻋﺖ ﺳﻠﺐ ﺷﺪه، ﻫﺮ ﻛﺪام ﺑﺎﺷ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺪ، در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 28 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻻزم ﺑ ﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺠﻤﻮع ارﻗﺎم ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ، رﻗﻢ ﻧﺎﺧﺎﻟﺼﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺒـﺎﻟﻐﻲ ﺑﺎﺑـﺖ ﺧﺴـﺎرت ) ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ( ﺑﻪ آن اﻓﺰوده و ﺟﺮاﺋﻢ، ﺷﺎﻣﻞ آزﻣﻮن ﻧﺎﻣﻮﻓﻖ ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری، از آن ﻛﺴـﺮ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻛﻠﻴـﻪ ی ﭘﺮداﺧـﺖ ﻫـﺎ و درﻳﺎﻓﺖ ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺗﻮﺳﻂ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺮ اﺳﺎس ﮔﺰارﺷﺎت ﻫﻔﺘﮕﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان1، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از رواﺑﻂ زﻳﺮ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ : آﻳﺪ ﻣﺒﻠﻎ آزﻣﻮن ﻇﺮﻓﻴﺖ-ﻣﺒﻠﻎ آﻣﺎدﮔﻲ = ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺎ اﺣﺘﺴﺎب ﺟﺮاﻳﻢ ﻣﻴﺰا ن اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﺒﻠﻎ ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری -ﻣﺒﻠﻎ ﺧﺴﺎرت+ﻣﺒﻠﻎ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی = ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﺑﺎ اﺣﺘﺴﺎب ﺧﺴﺎرت و ﺟﺮاﻳﻢ ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﺒﻠﻎ ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری- ﻣﺒﻠﻎ آزﻣﻮن ﻇﺮﻓﻴﺖ-ﻣﺒﻠﻎ ﺧﺴﺎرت+ﻣﺒﻠﻎ آﻣﺎدﮔﻲ+ﻣﺒﻠﻎ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی = ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑ ﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ رواﺑﻂ، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، اﻧﺮژی و ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻛﻠﻴﻪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻓﻌﺎل در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ زﻣﺎن ﻫﺎی ﭘﻴﻚ ) ﭘﻴﻚ 4 ﺳﺎﻋﺖ ( ، ﻏﻴﺮﭘﻴـﻚ و ﻛـﻞ از ﺳـﺎل 1387 ﺗـﺎ1391 در ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره ) ی 2 - 3( ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ .2 ﺟﺪول2 - 3 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 1387 - 1391 ﺳﺎل ﺷﺮح ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ 1387 ﭘﻴﻚ 152 104 256 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 58 97 155 ﻛﻞ 77 103 180 1388 ﭘﻴﻚ 198 113 311 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 73 103 176 ﻛﻞ 94 105 199 1389 ﭘﻴﻚ 193 114 307 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 73 100 173 ﻛﻞ 93 102 195 1390 ﭘﻴﻚ 194 284 479 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 75 250 325 ﻛﻞ 95 256 351 1391 ﭘﻴﻚ 134 300 434 ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ 115 275 390 ﻛﻞ 118 279 397 ﻣﻨﺒﻊ : ﮔﺰارش ﻫﺎی ﻫﻔﺘﮕﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق اﻳﺮان از ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ و ﻣﺤ ﺎﺳﺒﺎت ﻣﺸﺎور 1- 2 - ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی و ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ در زﻣﺎن ﭘﻴﻚ و ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ در ﺳﺎل 1387 ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻃﻼﻋﺎت اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 29 2 - 1 - 5 - ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒ ﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دوﺟﺎﻧﺒﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان ﺑﺎ اﺳﺘﻨﺎد ﺑﻪ ﻣﻔﺎد ﻣﺎده ) ی 4 ( آﻳـﻴﻦ ﻧﺎﻣـﻪ ی اﺟﺮاﻳـﻲ ﻣﻮﺿـﻮع ﺑﻨـﺪ ( ب) ﻣــﺎده ) ی 25 ( ﻗــﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣــﻪ ی ﭼﻬــﺎرم ﺗﻮﺳــﻌﻪ ی اﻗﺘﺼــﺎدی، اﺟﺘﻤــﺎﻋﻲ و ﻓﺮﻫﻨﮕــﻲ ﻛﺸــﻮر، ﻣﺒﻨــﻲ ﺑــﺮ ﺗﺮﻏﻴــﺐ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻮ / ﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ اﺳﺘﻔﺎده از اﻣﻜﺎﻧﺎت ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﻓﺮوش ﺑـﻪ ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣـﻮردﻧﻈﺮ، و ﺑـﺎ ﻫﺪف ﻓﺮاﻫﻢ ﺳﺎﺧﺘﻦ ﺑﺴﺘﺮ ﻻزم ﺟﻬﺖ اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﺎﻟـﻚ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ( و ﺧﺮﻳـﺪاران ﺑﺮق ) اﻋﻢ از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻴﺮوی ﺑﺮق و ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺑـﺮق ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای و ﺳـﺎﻳﺮ ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺰرگ ( ، آﺷـﻨﺎﻳﻲ ﺑـﺎ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت، اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و زﻣﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺣﻀﻮر آن ﻫ ﺎ در ﺑﻮرس ﺑﺮق، در ﺑﻬﻤﻦ ﻣﺎه ﺳـﺎل 1388 ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺪوﻳﻦ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻣﻌﺎﻣﻼت اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ روش ﻏﻴﺮﺣﻀﻮری و ﻛﺎﻣﻼ اﻟﻜﺘﺮوﻧﻴﻜﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﻋﺮﺿـ ﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳـﺪاران، ﺑﺴـﺘﻪ ﻫـﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺧﻮد را ﺑﺎ ذﻛﺮ ﺟﺰ ﻳﻴ ﺎت ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﺳﺎﻣﺎﻧﻪ ی اﻟﻜﺘﺮوﻧﻴﻜﻲ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺛﺒﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . در اﻳﻦ ﺑـﺎزار، ﺑﺮق در ﻗﺎﻟﺐ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺑﺎ دوره ﻫﺎی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻌﻴﻦ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ﻃﻲ ﻗﺮاردادﻫﺎﻳﻲ ﻛـﻪ ﺑـﻴﻦ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪا ران ﻣﻨﻌﻘﺪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻨﻮع اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎ از ﺣﻴﺚ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی روزاﻧﻪ : اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﺎ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ ﻳﻚ روز اﺳﺖ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی روزاﻧـﻪ از ﻳـﻚ ﻣﺎه و ﺳﻪ روز ﭘﻴﺶ از زﻣﺎن آﻏﺎز ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ و ﺑﻪ ﻣﺪت ﻳﻚ ﻣﺎه اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . − ﺑ ﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی ﻫﻔﺘﮕﻲ : اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﺎ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ ﻳﻚ ﻫﻔﺘﻪ اﺳﺖ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧـﺮژی ﻫﻔﺘﮕـﻲ از ﺳﻪ ﻣﺎه و ﺳﻪ روز ﭘﻴﺶ از زﻣﺎن آﻏﺎز ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ و ﺑﻪ ﻣﺪت ﺳﻪ ﻣﺎه اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . − ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ : اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﺎ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ ﻳﻚ ﻣﺎه اﺳﺖ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧـﺮژ ی ﻣﺎﻫﺎﻧـﻪ از 12 ﻣﺎه و ﺳﻪ روز ﭘﻴﺶ از زﻣﺎن آﻏﺎز ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ و ﺑﻪ ﻣﺪت 12 ﻣﺎه اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ − ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی ﻓﺼﻠﻲ : اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﺎ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ ﻳﻚ ﻓﺼﻞ اﺳﺖ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺴﺘﻪ ی اﻧﺮژی ﻓﺼـﻠﻲ از 12 ﻣﺎه و ﺳﻪ روز ﭘﻴﺶ از زﻣﺎن آﻏﺎز ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ و ﺑﻪ ﻣﺪت 12 ﻣﺎه اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳ . ﺖ اﻳﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎ در ﻗﺎﻟﺐ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻓﺮوش / ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻋﺮﺿﻪ / ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی، دوره، زﻣـﺎن آﻏﺎز ﺑﻪ ﺗﺤﻮﻳﻞ / درﻳﺎﻓﺖ و ﻧﻘﻄﻪ ی ﻣﺤﻞ درﻳﺎﻓﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﻧﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ دو ﺻﻮرت ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺑﺎ ﺣﺠـﻢ ﻫـﺎی 1 ، 2 ، 3 ، 4 ، 5 ، 10 و20 ﻣﮕﺎواﺗﻲ و ﺑﺴﺘﻪ ی ﺑﻠﻮﻛﻲ ﺑﺎ ﺳﻘ ﻒ ﺣﺠﻢ 100 ﻣﮕﺎوات ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﺑﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ و ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻐﻴﻴﺮ اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻫﺮ ﺑﺴﺘﻪ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺗﻤﺎم ﺳﺎﻋﺎت روز، ﺗﻨﻬﺎ ﺳﺎﻋﺎت ﻛﻢ ﺑﺎری ﻳﺎ ﻣﻴﺎن ﺑﺎری ﻳﺎ اوج ﺑـﺎر را ﭘﻮﺷـﺶ دﻫﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻣﺮ در ﻫﻨﮕﺎم ﭘﻴﺸﻨﻬ ﺎد ﺑﺴﺘﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺧﺮﻳﺪار / ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﻓﺮم ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ / ﺧﺮﻳﺪ ﺳﺎﻣﺎﻧﻪ ی اﻟﻜﺘﺮوﻧﻴﻜﻲ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ، ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺮ ﻣﮕـﺎوات ﺳـﺎﻋﺖ اﻧﺮژی ﺑﺎ دﻗﺖ ﺳﻪ رﻗﻢ اﻋﺸﺎر و ﺑﺮ ﺣﺴﺐ رﻳﺎل و ﺣﺠﻢ ﺑﺴﺘﻪ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی اﻧﺮژی ﺟﻬﺖ ﺗﺤﻮﻳﻞ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از دوره ﻫـﺎی ﻣﻌﻴﻦ ﺑﺎری ﻛﻢ ) / ﻣﻴﺎن ﺑﺎری اوج / ﺑﺎر، روزاﻧﻪ، ﻫﻔﺘﮕﻲ، ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ و ﻓﺼﻠﻲ ( ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎوات ﺛﺒﺖ ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﺟﻬـﺖ ﺧﺮﻳـﺪ اﻧـﺮژی 30 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺣﺠﻢ آن ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻋﺪدی ﻣﻨﻔﻲ و ﺟﻬﺖ ﻋﺮﺿﻪ ی اﻧﺮژی، ﺣﺠﻢ آن ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻋـﺪدی ﻣﺜﺒـﺖ وارد ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﺴـﺘﻪ ﻫـﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 14:00 ﺳﻪ روز ﻗﺒـﻞ از ﺗﺤﻮﻳـﻞ و ﻗﺒـﻞ از اﻧﺘﺨـﺎب ﺗﻮﺳـﻂ ﺳـﺎﻳﺮ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺧﺮﻳﺪاران، ﻗﺎﺑﻞ ﺣﺬف و اﺻﻼح ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﺒﻨﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب و ﺻﺪور ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﺑﺴﺘﻪ ی ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﺷﺪه ی اﻧﺮژی ﺑﺮای ﻃﺮﻓﻴﻦ، در ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﻮاﻓـﻖ و ﻗﺒـﻮل ﻃﺮﻓﻴﻦ رﺳﻴﺪه،ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﺮاﻧﺰﻳﺖ و ﺗﻠﻔﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﺮق ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺷﺪه ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪار را ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪه ﺑﺎﻳـﺪ ﺑـﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﭙﺮدازد . 2 - 1 - 6 - وﺿﻌﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﻮﻟﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﻟـﺬا ﺗـﻼش ﺷﺪه ﺗﺎ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻗﻮاﻧﻴ ﻦ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻘﺮرات ﻛﻠﻲ ﺣﺎﻛﻢ، اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از ﺣﻴﺚ ﻋﺪم ﻣﺼﺮف ﺳـﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ، ﻋﺪم اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﻧﻴﺰ ﻣﺤﺪودﻳﺖ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی آب ) ( در ﺑﺮﺧـﻲ ﻓﺼـﻮل، ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺧﺎص ﺻ ﻨﻌﺖ ﺑﺮق ) در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑـﺮق و ﻳـﺎ ﺧﺎرج از آن ( در زﻣﻴﻨﻪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و روﻧﺪ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎی آن ﻫ ﺎ از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 2 - 1 - 6 - 1 - در ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر اﻟﻒ- در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑﺮرﺳﻲ ﻛﻠﻴﺎت آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎ و ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻛﻪ ﻛﻠﻴﻪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه )ﻫﺎ اﻋـﻢ از ﺑـﺮق آﺑـﻲ و ﺣﺮارﺗـﻲ ( ﺟﻬﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ی ﺑﺮق ﺧﻮد ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻮاﻋﺪ ﻳﻜﺴﺎﻧﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳـﺖ ﻫـﺎی ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﺸﻮﻳﻖ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ( در ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر، ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد اﻧﮕﻴﺰﺷﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ در اداﻣﻪ ﺑﻪ آن ﻫ ﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﻨﺪ )6 - 6 ( »آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻂ و روش ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر « ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ : 6 - 6 - 1 - در ﻣﻮاردی ﻛﻪ ﻋﻠﻴﺮﻏﻢ ﻋﺪم اﻋﻼم آﻣﺎدﮔﻲ در ﻣﻮﻋﺪ ﻣﻘﺮر، ﺷﺮاﻳﻂ ﺧﺎص ) ﻣﺎﻧﻨـﺪ ﺿـﺮورت ﺗﺨﻠﻴـ ﻪ ی ﺳـﺪ و ﻳـﺎ ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﻫﺪر رﻓﺖ اﻧﺮژی آﺑﻲ ﺑﺮق ( ﻣﺴﺘﻠﺰم ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺎﺷـﺪ، ﻣـﺪﻳﺮ ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی واﺣـﺪﻫﺎی ﻣﺰﺑـﻮر را ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ی هﺷﺪ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺮای اﻳﻦ وا ﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ی هﺷﺪ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی در آن ﺳﺎﻋﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ وﺟﻬﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﻗﺎﺑﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 6 - 6 - 2 - در ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺎدی ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش، اﮔﺮ ﺑﺎﻻ ﺑﻮدن ﻧﺮخ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻮﺟﺐ ﻋﺪم اوﻟﻮﻳﺖ ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق اﻳﻦ واﺣﺪﻫ ﺎ ﺷﻮد، ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی واﺣﺪﻫﺎی ﻣﺰﺑﻮر را ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷـﺪه اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 31 ﺑﺮای اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻧﻮد درﺻﺪ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی در آن ﺳﺎﻋﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﺑﻬـﺎی آﻣﺎدﮔﻲ ﻫﻢ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ ، در ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار، واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺟﺰو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود1 دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﺷـﺪه اﻧـﺪ ﻛـﻪ از اﻳﻦ ﺣﻴﺚ ﻧﻴﺰ در ﺗﺒﺼﺮه ) ی 3 ( ﺑﻨﺪ )6 - 1 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی ﻣﺬﻛﻮر در زﻣﻴﻨﻪ ی ﻧﺤﻮه ی ﻋﺮﺿﻪ ی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺑـﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻮرد ﺗﻮﺟﻪ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ ﺗﺒﺼﺮ ه ی )3 ( ﺑﻨﺪ )6 - 1 :(واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻳﻜﻲ از ﮔﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی زﻳﺮ را ﺑﺎ اﻋﻼم ﻗﺒﻠﻲ اﻧﺘﺨﺎب ﻧﻤﺎﻳﺪ : ـ اﻟﻒ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺷ ﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺻﻮرت ﺗﺎﺑﻊ ﻛﻠﻴ ﻪ ی ﻣﻘـﺮرات ﻧـﺎﻇﺮ ﺑـﻪ واﺣـﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻣﺘﻌﺎرف از ﺟﻤﻠﻪ اﻟﺰام ﺑﻪ اﻋﻼم آﻣﺎدﮔﻲ در ﻛﻠﻴﻪ ﺳﺎﻋﺎت ﺷﺒﺎﻧﻪ ) وز ر ﺟﺰ در ﻣﻮاﻗـﻊ ﺗﻌﻤﻴـﺮات ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ای واﺣـﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ( و اﺟﺮای دﺳﺘﻮرات ﻣﺮﻛﺰ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﺎ ﺳﻘﻒ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺮاز ی هﺷﺪ ﺧﻮد در ﻫﺮ زﻣﺎن، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ـ ب ﺑﻪ ﺻﻮرت واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎ ﻫﻲ اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺻﻮرت ﻣﻮﻇﻒ اﺳـﺖ ﻋـﻼوه ﺑـﺮ اﻋـﻼم ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ا ﻧﺮژی ﺧﻮد ﺑﺮای ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺳﺎﻋﺎت ﺑﻪ ﺷﺮح ﻓﻮق ] ﺗﺒﺼﺮه ﻫﺎی 1 و2 [، ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺮژی روزاﻧﻪ ﺧـﻮد را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻫﻔﺘﮕﻲ و ﺗﺎ ﻇﻬﺮ روز ﺷﻨﺒﻪ دو ﻫﻔﺘﻪ ﻗﺒﻞ اﻋﻼم ﻧﻤﺎﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ آﻣـﺎدﮔﻲ و ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑﺎﺑﺖ اﻧﺮژی ﺑﺮ اﺳﺎس روﻳﻪ اﺟﺮا ﻳ ﻲ ﻣﺼﻮب ﻫﻴﺎت در ﻣـﻮرد » ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ آﻣـﺎدﮔﻲ و اﻧـﺮژی ﻗﺎﺑـﻞ ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑـﻪ واﺣـﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود « ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺑﺮ ﻫﻤﻴﻦ ﻣﺒﻨﺎ، ﺟﺰﻳﻴﺎت دﻳﮕﺮی در زﻣﻴﻨﻪ ی ﺑﻨﺪ )6 -6 (آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ی ﻓﻮق، در ﺟﻠﺴﻪ ی ﻳﻜﺼﺪ ﻳﻜﻢ و ﺳﻲ و ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑـﺎزار ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ، در ﺻﻮرت اﻋﻼم آﻣﺎدﮔﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ از ﺟﺎﻧﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﻣـﺬﻛﻮر، از ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻧﺎﻣﺤﺪود در ﺑﺎزار ﺑﺮﺧﻮردار ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد . ﺑﺎ اﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛﻪ ﻣﻴﺰان » ﺣﺪاﻗﻞ اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ « اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﻛﻪ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﺎزار اﻋﻼم ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻜﻲ از ﻗﻴﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی آراﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد2 ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻫﻤﻴﻦ ﺻ ﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ، در ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺎدی ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش، ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ » ﺣﺪاﻗﻞ اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ « اﻳﻦ واﺣـﺪﻫﺎ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺑﺎﻻ ﺑﻮدن ﻧﺮخ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی در اوﻟﻮﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎزار ﻗﺮار ﻧﮕﻴﺮ د، ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار ﺿﻤﻦ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی آن ﻫـ ﺎ ﺗـﺎ ﺳـﻘﻒ ﺣـﺪاﻗﻞ اﻧﺮژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺑﺎ واﺣﺪﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر در ﺧﺼﻮص ﻣﺎزاد ﺣﺪاﻗﻞ اﻧﺮ ژی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ » اﻧﺮژی ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ «ﺷﺪه ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان واﺣﺪ اﺟﺒﺎرا در ﻣﺪار ﺑﺮﺧﻮرد ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﻣﺎزاد ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﻧﻮد درﺻﺪ ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻧﺮخ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه ی اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻳﺎ AVC واﺣﺪ، ﻫﺮﻛﺪام ﻛﻪ ﺑﺎﺷ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺪ، در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد3 1 - واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻛﻪ اﻧﺮژی اوﻟﻴﻪ آن ﻣﺤﺪود اﺳ ﺖ و ﻳﺎ آﻧﻜﻪ ﻣﺠﻮز ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی آن ﻣﺘﻀﻤﻦ ﻧﻮﻋﻲ از ﻣﺤﺪودﻳﺖ در ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف اﻧـﺮژی اوﻟﻴـﻪ ) در ﻃـﻮل روز، ﻫﻔﺘﻪ، ﻣﺎه و ﻳﺎ ﺳﺎل ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﻗﺒﻴﻞ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺧﻮد را در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و اﻋﻼم ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﺑﺮاز ﺷﺪه ﻣﻨﻈﻮر ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﻻزم ﺑـﻪ ذﻛـﺮ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻣﺤﺪ ود ﻟﺰوﻣﺎ در ﺑﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ﺑﻠﻜﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ در ﺻﻮرت ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺮ ﻳـﻚ از ﻋﻮاﻣـﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺷﻬﻴﺪ ﻣﻔﺘﺢ ﻫﻤﺪان ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺑﺮداﺷـﺖ آب از ﺳﻔﺮه ﻫﺎی زﻳﺮزﻣﻴﻨﻲ در ﺟﻠﺴﻪ ی ﻳﻜﺼﺪ و ﻧﻮد و ﻧﻪ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻮرخ 19 / 11 / 1390 ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه اﻧﺮژی ﻣﺤﺪود ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . 2 - ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﺳﻲ وﻳﻜﻢ ﻣﻮرخ27 / 03 / 1388 . 3 - ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﺳﻲ وﻳﻜﻢ ﻣﻮرخ27 / 03 / 1388 . 32 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ در ﺟﻠﺴﻪ ی ﻳﻜﺼﺪ و ﭼﻬﺎرده ﻫﻴ ﺎت ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ، دﺳـﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻧﺤـﻮ ه ی ﺗﻌﻴـﻴﻦ » ﻣﺎﺑـﻪ اﻟﺘﻔـﺎوت ﺑﻬـﺎی ﺳـﻮﺧﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ » و « ﻳﺎراﻧ ﻪ ی ﺳﻮﺧﺖ ﻣﻌﺎدل ﺑﺎ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﺳﺎﻳﺮ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ » ﺟﻬـﺖ اﻋﻤﺎل در ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﺗﻌﺎﻣﻞ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ، آﺑﻲ ﺑﺮق و ﺳﺎﻳﺮ ا ﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ ه ی ﺑﺮق و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎی ﺧﻮد ﺗﺎﻣﻴﻦ از اﺑﺘﺪای ﺳﺎل 1387 ﺗﺪوﻳﻦ و اﺑﻼغ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﺳـﺎس ﺑﻨـﺪ )5 - 2 ( اﻳﻦ ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ، ﻣﺒﻠﻎ ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﻌﺎدل ﺑﺎ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق و ﺳﺎﻳﺮ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ) ﺑﻬـﺎی ﮔـﺎز ﺻﺮﻓﻪ ﺟﻮﻳﻲ ﺷﺪه ( ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﺑﻪ ﺗﻮاﻧﻴﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﻣﻌﺎدل اﻳﻦ ﻣﺒﻠﻎ از ﻣﻨﺎﺑﻊ داﺧﻠﻲ ﺗﻮاﻧﻴﺮ، ﺑـﺮ اﺳﺎس ﺗﺒﺼﺮ ه ی )1 ( »آﻳﻴﻦ ی ﻧﺎﻣﻪ اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﻨﺪ )7 (ﻣﺎده واﺣﺪ ه ی ﻗﺎﻧﻮن ﺑﻮدﺟ ﻪ ی ﺳﺎل 1387 ﻛﻞ ﻛﺸﻮر « و از ﻃﺮﻳﻖ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ آب و ﻧﻴﺮوی اﻳﺮان، ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﻧﻴﺰ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺷـﻮد . اﻳـﻦ ﻣﺒﻠﻎ ﻣﻌﺎدل ﺣﺎﺻﻞ ﺿﺮب » ﻧﺮخ آزاد ﮔﺎز » و « ﻣﻴﺰان ﺣﺠﻢ ﮔﺎز ﻣﻌـﺎدل اﻧـﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜـﻲ ﺗﺤـﻮﻳﻠﻲ ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ﻛﻠﻴـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﺳﺎﻳﺮ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻃﻮل دوره ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﻣﻲ « ﺑﺎﺷﺪ .1 ب- ﺧﺎرج از ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮارد ﻓﻮق، ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ دﻳﮕﺮی ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻏﻴﺮدوﻟﺘﻲ در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ وﺿﻊ ﺷﺪه . اﻧﺪ ﺑﺮ اﺳﺎس دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ اﺟﺮاﻳﻲ ﻣﺎد ه ی 62 ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﺑﺨﺸـﻲ از ﻣﻘـﺮرات ﻣـﺎﻟﻲ دوﻟﺖ ﻣﺼﻮﺑ ﻪ ی اﺑﻼﻏﻲ وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻮرخ 13 / 12 / 1384 ، وزارت ﻧﻴﺮو ﻣﻜﻠﻒ ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﻧـﻮ ) ﺷﺎﻣﻞ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی، زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، آﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ 10 ﻣﮕﺎوات ﻳﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ ، زﻳﺴﺖ ﺗﻮده و درﻳـﺎﻳﻲ ( ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت اوج و ﻋﺎدی ﺣﺪاﻗﻞ 650 رﻳﺎل و ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت ﻛﻢ ﺑﺎری ﺣﺪاﻗﻞ 450 رﻳﺎل ) ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﭼﻬﺎر ﺳـﺎﻋﺖ در ﺷـﺒﺎﻧﻪ روز در ( ﻣﺤـﻞ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﮔﺮدﻳـﺪ . ارﻗـﺎم ﻣـﺬﻛﻮر در ﻣﺼـﻮﺑ ﻪ ی ﺷـﻤﺎر ه ی 142551 /ت41113ﻫ ﻣـﻮرخ 15 / 08 / 1387 ﻴﺎﻫ ت وز ﻳ ﺮان ﺑﻪ 1300 رﻳﺎل ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎﻋﺎت اوج و ﻣﻴﺎن ﺑﺎری و 900 رﻳﺎل ﺑﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ در ﺳﺎﻋﺎت ﻛﻢ ﺑﺎری ﻴﺗﻐﻴ ﺮ ﻳﺎﻓﺖ . ﺑﻪ ﻋﻼوه، ﻃﺒﻖ ﻣﺼﻮﺑ ﻪ ی ﺷﻤﺎر ه ی 100 / 20 / 36657 ﻣﻮرخ13 / 09 / 1391 وزارت ﻧﻴﺮو ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ی ﻪﭘﺎﻳ » ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮ و ﭘﺎک « در اﺟﺮای ﻣﻔﺎد ﺑﻨﺪ ( ب) ﻣـﺎد ه ی )133 ( ﻗـﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣـ ﻪ ی ﭘـﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳـﻌﻪ و دﺳـﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻣﺼﻮب ﻫﻤﻴﻦ ﺑﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﻃﻲ ﻣﺼﻮﺑ ﻪ ی ﺷﻤﺎر ه ی 37732 / 100 ﻣﻮرخ08 / 05 / 91 ﺷﻮرای اﻗﺘﺼﺎد، ﭘﺎﻳ ﻪ ی ﻧﺮخ ﺧﺮﻳـﺪ ﺑـﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﻮﺿﻮع ﻣﺎد ه ی ﻳﻚ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺑﻨﺪ ( ب) ﻓﻮق اﻟﺬﻛﺮ در ﺳﺎل 1391 ﺑـﺮای ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻣﺸـﻤﻮل ﻣـﺎد ه ی )4 ( دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻣﺰﺑﻮر ﻣﻌﺎدل2/ 1863 رﻳﺎل و ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻏﻴﺮﻣﺸﻤﻮل ﻣﺎد ه ی )4 (آن دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻣﻌﺎدل 2/ 1792 رﻳﺎل ﺑﻪ ازا ی ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﻨﺪ ( ب) ) ی هﻣﺎد133 ( ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳﻌﻪ، اﻳﻦ ارﻗﺎم ﺑﺎ درﻧﻈـﺮ 1 - ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺻﻮرﺗﺠﻠﺴﻪ ﻳﻜﺼﺪ و ﭼﻬﺎردﻫﻢ ﻣﻮرخ19 / 06 / 1387 . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 33 ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺗﺒﺪﻳﻞ اﻧﺮژی در ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺎزار ﺑـﺮق، ﺑـﺎ ﻟﺤـﺎظ ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﺳـﺎﻻﻧ ارزش ی ﻪ وارداﺗـﻲ ﻳـﺎ ﺻﺎدراﺗﻲ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺼﺮف ﻧﺸﺪه، ﺑﺎزدﻫﻲ و ﻋﺪم اﻧﺘﺸﺎر آﻻ ﻳﻨﺪه ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ﺑﺮآورد ﺷﺪه . اﻧﺪ ﺑﻪ ﻧﻈﺮ ﻣﻲ رﺳﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ ارﻗﺎم ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻣﺼﻮﺑﻪ ی ﺷﻤﺎر ه ی 142551 /ت41113 ﻫ ﻣـﻮرخ 15 / 08 / 1387 ﻴـﺎ ﻫ ت وز ﻳـ ﺮان ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ . 2 - 1 - 6 - 2 - درآﻣﺪﻫﺎی ﺣﺎﺻﻞ از ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻓﻌﺎل در ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر، ﻋﻤﺪه ی ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد را در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﻓﺮوش ﻣﻲ رﺳﺎﻧﻨﺪ . در اﻳﻦ ﭼﺎرﭼﻮب ﻛﻠﻴﻪ ی درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد .1 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷـﺪه ﺑـﻪ ﻣﺠﻤﻮع اﻳﻦ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻫﺎ ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺴﺎرت ) ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ( اﻓﺰوده و ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ دﻳﮕﺮ ﺑﺎﺑﺖ ﺟﺮاﺋﻢ ﻛﺴﺮ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺟﺪول )2 - 4( اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ و درآﻣﺪ ﺣﺎﺻﻞ از ﻓﺮوش ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی ﺗﺤـﺖ ﭘﻮﺷـﺶ ﺳـﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن2 را ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 1383 ﺗﺎ1390 ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 4 - ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺳﺎل ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﮔﻴﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( درﻳﺎﻓﺘﻲ از ﺑﺎزار ﺑﺮق ) ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ( ﻣﺘﻮﺳﻂ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ) رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( 1387 4,033 1,183,047 293 1388 6,381 2,047,963 321 1389 7,900 2,617,221 331 1390 9,656 4,479,835 464 ﻣﻨﺒﻊ : ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﻫﺎی درﻳﺎﻓﺘﻲ از ﺷﺮﻛﺖ آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن . ﺟﺪول زﻳ ﺮ ﻧﻴﺰ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر از ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳـﺖ ﻛﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﻔﺎوت ارﻗﺎم ﺳﺘﻮن ﻫﺎی آﺧﺮ اﻳﻦ دو ﺟﺪول ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ارﻗﺎم ﺟـﺪول )2 - 4 ( ﻛـﻞ درﻳـﺎﻓﺘﻲ از ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ) ﺷﺎﻣﻞ درآﻣﺪﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و ﺧﺴﺎرت درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻣﻨﻬﺎی ﺟﺮاﻳﻢ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ارﻗﺎم ﺟﺪول )2 - 5 ( ﺻﺮﻓﺎ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪه ی درآﻣﺪﻫﺎی درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1 - ﺗﻮﺿﻴﺤﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﻓﺼﻞ ﻣﺮﺑﻮﻃﻪ ) ﺷﺸﻢ ( اراﺋﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . 2 - اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺷﺎﻣﻞ دز، ﺷﻬﻴﺪﻋﺒﺎﺳﭙﻮر، ﻣﺴﺠﺪﺳﻠﻴﻤﺎن، ﻛﺎرون 3 ، ﻛﺮﺧـﻪ و ﻣـﺎرون ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﻛـﻪ در ﺳـﺎل 1390 ﺑـﻴﺶ از80 درﺻـﺪ ﻛـﻞ ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﺮده . اﻧﺪ 34 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول2 - 5 - ﻣﺘﻮﺳﻂ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن آب و ﺑﺮق ﺧﻮزﺳﺘﺎن از ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی واﺣﺪ : رﻳﺎل ﺑﻪ ﻛﻴﻠﻮ ﻋﺖﺳﺎ وات ﺳﺎل ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ 1387 162 90 253 1388 217 107 324 1389 226 109 335 1390 204 265 469 ﻣﻨﺒﻊ : ﻫﻤﺎن . ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑـﺎ ارﻗـﺎم اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﺟـﺪول )2 - 2 ( ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آ ﺑﻲ ﻫﻤﻮاره ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق از ﻛﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﺸﻮر در ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ ﺑﻮده اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﺑﺮق، ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﺎ اﻫـﺪاف اﺣـﺪاث اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ در زﻣﺎن ﻫﺎی ﭘﻴﻚ ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑ ﺎﺷﺪ، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 2 - 2 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 2 - 2 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل ﻧﺮوژ اوﻟﻴﻦ ﻛﺸﻮر ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻤﻮد . در ﺳﺎل 1991 ﺗﺼﻤﻴﻢ ﭘﺎرﻟﻤﺎن ﻧﺮوژ ﻣﺒﻨﻲ ﺑﺮ ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ ﺑﺎزار ﺑﺎ ﻫﺪف ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑﻪ ﺛﻤﺮ ﻧﺸﺴﺖ . ﮔﺎم اﺻﻠﻲ اوﻟﻴﻪ در ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ ﻧﻴﺰ در ﺳﺎل 1991 و در ﻧﺘﻴﺠﻪ ی اﺗﺨﺎذ ﺗﺼﻤﻴﻤﻲ ﻣﺒﻨﻲ ﺑﺮ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﺮاﺣـﻞ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و اﻧﺘﻘـﺎل ﺑـﺮق روی داد . در ﺳﺎل 1993 ، Statnett Marked AS ) ﻛﻪ اﻣﺮوزه ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻧﻮردﭘﻮل ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ (ﺷﻮد ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﻛﻤﭙﺎﻧﻲ ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺗﺎﺳﻴﺲ . ﺷﺪ ﺣﺠﻢ ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻ ت در ﺳﺎل اول ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 4/ 18 ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ ، ﺑﻪ ارزش 1.55 ﻣﻴﻠﻴـﻮن ﻛـﺮون ﺑـﻮد . در ﺳـﺎل 1995 ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﺮای ﺑﺎزار ﻣﺘﻤﺮﻛﺰ ﻧﻮردﻳﻚ ﺟﻬﺖ اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮاردادﻫﺎی اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑـﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﮔـﺰارش ﺷـﻤﺎر ه ی 11 ﺳﺎل96 - 1995 ﭘﺎرﻟﻤﺎن ﻧﺮوژ ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪ . در ﻛﻨﺎر اﻋﻄﺎی اﻣﺘﻴﺎز ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮون ﻣﺮز ﺑﺮق ی ، اﻳﻦ ﮔﺰارش ﻣﺒﻨﺎﻳﻲ ﺑـﺮای ﻣﺒـﺎدﻻ ت ﻟﺤﻈﻪ ای در ﻧﻮردﭘﻮل را ﺑﻪ وﺟﻮد آورد . ﭼﻨﻴﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮاﺗﻲ در ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ از ﺟﻤﻠﻪ ﻓﻨﻼﻧﺪ و داﻧﻤﺎرک در ﺳـﺎل ﻫـﺎی ﭘﺲ از 1995 ﺗﺼﻮﻳﺐ ﺷﺪ و ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﻣﻨﻄﻘﻪ اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی ﺷـﻜﻞ ﺗـﺎزه ای ﺑـﻪ ﺧـﻮد ﮔﺮﻓـﺖ . در ﺳـﺎل 1996 ﺑـﺎ ﺗﺒـﺎدل ﻣﺸﺘﺮک ﺑﺮق ﺑﻴ ﻦ ﻧﺮوژ و ﺳﻮﺋﺪ، اوﻟﻴﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﻴﻦ ﻛﺸﻮری ﺑﺮق در دﻧﻴﺎ ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺖ . در ﺳﺎل 1997 ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺑﻪ ﺑﺎزا ر ﻣﺒﺎﻻت ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﭘﻴﻮﺳﺖ . در ژاﻧﻮﻳﻪ ی 1999 و اﻛﺘﺒﺮ2000 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻏﺮب داﻧﻤﺎرک و ﺷﺮق داﻧﻤﺎرک ﺑﻪ ﺑﻮرس ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل اﺿﺎﻓﻪ ﺷﺪﻧﺪ . در ﺳﺎل 1999 ﺑﺎزارElbas 1 ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻣﺠﺰا ﺑﺎ ﻫﺪف اﻳﺠﺎد ﻣﻮازﻧـﻪ ی ﺑـﺮق در دو ﻛﺸﻮر ﻓﻨﻼﻧﺪ و ﺳﻮﺋﺪ راه اﻧﺪازی ﺷﺪ . ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای Elspot 2 ﻧﻴﺰ از اول ﺟﻮﻻی ﻫﻤﻴﻦ ﺳﺎل آﻏﺎز ﺑـﻪ ﻛـﺎر ﻛـﺮد . در دوم 1 - ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی روزاﻧﻪ ی ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮقِ ﻧﻮردﭘﻮل اﺳﭙﺎت . 2 - ﻣﺰاﻳﺪه ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﺑﺎزارِ ﺑﺮقِ روز ﺑﻌﺪ در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل اﺳﭙﺎت . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 35 ژاﻧﻮﻳﻪ ی ﺳﺎل 2002 ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻟﺤﻈﻪ ای ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻳﻚ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺠﺰا ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان Nord Pool Spot AS ﺗﺒـﺪﻳﻞ ﻛﺮد . اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ از اول ﺟﻮﻻی ﺳﺎل 2002 ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖNord Pool ASA ) 20 درﺻـﺪ و ( ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ان ﻣﻠـﻲ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل1 در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻋﻀﻮ ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖStatnett SF ﻧﺮوژ )20 درﺻﺪ ( ، ﺷﺮﻛﺖ Svenska Kraftnät ﺳـﻮﺋﺪ )20 درﺻـﺪ ، ( ﺷﺮﻛﺖ Fingrid ﻓﻨﻼﻧﺪ )20 درﺻﺪ ( ، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی Eltra Amba وElkraft System ﻏﺮب و ﺷﺮق داﻧﻤـﺎرک ) ﻫـﺮ ﻛـﺪام 10 درﺻﺪ ( ، درآﻣﺪ . اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺣﻔﻆ ﺗﻌﺎدل ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺑﺮق ﺷﺒﻜﻪ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . 2 - 2 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی، آﺑﻲ، ﻫﺴﺘﻪ ای و ﻧﻴﺮوﮔ ﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗـﻲ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ اﻧﺮژی ﺑﺮق آﺑﻲ اﺻﻠﻲ ﺗﺮﻳﻦ آن ﻫ ﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻧﺪﻛﻲ ﺑﻴﺶ از ﻧﺼﻒ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻛـﻞ ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ را ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ در ﺳﺎل 2011 ﺣﺪود98414 ﻣﮕﺎوات اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺑـﻴﺶ از ﻧﻴﻤـﻲ از آن از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪ ﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻪ ﺗﻨﻬﺎﻳﻲ ﺑﻴﺶ از 50 درﺻﺪ ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪی را در اﺧﺘﻴﺎر دارﻧـﺪ . اﻳـﻦ ﻣﻴﺰان ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ و ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ ﻧﻴﻤﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺳـﻮﺋﺪ را ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻣـﻲ دﻫـﺪ . ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ وﺟﻮد رودﺧ ﺎﻧﻪ ﻫﺎی ﺑﺰرگ، ﺣﺠﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﺎرﻧﺪﮔﻲ ﺳـﺎﻟﻴﺎﻧﻪ و ﭘـﺮ ﺷـﺪن ذﺧـﺎﻳﺮ ﺳﺪﻫﺎ در زﻣﺎن ﺳﻴﻼب ﻫﺎی ﺑﻬﺎره ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ دوﻣﻴﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺎ ﺳﻬﻤﻲ ﺣﺪود 30 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق، ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺳـﻮﻣﻴﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺳﻮﺋﺪ و ﻓﻨﻼ ﻧﺪ واﻗﻊ ﺷـﺪه اﻧـﺪ و 12 درﺻـﺪ از ﻛـﻞ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻧﻮردﻳﻚ را ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی از ﺳﻬﻢ 7.6 درﺻﺪی ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ، ﻛﻪ در ﺳﺎل ﻫـﺎی اﺧﻴـﺮ ﺑـﻪ ﻣﻴـﺰان ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ اﻓﺰاﻳﺶ ﭘﻴﺪا ﻛﺮده اﺳﺖ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 6 ( ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق در ﭼﻬـﺎر ﻛﺸـﻮر ﻓﻌـﺎل در ﺑـﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل را ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺳﺎل 2011 ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 6 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی هﺷﺪ ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﻣﮕﺎوات ﻛﺸﻮر داﻧﻤﺎرک ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻧﺮوژ ﺳﻮﺋﺪ ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﺮق ﻫﺴﺘﻪ ای - 2716 - 9363 12079 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ 9582 10651 1062 7988 29283 آﺑﻲ ﺑﺮق 9 3149 30140 16197 49495 ﺑﺎدی 3949 197 512 2899 7557 ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه 13540 16713 31714 36447 98414 Source: Nordic Energy Regulators (NordREG); (2012); Nordic Market Report 2012. 1- National Transmission System Operators 36 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﺣﺪود 400 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺳﺎل ﻫﺎی ﺑﺎ ﺑﺎرﻧـﺪﮔﻲ ﻧﺮﻣـﺎل، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻧﻴﻤﻲ از ﻧﻴﺎز ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺑﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ را ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . اﻣﺎ در ﺳﺎل ﻫﺎی ﺧﺸﻚ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﻪ واردات ﺑﺮق از ﻛﺸﻮرﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن روﺳﻴﻪ، اﺳﺘﻮﻧﻲ، ﻫﻠﻨﺪ، ﻟﻬﺴﺘﺎن و آﻟﻤﺎن واﺑﺴﺘﻪ ﺗﺮ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺷﻜﻞ 2 - 4 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ا ز ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2006 - 2011 ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 7 (ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ و ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از آن ﻫـ ﺎ در ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘﻪ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 7 - ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﺳﺎل2011 واﺣﺪ : ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ و د رﺻﺪ ﻣﻨﺒﻊ اﻧﺮژی داﻧﻤﺎرک ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻧﺮوژ ﺳﻮﺋﺪ ﺟﻤﻊ ﺳﻬﻢ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ 8/ 21 2/ 24 8/4 4/5 1/ 56 9/ 14 اﻧﺮژی ﻫﺴﺘﻪ ای 0/0 3/ 22 0/0 0/ 58 3/ 80 3/ 21 آﺑﻲ ﺑﺮق 0/0 3/ 12 4/ 121 8/ 65 4/ 199 9/ 52 اﻧﺮژی ﺑﺎدی 9/8 5/0 3/1 1/6 7/ 16 4/4 ﺳﺎﻳﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ 4/2 5/ 10 0/0 2/ 11 1/ 24 4/6 ﺳﺎﻳﺮ 0/0 7/0 0/0 0/0 7/0 2/0 ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ 1/ 33 4/ 70 4/ 127 4/ 146 4/ 377 100 Source: Nordpool Spot, (2012), Nordic Production Split 2004-2011. ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد در ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ، ﺑﻴﺶ از 90 درﺻﺪ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد؛ درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﺳﻮﺋﺪ و ﻓﻨﻼﻧﺪ از ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ، اﺗﻤﻲ و ﺣﺮارﺗﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻛﺸﻮر داﻧﻤﺎرک ﺑـﻪ ﻃﻮر ﻋﻤﺪه از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد ﺑﻬﺮه ﻣﻲ ﺑﺮد . در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی ﻧﻴﺰ از ﺳـﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 37 2 - 2 - 3 - ﺳ ﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل و ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل از دو ﺑﺨﺶ ﻣﻬﻢ ﺑﺎزار ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ﻟﺤﻈـﻪ ای 1 ) Nord pool spot ( و ﺑـﺎزار ﻣﺸـﺘﻘﺎت ﻣـﺎﻟﻲ2 ) Nord spot ASA (ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺧﻮد از دو ﺑﺨـﺶ ﺑـﺎزار ﻧﻘـﺪی روز ﻗﺒـﻞ )Elspot ( و ﺑـﺎزار ﻣﺒـﺎدﻻت روزاﻧﻪ3 ) Elbas (ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه ﻛﻪ ﻣﺸﺨﺼﻪ ﻫ ی آن ﺎ در ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق در ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻘﺮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻣﺎ ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣـﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻣﺤﻞ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ و آﺗﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ دﻧﻴﺎ ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺮای ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ و ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﻮده و در آن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺠﺎم ﻧﻤﻲ ﮔﻴﺮد . 2 - 2 - 3 - 1 - ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻧﻮردﭘﻮل ﻣﺤﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ 24 ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻌﺪ از ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﻗﻴﻤـﺖ آن در ﺳـﺎﻋﺖ ﻣﺸـﺨﺺ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺧﻮد از ﺳﻪ ﺑﺨﺶ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی روز ﻗﺒﻞ و ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻻت روزاﻧﻪ4 و ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . 2 - 2 - 3 - 1 - 1 - ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی روز ﻗﺒﻞ )Elspot ( ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺒﺎدﻻت ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ آﻧﻲ ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﺑﺎزارElspot ﻧﻮردﭘﻮل، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺎزاری ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق در روز ﺑﻌﺪ، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺎزﻳﮕﺮاﻧﻲ5 ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﺎزار را دارﻧﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓﺮوش ﺧﻮد را ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﻇﻬﺮ روز ﻗﺒ ﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ، در اﺧﺘﻴﺎر ﻧﻮردﭘﻮل اﺳﭙﺎت ﻗﺮار دﻫﻨﺪ .6 ﭘﺲ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار در ﺳﺎﻋﺖ 12 ﻇﻬﺮ، ﻧﻮردﭘﻮل اﺳﭙﺎت ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻤﺎﻣﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ را در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺸﻜﻴﻞ داده و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ) ﻗﻴﻤـﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ 7 ( در ﺳـﺎﻋﺖ ﻣﺸـﺨﺺ از ﺗﻘـﺎﻃﻊ اﻳـﻦ دو ﻣﻨﺤﻨﻲ اﺳﺘﺨﺮاج ﻣﻲ .ﺷﻮد8 ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺑﺎزارElspot از زﻣﺎن ﺗﺎﺳﻴﺲ در ﺳﺎل 1993، ﻧﻘﺶ ﻣﻬﻤﻲ در ﻓﺮاﻫﻢ آوردن ﺷﺮاﻳﻂ ذﻳﻞ اﻳﻔﺎ ﻛﺮده اﺳﺖ : − ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﻨﺎی ﻋﺎدﻻﻧﻪ و ﺷﻔﺎف ﺑﺮای ﺑﺎزارﻫﺎی ﺧﺮده و ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ . − ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﻨﺎ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻻت اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ در ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ و ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ . − ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن اﻣﻜﺎن دﺳﺘﺮﺳﻲ آﺳﺎن ﺑﻪ ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﻌﺎﻣﻼﺗﻲ ﭘﺎﻳﻴﻦ . − اﻳﻔﺎی ﻧﻘﺸﻲ ﻣﻬﻢ در ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ . 1- Spot Market for Physical Contracts 2- Financial Derivatives Market 3- Intraday Market 4 - ﺑﻪ اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﺑﺎزار ﺗﻌﺎدل ﻧﻴﺰ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 5 - ﻫﻢ اﻛﻨﻮن ﺗﻌﺪاد337 ﺑﺎزﻳﮕﺮ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ داد و ﺳﺘﺪ ﺑﺮق ﻣﺸﻐﻮﻟﻨﺪ . 6 - اﻳﻦ ﭘﺸﻨﻬﺎدات از ﻃﺮﻳﻖ اﻳﻨﺘﺮﻧﺖ ﺑﻪ ﻧﻮرد ﭘﻮل اﺳﭙﺎت در اﺳﻠﻮ ارﺳﺎل ﻣﻲ ﮔﺮدد . 7- System Price 8- Nord Pool Spot (2011), The Nordic Electricity Exchange and the Nordic Model for a Liberalized Electricity Market. 38 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﺗﻮازن ﺑﺨﺸﻲ ﺑﻪ ﭘﺮوﺗﻮﻓﻠﻴﻮﻫﺎ در زﻣﺎﻧﻲ ﻧﺰدﻳﻚ ﺑﻪ زﻣﺎن ﻋﻤﻠﻜﺮد . − ﺗﻮزﻳﻊ ﻋﺎدﻻﻧﻪ و ﺑﻲ ﻃﺮﻓﺎﻧﻪ ی اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺑﺎزار . ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﺣﻖ دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد و ﺗﺤﺖ ﺷﺮوط ﻳﻜﺴﺎن ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻴﺎزﻫﺎﻳﺸﺎن از اﻳﻦ ﺑﺎزار را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ؛ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺷﺮط ﻛﻪ از ﺷﺒﻜﻪ ی ارﺗﺒﺎﻃﻲ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮای ارﺳﺎل و ﻳﺎ درﻳﺎﻓﺖ اﻧﺮژی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﺎﺷﻨﺪ . وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﻛﻠﻲ اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮارد زﻳ ﺮ اﺳﺖ : ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﺎﻋﺘﻲ، ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻮﻛﻲ1 و ﻧﻴﺰ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﺎﻋﺘﻲ اﻧﻌﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮ ﻛﻪ ﻛﻞ 24 ﺳﺎﻋﺖ روز ﺑﻌﺪ را ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎزار Elspot، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ اﺳﺖ . زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻫﻴﭻ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ ای ﺑﻴ ﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ وﺟﻮد ﻧﺪارد، ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻏﺎﻟﺐ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . از ﻧﻈﺮ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ، ﺑﻪ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ2 )ﻣﻨﺎﻃﻖ Elspot ( ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ؛ اﻟﺒﺘﻪ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺟﺮﻳﺎن ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﺷﺪه ﺑﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی Elspot ﺗﻮ ﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ان ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﺷﻮد، ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ اﻳﺠﺎد ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻗﻴﻤﺘﻲ3 ﻣﺠﺰا از ﻫﻢ ﻧﻴﺰ ﮔﺮدد . ﻟﺬا زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﻴﺪا ﻛﻨﺪ، دو و ﻳﺎ ﺗﻌﺪاد ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﭘﺪﻳﺪار ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﻧﺘﻴﺠ ﻪ ی ﺟﺮﻳﺎن ﺗﺠﺎری ﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺘﺮاﻛﻢ، ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮﺟﻮد ﺷﺒﻜﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی Elspot از ﻃﺮﻳﻖ ﺣﺮاج4 ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ، ﺑﺮآورد ﻣﻲ .ﺷﻮد5 در ﺳﺎل2011 ﻣﻴﺰان ﺑﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه در ﺑﺎزارElspot ﺣﺪود300 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ارزش ﺑـﻴﺶ از 14 ﻣﻴﻠﻴـﺎرد ﻳـﻮرو ﺑﻮده ﻛﻪ 73 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻣﺼﺮف ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﺮده اﺳﺖ ) ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 8 .(( ﺟﺪول2 - 8 - ﺣﺠﻢ و ارزش ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق در ﺑﺎزارElspot در ﺳﺎل ﻫﺎی 2011 - 2010 ﺳﺎل ﺣﺠﻢ ﻣﺒﺎدﻻت )TWh ( ﻛﻞ ارزش ﻣﺒﺎدﻻت ) ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻳﻮرو ( ﺳﻬﻢ از ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺼﺮف ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ ) درﺻﺪ ( 2010 2/ 305 17970 4/ 74 2011 4/ 294 14335 1/ 73 Source: Nordpool Spot (2011), Market Report. 2 - 2 - 3 - 1 - 2 - ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻻت روزاﻧﻪ )Elbas ( ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻃﻮﻻﻧﻲ ﺑﻮدن ﻓﺎﺻﻠﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﻴﻦ ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار Elspot ﺗﺎ ﻟﺤﻈﻪ ی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق )12 ﺗﺎ36 ﺳـﺎﻋﺖ ( ، ﻣﻤﻜـﻦ اﺳﺖ ﺑﺮﺧﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪاران ﻋﻠﻲ رﻏﻢ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪن در ﺑﺎزار، ﺑﻪ دﻻﻳﻠﻲ ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺠﺎم ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮﻳﺶ ) ﺧﺮﻳـﺪ و ﻳﺎ ﻓﺮوش ( در ﻟﺤﻈﻪ ی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق ﻧﺒﺎﺷﻨﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ وﺟﻮد ﺑﺎزاری ﻛﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ در زﻣﺎن ﻣﺬﻛﻮر ﭘﺎﺳﺦ ﮔـﻮی 1- Block Bids. 2- Bidding Areas (Elspot Areas) 3- Price Areas 4- Auction 5- The Nordic Power Exchange, (2004), "Trade at the Nordic Spot Market". ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 39 ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﭘﺎﺳﺦ داده ﻧﺸﺪه از ﺟﺎﻧﺐ ﺑﺎزارElspot ﺑﻮده و از ﺑﺮ ﻫﻢ ﺧﻮردن ﺗﻌﺎدل ﺑﺎزار ﻣﻤﺎﻧﻌﺖ ﺑﻪ ﻋﻤﻞ آورد، ﺿﺮوری ﺑﻪ ﻧﻈـﺮ ﻣﻲ رﺳﺪ . ﺑﺎزار Elbas ﻓﺮاﻫﻢ آوردﻧﺪه ی زﻣ ﻴﻨﻪ ی اﻧﺠﺎم ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﺮق در ﺳﺎﻋﺎت ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺎزار Elspot ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﻴﺶ از ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﺗﺤﻮﻳﻞ آن ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﭘﺲ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار Elspot ) در ﺳﺎﻋﺖ12 (ﻇﻬﺮ ، اﻳﻦ ﺑـﺎزار ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﺮده و ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺷﺒﺎﻧﻪ روزی ﺑﺎز ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 7 .((در ا ﻳﻦ ﺑﺎزار ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﻓﺮﺻﺖ را ﻣﻲ ﻳﺎﺑﻨﺪ ﺗﺎ ﺑﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺧﻮد، ﻛﻪ در اﺛﺮ وﻗﻮع ﻳﻚ ﺣﺎدﺛﻪ ی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻧﺸﺪه ﭘﺲ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑـﺎزار ﻧﻘـﺪی روز ﻗﺒـﻞ دﭼﺎر اﻧﺤﺮاف ﺷﺪه اﻧﺪ، ﺑﻪ ﻧﺤﻮ ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻨﺪ . ﺷﻜﻞ 2 - 5 - زﻣﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت درElbas وﻳﮋ ﮔﻲ ﻣﺤﺼﻮل ﺑﺎزار Elbas ﻧﺴﺒﺘﺎ ﺳﺎده اﺳﺖ . ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از روز، ﻳﻚ ﻗﺮارداد ﺳﺎﻋﺘﻲ اﻋﻼم ﺑﻬﺎی اﻧـﺮژی وﺟـﻮد دارد . ﻣﺤﺼﻮﻻﺗﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد، ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺘﻪ ی اﻧﺮژی اﺳﺖ . در ﺳﺎﻋﺖ 14 ﻫﺮ روز ﭘﺲ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی، ﻣﺒﺎدﻻت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺎی روز ﺑﻌ ﺪ آﻏﺎز ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ آن اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﺣـﺪاﻛﺜﺮ 33 ﺳﺎﻋﺘﻪ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ وﺟﻮد دارد . ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻗﺮارداد ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺸﺨﺺ، ﻳﻚ ﺳـﺎﻋﺖ ﻗﺒـﻞ از ﻓـﺮا رﺳـﻴﺪن آن ﺑﺴـﺘﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎی اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﺗﻌﻬﺪات ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺘﻪ ی ﺑﺮق ) ارﺳﺎل ﺑﻪ و ﻳﺎ درﻳﺎﻓﺖ از ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﻨﺪ . اراﺋﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺑﺎزار Elspot ﺷﺎﻣﻞ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤـﺖ ) ﺧﺮﻳـﺪ ﻳـﺎ ﻓـﺮوش ( اﻧـﺮژی ﺑـﻪ ﻳـﻮرو ﺑـﻪ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ و ﺣﺠﻢ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﮕﺎوات ﺑﺮای ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد را در داﺧﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺛﺒﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻋـﻼوه ﺑـﺮ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ی اﻳﻨﺘﺮﻧﺘـﻲ اﻃﻼﻋـﺎت ﻳـﻚ ﺳـﺮوﻳﺲ ﻛﻤﻚ رﺳﺎﻧﻲ در دﻓﺘﺮ ﻛﺎر ﻧﻮردﭘﻮل ﻓﻨﻼﻧﺪ در ﻫﻠﺴﻴﻨﻜﻲ، وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ در ﻃﻮل ﺳﺎﻋﺎت ﻛـﺎری ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد را از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻠﻔﻦ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﺟﺪول 2 - 9 - ﺣﺠﻢ و ارزش ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق در ﺑﺎزارElbas د ر ﺳﺎ ل ﻫﺎی 2011 - 2010 ﺳﺎل ﺣﺠﻢ ﻣﺒﺎدﻻت )TWh ( ارزش ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ) ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻳﻮرو ( 2010 2/2 2/ 118 2011 7/2 5/ 131 Source: Nord Pool Spot (2011); Market Report ELBAS 1 3ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻧﺮژی ﺑﺎزارزﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ TSO ﻫﺎ ﺑﺎزار Elspot 36 - اداﻣﻪ ی ﻣﺒﺎدﻻت ﺗﺎ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ 40 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 2 - 3 - 1 - 3 - ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ اﻧﺤﺮاﻓﺎت ﻣﻴﺎن آراﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه و ﻣﺼﺮف ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه در ﺑﺎزار ﻧﻘـﺪی و ﻣﺒـﺎدﻻت روزاﻧـﻪ در ﺑﺎزارﻫـﺎی زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﻫﺪاﻳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل1 ) TSO ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﺟﺒﺮان ﻣﻲ ﮔﺮدﻧـﺪ . اﻳـﻦ ﺑـﺎزار ﺻﺮﻓﺎ ﺟﻬﺖ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل ﻣﻴﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺑﺮق در ﻃﻮل ﺳﺎﻋﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺳﻴﺴﺘﻢ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﭘﺲ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷـﺪن ﺑﺎزارﻫﺎی ﻧﻘﺪی و ﻣﺒﺎدﻻت روزاﻧﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻳﻚ ﻳﺎ ﭼﻨﺪ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺠﺎم ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد ﻧﺒﻮده و ﺳﺒﺐ ﺑـﺮﻫﻢ ﺧﻮردن ﺗﻌﺎدل ﻣﻴﺎن ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﻮﻧﺪ و ﻳﺎ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﺪم ﻗﻄﻌﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد در ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﻧﻈﻴﺮ ﻋﺪم ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺻﺤﻴﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﺑﺮق، ﺗﻌﺎدل و ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ دﭼﺎر اﺧﺘﻼل ﮔﺮ دد؛ در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎﻳﺪ اﻳـﻦ ﺗﻐﻴﻴـﺮات ﺗﻮان را در ﻳﻚ ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻟﺤﻈﻪ ای ) زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ( ﺟﺒﺮان ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﻬــﺮه ﺑــﺮداران ﺳﻴﺴــﺘﻢ در ﻫــﺮ ﻣﻨﻄﻘــﻪ از ﺑــﺎزار ﻧﻮردﭘــﻮل ﺳــﺎزﻣﺎن ﻫــﺎی ﻏﻴﺮﺗﺠــﺎری، ﺑــﻲ ﻃــﺮف و ﻣﺴــﺘﻘﻞ از ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﻣﺴﻮول ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺮق ﺑﺎﺛﺒـﺎت و ﻧ ﻴـﺰ اﻣﻨﻴـﺖ ﻋﺮﺿـﻪ ی آن در ﻣﻨﻄﻘـﻪ ی ﻣـﻮرد ﻧﻈـﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳـﻚ ﺷـﺎﻣﻞ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی Statnett ،ﻧـﺮوژSvenska Kraftnat ،ﺳﻮﺋﺪFingrid ﻓﻨﻼﻧﺪ وEnerginet.dk داﻧﻤﺎرک ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻫﻴﭻ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪی در اﺧﺘﻴـﺎر ﻧﺪارﻧـﺪ اﻣﺎ از اﻳﻦ ﺣﻖ ﻗﺎ ﻧﻮﻧﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﺗﺎ در ﺣﺎﻟﺖ اﺿﻄﺮاری و ﺟﻬﺖ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌـﺎدل ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ 2 ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺑـﻪ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی دﺳﺘﻮر دﻫﻨﺪ ﺳﺮﻳﻌﺎ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد را اﻓﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ دﻫﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻳﻦ ﺣﻖ ﺑﻪ اﻳـﻦ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎ داده ﺷﺪه ﺗﺎ در ﺻﻮرت ﻟﺰوم، ﻧﻴﺎزﻫﺎی ﻓﻨﻲ ﻻزم ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﭘﺴﺖ ﻫﺎی ﺑﺮق، ﺧﻄﻮ ط اﻧﺘﻘﺎل و ﻏﻴﺮه ﺟﻬﺖ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ را ﺗﻌﻴﻴﻦ و اﻟﺰام آور ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 7 ( زﻳﺮ ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ رواﺑﻂ ﺑﻴﻦ ﺑﺎزارﻫﺎیElspot ، Elbas ﻌـﺪ زﻣـﺎنو زﻣـﺎن ﺣﻘﻴﻘـﻲ را در ﺑ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . 1- Transmission System Operators 2 - ﺑﺎزه ی ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ 0.1 از ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ50 ﻫﺮﺗﺰ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 41 ﺷﻜﻞ2 - 6 - ﺗﻮاﻟﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل 2 - 2 - 3 - 2 - ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺎ ﻫﺪف ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ و ﭘﻮﺷﺶ رﻳﺴﻚ ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻣﻮرد ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻗﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴﺮﻧـﺪ . ﺑـﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ وﺟﻮد ﭼﻨﻴﻦ ﺑﺎزاری در زﻣﻴﻨﻪ ی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ وﺟﻮد ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﺷـﺪﻳﺪ و ﻟﺤﻈـﻪ ای ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﺎﺷـﻲ از ﺗﻐﻴﻴـﺮات ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ، وﻗﻮع ﺣﻮاد ث ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻧﺸﺪه در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﺷﺒﻜﻪ، ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا و ﻣﻮارد ﺑﺴﻴﺎری از اﻳﻦ دﺳـﺖ، ﻻزم و ﺿﺮوری اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ در ﺳﺎل 1993 ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﺳـﻠﻒ را ﺑـﺮ ﻣﺒﻨـﺎی ﻳـﻚ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺣﺮاج1 ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه ﺑﺎ ﻋﻨﻮانNord Pool ASA، اﻳﺠﺎد ﻛﺮد . اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﺎ ﮔﺴﺘﺮش داﻣﻨﻪ ی ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺧﻮد ﺑﻪ ﺣﻮزه ﻫﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻮن ﻣﻌﺎﻣﻼت ﮔﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ و اﻧﺘﺸﺎر ﻛـﺮﺑﻦ، ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ 18 ﻛﺸﻮر اروﭘﺎﻳﻲ و ﺑﻴﺶ از350 ﻋﻀﻮ ) ﺷﺮﻛﺖ ( ، ﻧﺎم ﺗﺠﺎری ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺑﻮرس NASDAQ OMX Commodities ﺗﻐﻴﻴﺮ داد . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ اﻧﻮاع ﻗﺮاردادﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﺸﺘﻘﺎت اﻧﺮژی، EUAs 2 وCERs 3 ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . ﻣﺸﺘﻘﺎت اﻧﺮژی ﺷﺎﻣﻞ ﻗﺮاردادﻫﺎی آﺗﻲ، ﺳﻠﻒ، اﺧﺘﻴﺎر ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ و CfD اﺳﺖ . ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﻨﺎی ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﻧﻮردﻳـﻚ ﻣﺒﺘﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻛﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﻳﻚ، EEX )آﻟﻤﺎن ، (APX ENDEX )ﻫﻠﻨﺪ و ( N2EX )ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ .4 ﻧﻜﺘﻪ ی ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﻳﻦ ﻛﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﻣﺬﻛﻮر ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﻘﺪی و ﻏﻴﺮﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺗﺴـﻮﻳﻪ ی ﻧﻘـﺪی در ﻃـﻮل دوره ی ﻣﻌﺎﻣﻼت و ﻳﺎ دوره ی ﺗﺤﻮﻳﻞ، ﻛﻪ از ﺗﺎرﻳﺦ ﺳﺮرﺳﻴﺪ ﻫﺮ ﻗﺮارداد ) ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﻧﻮع ﻗﺮارداد ﺳﻠﻒ ﺑﺎﺷﺪ ﻳﺎ آﺗـﻲ ( آﻏـﺎز 1- Auction Trade System 2- European Union Allowances 3- Certified Emission Reduction 4- NASDAQ OMX Oslo (2011), Trade at NASDAQ OMX Commodities Europe's Financial Market. ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻧﻮردﻳﻚ ﻋﺮﺿﻪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎزار ﻧﻘﺪیElspot ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻘﺪی ﻗﻴﻤﺖ MW ﺑﺎزار روز ﺑﻌﺪ ﺑﺎزار روزاﻧ ﻪیElbas ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺎزار ﺳﺎﻋﺘﻲ ﻗﻴﻤﺖ MW ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ) ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺎزار ( در ﻃﻮل ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ 42 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻲ ﺷﻮد، ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . اﻣﻮر ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻛﻠﻴﻪ ی ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه در ﺑﺎزار ﺑﻮرس و ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ دوﺟﺎﻧﺒـﻪ ) ﺑﻪ ﺷﺮﻃﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺛﺒﺖ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﻨﺪ ( ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی اﺗﺎق ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﻛﺎﻻﻳﻲ NASDAQ OMX ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ EUAs وCERs ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﻛﺮﺑﻦ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ و ﻛﻨﻮاﻧﺴﻴﻮن ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻤﻲ ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﻠﻞ ﻣﺘﺤﺪ ﺻﺎدر ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻛﻠﻴﻪ ی اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻣﻼت از ﻧﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﻠﻒ ﺑﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺟﺪول زﻳﺮ ﺧﻼﺻﻪ ی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻮردﻳﻚ را در ﺳﺎل ﻫﺎی 2010 و2011 ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 10 - ﺣﺠﻢ و ارزش ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎ ت ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻮردﻳﻚ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2011 - 2010 ﺳﺎل ﺣﺠﻢ ﻣﺒﺎدﻻت )TWh ( ارزش ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ) ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻳﻮرو ( 2010 8/ 1303 61277 2011 8/ 1047 50062 Source: Nordpool Spot (2011); ibid. ﺷﻜﻞ )2 - 8 (ﺷﻤﺎﻳﻲ ﻛﻠﻲ از ﺗﻮاﻟﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻧﻮردﻳﻚ از ﻣﻨﻈﺮ زﻣﺎﻧﻲ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺷﻜﻞ 2 - 7 - ﺗﻮاﻟﻲ زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ و ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻮردﭘﻮل 2 - 2 - 3 - 3 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻣﺘﻌﺪدی در ﺑﻮرس ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل در ﺣﺎل ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ اﻧﺪ ﻛﻪ اﻳﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ : ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ی اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺷﺮﻛﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻮان اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ را ﺗﻮﻟﻴـﺪ و آن را در ﻳﻚ ﻧﻘﻄﻪ از ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺗﺰرﻳﻖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﻴﺶ از 350 ﺷﺮﻛﺖ، ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﻧﻮردﻳـﻚ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ؛ ﻟﻴﻜﻦ ﺣﺪود 50 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻨﻬﺎ ﺗﻮﺳـﻂ ﺳـﻪ ﺑـﺎزﻳﮕﺮ ﻋﻤـﺪه ی ﺑـﺎزار ﺷـﺎﻣﻞ Fortum در ﻓﻨﻼﻧﺪ، Vattenfall در ﺳﻮﺋﺪ وStatkraft در ﻧﺮوژ اﻧﺠﺎ ﻣﻲ م ﮔﻴﺮد . ﺑﺎزار ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺎزارElspot ﺑﺎزارElbas ﺑﺎزارﺗﻌﺎدل زﻣﺎن ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻧﻘﺪی ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺷﺶ ﺳﺎل 24ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ روزاﻧﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 43 − ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻧﻮردﻳﻚ ﺣﺪود 500 ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﺳـﻪ ﺗﻮزﻳـﻊ ﻛﻨﻨـﺪه ی ﻋﻤﺪه ﺑﻪ ﻧﺎم ﻫـﺎی Fortum ، Vattenfall وE.ON. ، ﺣـﺪود25 درﺻـﺪ از ﻛـﻞ ﺳـﻬﻢ ﺑـﺎزار را در اﺧﺘﻴـﺎر دارﻧـﺪ . ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن وﻇﻴﻔﻪ ی رﺳﺎﻧﺪن اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪ ه ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﺑﺮ ﻋﻬـﺪه دارﻧـﺪ . اﻳـﻦ اﻧﺘﻘﺎل از ﻃﺮﻳﻖ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺳﺮاﺳﺮی، ﻣﻨﻄﻘﻪ ای و ﻣﺤﻠﻲ ﻛﻪ ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : در ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﺣﺪود 350 ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮای ﻋﺮﺿﻪ ک اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه ی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺳﻪ . ﺷﺮﻛﺖ Fotrum ، Vattenfall وDong Energy ﺣﺪود25 درﺻﺪ ﺳﻬﻢ ﺑﺎزار را در اﺧﺘﻴﺎر دارﻧﺪ . ﻳﻚ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه، ﺑﺮق را ﻳﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﻳﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﻣﺸﺨﺺ و ﻳﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺑـﻮرس اﻧـﺮژی Nord Pool Spot ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺳﭙﺲ اﻧﺮژی ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه را ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ و ﻣﺘﻮﺳﻂ و ﻧﻴﺰ ﺧ ﺎﻧﻮارﻫﺎ ﻣﻲ ﻓﺮوﺷﺪ . در اﻳـﻦ ﺑـﻴﻦ رﻗﺎﺑﺖ ﺷﺪﻳﺪی ﺑﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی در داﺧﻞ ﻳﻚ ﻛﺸﻮر اﺗﻔﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ . ﻫﺮ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪه ی و ﻧﻮع ﻗﺮارداد ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ﺧﻮد را از ﺑﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺨﺘﻠﻒ و اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻗﺮاردادﻫﺎ، اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻣﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻧﻤﻲ ﺗ ﻮاﻧﻨﺪ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه ای از ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺑﺮﮔﺰﻳﻨﻨﺪ . − ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان و واﺳﻄﻪ :ﻫﺎ ﻳﻚ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮ ، ﺑﺎزﻳﮕﺮی اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ اﻧﺮژی را در ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ در اﺧﺘﻴـﺎر دارد . ﺑﺮای ﻣﺜﺎل، اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ اﻧﺮژی را از ﻳﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﺮده و را آن ﺑﻪ ﻳـﻚ ﺧـﺮده ﻓـﺮوش ﺑﻔﺮوﺷﺪ و ﻳﺎ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺑﺮق را از ﻳﻚ ﺧﺮده ﻓﺮوش ﺧﺮﻳﺪه و ﺑﻪ ﺧﺮده ﻓـﺮوش دﻳﮕـﺮی ﺑﻔﺮوﺷـﺪ . ﻟـﺬا ﻣﺴـﻴﺮﻫﺎی ﺑﺴﻴﺎری ﺑﺮای ارﺳﺎل اﻧﺮژی از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ی ﻧﻬﺎﻳﻲ وﺟﻮد دارد . واﺳﻄﻪ ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﻧﻘﺶ ﻣﺸﺎﺑﻬﻲ را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻛﺎرﮔﺰار در ﺑﺎزار ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . واﺳﻄﻪ ﮔﺮان ﻣﺎﻟﻚ اﻧﺮژی ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ﺑﻠﻜﻪ ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳﻚ ﻣﻴﺎﻧﺠﻲ ﻋﻤﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺮای ﻣﺜﺎل ﻳﻚ ﺧﺮده ﻓﺮوش ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از ﻳﻚ واﺳﻄﻪ ﮔﺮ درﺧﻮاﺳﺖ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ای ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﻣﺸﺨﺼﻲ اﻧﺮژی را در ﺳﺎﻋﺘﻲ ﻣﻌﻴﻦ در اﺧﺘﻴﺎر او ﺑﮕﺬارد را ﭘﻴﺪا ﻛﻨﺪ . 2 - 2 - 4 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻘﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار Elspot ﻫﻢ د ر ﻣﺒﺎدﻻت آﻧﻲ و ﻫﻢ در ﺗﺴـﻮﻳ ﻪ ی ﻧﻘـﺪی ﺑﺎزارﻫـﺎی ﻣـﺎﻟﻲ در زﻣـﺎن ﺗﺤﻮﻳـﻞ ) ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ( ، ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ آن در ﺑﺎزار ﻣﺬﻛﻮر از اﻫﻤﻴﺖ ﺑﻪ ﺳﺰاﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . ﺑﺎزار ﻧﻘﺪی روز ﻗﺒـﻞ ﻧﻮردﭘـﻮل، ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺎزار اﺻﻠﻲ داد و ﺳﺘﺪ ﺑﺮق ﻧﻮردﻳﻚ، ﻣﺒﺎدﻟﻪ ای ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺣﺮاج دو ﻃﺮﻓﻪ1 ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻮری ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ﺑـﺮق اﺳـﺖ . اﻳﻦ ﺑﺎزار وﻇﻴﻔ ﻪ ی اﺻﻠﻲ اﻳﺠﺎد ﺗﻮازن ﺑﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق در داﻣﻨﻪ و ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﺸﺨﺺ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . » دﺳﺖ ﻧﺎﻣﺮﺋﻲ ای « ﻛﻪ ﺳﺒﺐ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل در ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎ ﻣﻲ ﺷـﻮد، در ﺑﺎزارﻫـﺎی ﺑـﺮق ﺑـﺎ » دﺳـﺖ ﻣﺮﺋـﻲ ﻣﻠﻤـﻮس « ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﺑﺘﺪا ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛ ﻨﻨﺪﮔﺎن ) اﻋﻢ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪه ( ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻗﻴﻤﺘـﻲ ﺧـﻮد را، ﻛـﻪ 1- Dual Auction 44 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ی ﻣﻴﺰان ﺗﻤﺎﻳﻞ آن ﻫ ﺎ ﺑﻪ ﻓﺮوش و ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ، ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از روز ﺑﻌـﺪ در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﻪ ﺛﺒﺖ ﻣﻲ رﺳﺎﻧﻨﺪ . ﺑﺎزار، ﺑﺮ اﺳﺎس ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات رﺳﻴﺪه ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗ ﻘﺎﺿﺎی ﺳﺎﻋﺘﻲ را اﺳﺘﺨﺮاج ﻛـﺮده و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار1 )ﻧﻘﻄﻪ ی ﺗﻼﻗﻲ اﻳﻦ دو ﻣﻨﺤﻨﻲ ( در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ را اﻋﻼم ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻓﺮآﻳﻨﺪ اراﺋﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات و ﻧﺤﻮه ی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺪﻳﻦ ﺻﻮرت اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﺮ ﺑﺎزﻳﮕﺮ ﻣﻮﻇـﻒ اﺳـﺖ از ﺳـﺎﻋﺖ 10 ﺗـﺎ12 ﺻﺒﺢ ﻫﺮ روز ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺑﺎزار ارﺳ ﺎل ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات در ﻗﺎﻟـﺐ ﻓـﺮم ﻫـﺎی ﻣﺸﺨﺼـﻲ ﻛـﻪ در ﺑـﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ و ﺣﺠﻢ اﻧﺮژی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﻪ ) ﻣﮕﺎوات ( ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 8 .(( ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﺮﻳﺪ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ) ﺣﺠﻢ آن در ﻓﺮم ﻫﺎ ﺑﻪ ﻣﮕﺎوات ﺑﺎ ﻋﻼﻣﺖ ﻣﺜﺒﺖ ﺛﺒﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ( و ﺑﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ، از ﻣﻴﺰان ﺧﺮﻳﺪ ﺧﻮد ﻛﺎﺳـﺘﻪ و ﺗـﺮﺟﻴﺢ ﻣـﻲ دﻫﻨـﺪ ﻳـﺎ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺧـﻮد را اﻓـﺰاﻳﺶ داده و ﻳـﺎ از ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﻨﺪ . در ﺳﻄﻮح ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﺘﻮﺳﻂ، ﺣﺎﺿﺮ ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻧﻤﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻗﻴﻤـﺖ ﺻﻔﺮ در ﻓﺮم ﻫﺎ درج ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎﻻ، ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺧﻮد را ﺑﺎ ﻋﻼﻣﺖ ﻣﻨﻔـﻲ در ﻓـﺮم ﻫـﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺛﺒﺖ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ ﺷﻜﻞ2 - 8 - ی ﻪ اراﺋ ﻓﺮم ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﻧﻮردﭘﻮل در ﻓﺮم ﻓﻮق ﺑﺎزﻳﮕﺮ ﻣﻮردﻧﻈﺮ در ﺳﺎﻋﺖ 4 ﺑﻪ ازای ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ 100 ﻛﺮون ﺧﺮﻳـﺪار50 ﻣﮕـﺎوات و از ﻗﻴﻤـﺖ101 ﺗـﺎ 150 ﻛﺮون ﺧﺮﻳﺪار10 ﻣﮕﺎوات اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ اﺳﺖ . در ﺳﻄﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﻴﻦ 151 ﺗـﺎ175 ﻛـﺮون ﺗﻤـﺎﻳﻠﻲ ﺑـﻪ ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓﺮوش در ﺑﺎزار ﻧﺪاﺷﺘﻪ و در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎﻻی 175 ﻛﺮون ﺑﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪه ی اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﭘﺲ از اﺗﻤﺎم ﻣﻬﻠﺖ درﻳﺎﻓﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺑﺎزﻳﮕﺮان ) ﺳﺎﻋﺖ 12 (ﻇﻬﺮ ، ﺣﺮا ج اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺪﻳﻦ ﻧﺤـﻮ ﻛـﻪ ﻣﻨﺤﻨـﻲ ﻫـﺎی ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ) ﺗﻮاﺑﻊ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ( ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺟﻔﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻗﻴﻤﺖ / ﺣﺠﻢ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﺳـﺎﻋﺖ، ﺗﻮﺳﻂ Elspot ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و از ﺗﻼﻗﻲ اﻳﻦ دو ﻣﻨﺤﻨﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﻳﺎ ﻫﻤﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳـﺎﻋﺖ از روز ﺑﻌﺪ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ . ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 9 (ﻳﻚ ﻧﻤﻮﻧﻪ واﻗﻌﻲ از ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش و ﻗﻴﻤـﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﺑﺎزار Elspot در ﺳﺎﻋﺖ5 ﺻﺒﺢ روز دوم ﻣﺎه دﺳﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل2010 را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫـﺪ . ﻫﻤـﺎن ﻃـﻮر ﻛـﻪ ﻣﻼﺣﻈـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﻧﻘﻄﻪ ی ﺗﻼﻗﻲ دو ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ 05 / 65 ﻳﻮرو ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕ ﺎوات ﺳﺎﻋﺖ اﺳﺖ . 1- Market Clearing Price ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 45 ﺷﻜﻞ2 - 9 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش و ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺳﺎﻋﺖ 5 ﺻﺒﺢ ﻣﻮرخ 02 / 12 / 2010 اﻧﺠﺎم ﻋﻤﻠﻴﺎت ﺣﺮاج در ﺑﺎزار ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ14 ﺑﻪ ﻃﻮل ﻣﻲ اﻧﺠﺎﻣﺪ و ﺳﭙﺲ اﻳﻦ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﻪ ﻛﻠﻴﻪ ی ﺑﺎزﻳﮕﺮان ارﺳـﺎل ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻗﺒﻼ ذﻛﺮ ﺷﺪ، ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮان ﺷ ﺒﻜﻪ، در ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻧﻤﻲ ﺷﻮد . ﺑـﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮآوردی ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻚ ﺑﺎزار ﺑﺪون ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ؛ ﻟﺬا ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺗﻤﺎﻣﻲ ﭼﻬﺎر ﻛﺸﻮر ﻳﻜﺴﺎن ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . اﻣﺎ در ﺻﻮرت وﺟﻮد ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺗﻮان اﻧﺘﻘﺎل ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺗﻨﮕﻨﺎﻫـﺎی ﺷﺒﻜﻪ در ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻣﺘﻔﺎوت ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺎ دور ﺟﺪﻳﺪی از ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت در ﺑﺎزار Elspot اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد .1 ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 10 ( ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎ ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ) ﻣﺮﺟﻊ ( از ﺳﺎل 2000 ﺗﺎ2011 در ﺑﺎزا ر Elspot را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺷﻜﻞ 2 - 10 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2000 ﺗﺎ2011 2 - 2 - 5 - ﻧﻘﺶ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﻣﻘﺪﻣﻪ ﻧﻴﺰ اﺷﺎره ﺷﺪ، وﻳﮋﮔﻲ ﻣﻨﺤﺼﺮ ﺑﻪ ﻓﺮد ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘـﻮل ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﻤـﻲ از ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴـﺪی آن از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ اﺳﺖ . ﺳﻬﻢ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﻧـﺮوژ ﻧﺰدﻳـﻚ 95 ، در ﺳـﻮﺋﺪ ﺣـﺪود50 و ﻓﻨﻼﻧـﺪ 1- The Nordic Power Exchange (2004); Trade at the Nordic Spot Market (Nord Pool Spot AS) 46 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺣﺪود20 درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻤﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ از ذﺧﺎﻳﺮ آﺑـﻲ ﻋﻈﻴﻤـﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ از ﭘﺘﺎﻧﺴـﻴﻞ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق در دوره ﻫﺎی زﻣﺎﻧﻲ ﻃﻮﻻﻧﻲ ﺗﺮی ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ آب ﺑﺮای اﻏﻠﺐ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ داراﻳﻲ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺳﻄﺢ درآﻣﺪﻫﺎی آﻳﻨﺪه ی ﺧﻮد را ﺑﺮ آن اﺳﺘﻮار ﺳﺎزﻧﺪ؛ از آن ﺟﻤﻠﻪ ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﺑﻴﻦ زﻣـﺎن ﻫـﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ در رﻫﺎﺳﺎزی آب ﻫﻤﭽﻮن ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ و ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ، ﻣﺎه ﻫﺎ و ﻳﺎ ﻓﺼﻮل ﭘﺮﻣﺼﺮف ﻳﺎ ﻛﻢ ﻣﺼﺮف اﺷﺎره ﻛﺮد . از آﻧﺠﺎ ﻛـﻪ ﻫ ﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﮕﻬﺪاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﺪم ﻣﺼﺮف ﺳﻮﺧﺖ ﺑﺴﻴﺎر ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗـﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻟﺬا اﻓﺰاﻳﺶ و ﻛﺎﻫﺶ ﺣﺠﻢ ذﺧﺎﻳﺮ آب ﭘﺸﺖ ﺳﺪﻫﺎ ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻣﻲ ﮔﺬارد . ﺷﻜﻞ 2 - 11 - ﺗﺎﺛﻴﺮ ﺟﺮﻳﺎن آب ﺑﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻋﺮﺿ ﻪ ی ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺷﻜﻞ )2 - 11 ( ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ، در ﺳﺎل ﻫﺎی ﭘﺮ آﺑﻲ ﻛﻪ ﺟﺮﻳﺎن ورودی آب ﺑﻪ ﻣﺨﺎزن ﺳـﺪﻫﺎ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻋﺮﺿﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻪ ﺳﻤﺖ راﺳﺖ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪه و ﻗﻴﻤﺖ )ﻫﺎ در ﺳﻄﺢ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻳﻜﺴﺎن ( ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﻨـﺪ، ﻛـﻪ ﺑـﻪ ﻣﻌﻨﻲ ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺑﺮق اﺳﺖ . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ در ﺳﺎل ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺟﺮﻳﺎن ورودی آب ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﭼﭗ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪه و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ رو ﺑﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﻲ ﮔﺬارﻧﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ در ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻛﻪ ﻣﺎزاد ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ وﺟﻮد دارد ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺷﻤﺎﻟﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﻪ ﻣﻨـﺎﻃﻖ ﭘﺮ ﺟﻤﻌﻴﺖ در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺟﻨﻮﺑﻲ ﻧﻮردﻳﻚ ، ﻛﻪ ﻋﻤﺪه ی ﺑﺮق از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ،ﺷﻮد ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﺑﺮ ﻋﻜﺲ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل، در ﺳﺎل 1996 ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻛﺎﻫﺶ ﺳﻄﺢ ذﺧﺎﻳﺮ ﭘﺸﺖ ﺳﺪﻫﺎ، ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، ﺧﺎﻟﺺ اﻧﺮژی از ﺟﻨﻮب ﺑﻪ ﺷﻤﺎل ﺟﺮﻳﺎن ﻳﺎﻓﺖ و ﺑﺎزار ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻧﺴﺒﺘﺎ ﺑﺎﻻﻳﻲ را ﺗﺠﺮﺑﻪ ﻛـﺮد . در اﻳﻦ ﺳﺎل ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺣﺪود 23 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ﻛﻢ ﺗﺮ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت آن ﺑﻮد . ﺑﻪ ﺗﺒﻊ آن ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺑﺮﺧﻲ اوﻗﺎت ﺑﻪ ﺑﻴﺶ از 300 ﻛﺮون ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ رﺳﻴﺪ . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ، در ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 1997 ﺗـﺎ2000 ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﺑﻮدن ﺣﺠﻢ ذﺧﺎﻳﺮ آب از ﺳﻄﺢ ﻣﺘﻮﺳﻂ آن، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺳﺮﻋﺖ رو ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﮔﺬاﺷﺘﻨﺪ . ﺑﺮق ﺑﻲ آ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺣﺮارﺗﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای ﻳﻮرو ﺑﻪ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﺟﺮﻳﺎن ورودی ﻛﻢ ﺟﺮﻳﺎن ورودی زﻳﺎد ﺟﺮﻳﺎن ورودی ﻧﺮﻣﺎل ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 47 ﺷﻜﻞ2 - 12 - ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺷﻤﺎﻟﻲ و ﺟﻨﻮﺑﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﻴﺰان ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ذﺧﺎﻳﺮ آﺑﻲ و ﻣﻴﺰان ﺗﻘﺎﺿﺎ دو ﻋﺎﻣﻞ ﻣﻬﻢ ﺎﺛﻴﺮﺗ ﮔﺬار ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑـﺮق در ﺑـﺎزار ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﺑﻴﺶ . ﺗﺮ ﻳﻦ ﻣﻴﺰان ذﺧﺎﻳﺮ ﭘﺸﺖ ﺳﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق در ﻣﺎه ﻫﺎی ﺳﭙﺘﺎﻣﺒﺮ ﺗﺎ ﻧﻮاﻣﺒﺮ و ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻄﺢ آن در ﻣﺎه ﻫﺎی آورﻳﻞ ﺗﺎ ﻣﻲ اﺗﻔﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ، اوج ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق در ﻓﺼﻞ زﻣﺴﺘﺎن ﻫـﺎ ﻣﺎه ) ی دﺳـﺎﻣﺒﺮ ﺗـﺎ ﻣـﺎرس ( ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق ﮔﺮﻣﺎﻳﺸﻲ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ در ﺳﺎل ﻫﺎی ﻋﺎدی1 ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻓﺼﻠﻲ ﻛﺎﻣﻼ در ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑـﺮق ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ در اواﺧﺮ ﻓﺼﻞ ﺑﻬﺎر و ﺗﺎﺑﺴﺘﺎن ) ﻣﻲ ﺗﺎ آﮔﻮﺳﺖ ( ﺑﻪ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ ﺣﺪ ﺧﻮد ﻣﻲ رﺳﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه، ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺮقﺑ ی در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل ﺳﺒﺐ اﻓﺰاﻳﺶ اﻧﻌﻄﺎف ﭘﺬﻳﺮی ﺷﺒﻜﻪ در اراﺋـ ﻪ ی ﺧـﺪﻣﺎت ﺑﺮق ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ در ﺷﻮک ﻫﺎی ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﻋﺮﺿﻪ / ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻﺗﺮی از ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ، از داﻣﻨ ﻪ ی ﻧﻮﺳﺎن ﺗﺮ ﻛﻢ ی ﺑ ﺮﺧﻮردراﻧﺪ .2 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻘﺶ ﻏﺎﻟﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ ) در ﻓﻨﻼﻧﺪ و داﻧﻤﺎرک ( ﻛـﺎرﻛﺮد ﻓﺼﻠﻲ ﭘﻴﺪا ﻛﺮده اﻧﺪ، ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺎﻫ آن ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی در ﻓﺼـﻮل ﻣﺨﺘﻠـﻒ در ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻧـﺮوژ و ﺳﻮﺋﺪ ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . در ﻃﻮل ﻓﺼﻞ ﺗﺎﺑﺴﺘﺎن زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮق ی آﺑـﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﻧﻘﺪی ﺑﺎزار را ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ در ﻃﻮل ﻓﺼﻞ زﻣﺴﺘﺎن واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ) ﻋﻤﺪﺗﺎ ﺣﺮارﺗـﻲ ( ﺑـﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﭘﺎﺳﺦ ﮔﻮی ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎﻻی ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻧﻤﻮدار ﺷﻤﺎر ه ی )2 - 13 ( ، ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﻔﺘﮕﻲ ﻗﻴﻤـﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺮﺷﺪﮔﻲ ﻣﺨﺎزن ﺳﺪﻫﺎی ﻧﻮردﭘﻮل و درﺻﺪ ﭘ آﺑﻲ ﺑﺮق را از اﺑﺘﺪای ﺳﺎل 2009 ﺗﺎ اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل2011 ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . 1 - در ﺳﺎل ﻫﺎی ﻋﺎ دی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮﻗﺎﺑﻲ ﺣﺪود 200 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ اﺳﺖ؛ در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ در ﺳﺎل ﻫﺎی ﺧﺸﻚ اﻳﻦ ﻣﻴﺰان ﺑﻪ ﺣﺪود 150 ت ﺗﺮاوا ﺳﺎﻋﺖ ﻛﺎﻫﺶ و در ﺳﺎل ﻫﺎی ﺗﺮ ﺑﻪ ﺣﺪود 250 اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ . 2- Botterud, Audun and Tarjei Kristiansen and Marija D. Ilic (2009); The Relationship between Spot and Futures Prices in the Nord Pool Electricity Market, Energy Economics, Vol. 32, pp. 967-978. 48 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺷﻜﻞ 2 - 13 - ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﻔﺘﮕﻲ درﺻﺪ ﭘ ﺮﺷﺪﮔﻲ ﻣﺨﺎزن ﺳﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2011 - 2009 ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻧﻤﻮدار ﻓﻮق در دوره ﻫﺎﻳﻲ از ﺳﺎل ﻛﻪ درﺻﺪ ﭘﺮﺷﺪﮔﻲ ﻣﺨﺎزن ﺳﺪﻫﺎی آﺑﻲ ﺑﺮق ﺑﺎﻻاﺳﺖ، روﻧﺪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑـﺮق ﺑـﻪ ﺗﺒﻌﻴﺖ از اﻳﻦ ﻣﺴﺎﻟﻪ در ﻫﻤﺎن دوره ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﺑﺮ ﻋﻜﺲ زﻣﺎن ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ درﺻﺪ ﭘﺮﺷﺪﮔﻲ ﻣﺨﺎزن ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺎ ی ﺑﺮق روﻧﺪ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺑﻪ ﺧﻮد ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑ ﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺳـﺎﻳﺮ اﻧـﻮاع ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﺗـﺎﺑﻊ ﻗـﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار ﺑﻮده و ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﺗﺒﻌﻴﻀﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﻧﺤﻮه ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ و ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ اﻋﻤﺎل ﻧﻤﻲ ﮔﺮدد . اﻣﺎ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺳﻬﻢ ﻏﺎﻟ ﺐ ﺷﺎن در ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻧﻴﺰ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻧﮕﻬﺪاری-ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﻧﺪک، در ﻳﻚ ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﻪ راﺣﺘﻲ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺟﺎﺑﺠﺎﻳﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد اﻏﻠﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس در ﻗﺎﻟـﺐ ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی در ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻣﻨﻄﻘ ﻧﻮ ی ﻪ ردﻳﻚ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ﻛﻪ ﺟﺰ ﻳﻴ ﺎت آن در ﻓﺼﻞ ﻫﻔـﺘﻢ ﺑـﻪ ﺗﻔﺼﻴﻞ ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . ﺟﺪول 2 - 11 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ ) ﺧﺎرج از ﺑﺎزاراﻧﺮژی ( ﻛﺸﻮر اﻧﻮاع ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻄﺢ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺳﻮ ﺑﺴﻴﺪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری )Aid Energy ( ﺗﺎ ﺳﻘﻒ40 درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر )CER ( ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ داﻧﻤﺎرک ﺳﻮﺑﺴﻴﺪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری )The ForskVE-programme ( ﺑﺮای ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺧﺎﻟﺺ )net metering ( ﻛ ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﺎﻣﻞ و ﻳﺎ ﺟﺰ ﻳﻲ از ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎم ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺧﻮد را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ) و ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﻣﺸﺮوط و ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه ( 0.10ﻛﺮون داﻧﻤﺎرک ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻃﻲ 20 ﺳﺎل در ﺷﺮاﻳﻂ اﺳ ﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ0.6 ﻛﺮون ﺑﺮای10 ﺳﺎل و0.4 ﻛﺮون ﺑﺮای10 ﺳﺎل ﺑﻌﺪ . ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر )CER ( ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺳﻮﺋﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ) ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی EL ( ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻳﻚ ﮔﻮاﻫﻲ ﺻﺎدر ﻣﻲ ﺷﻮد . ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر )CER ( ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺮوژﻧ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ) ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ( ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻳﻚ ﮔﻮاﻫﻲ ﺻﺎدر ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 49 2 - 3 - ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM 2 - 3 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 1 PJM ﻧﻬﺎدی اﺳﺖ ﻛﻪ14 اﻳﺎﻟﺖ اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه ی آﻣﺮﻳﻜﺎ ) ﺷﺎﻣﻞ دﻟﻮر، اﻳﻠﻴﻨـﻮﻳﺰ، اﻳﻨـﺪﻳﺎﻧﺎ، ﻛﻨﺘﺎﻛﻲ، ﻣﺮﻳﻠﻨﺪ، ﻣﻴﺸﻴﮕﺎن، ﻧﻴﻮﺟﺮﺳﻲ، ﻛﺎروﻟﻴﻨﺎ ﺷﻤﺎﻟﻲ، اوﻫﺎﻳﻮ، ﭘﻨﺴﻴﻠﻮاﻧﻴﺎ، ﺗﻨﺴﻲ، وﻳﺮﺟﻴﻨﻴﺎ، وﻳﺮﺟﻴﻨﻴﺎی ﻏﺮﺑﻲ و ﺑﺨﺸـﻲ از ﻛﻠﻤﺒﻴﺎ ( را ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ . Source: Federal Energy Regulatory Commission (FERC); (2010), ISO/RTO Metrics Report ﺷﻜﻞ2 - 14 - ﺳﺎ زﻣﺎن ﻫﺎ ی اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ ای و ﺑ ﻬﺮه ﺑﺮدار ان ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ در آﻣﺮﻳﻜﺎ اﻳﻦ ﻧﻬﺎد از ادﻏﺎم ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮﺧﻲ از اﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎی ﺷﺮﻗﻲ آﻣﺮﻳﻜﺎ و در ﭘﺎﺳﺦ ﺑﻪ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از دﺳﺘﻮرات ﻛﻤﻴﺴـﻴﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات اﻧﺮژی ﻓﺪرال )FERC ( 2 ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . اوﻟﻴﻦ ﮔﺎم در راﺳﺘﺎی ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﺳـﺎزﻣﺎن ﻣـﺬﻛﻮر، ﺑـﺎ ادﻏـﺎم ﺳـﻪ ﺷﺮﻛﺖ » ﺧﺪﻣﺎت ﻋ ﻤﻮﻣﻲ ﮔﺎز و ﺑﺮق «3، «ﺑﺮق ﻓﻴﻼدﻟﻔﻴﺎ «4 و » روﺷﻨﺎﻳﻲ و اﻧﺮژی ﭘﻨﺴﻴﻠﻮاﻧﻴﺎ «5 در ﺳـﺎل1927 ﺑﺮداﺷـﺘﻪ ﺷـﺪ ﻛﻪ ﻣﻨﺘﺞ ﺑﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ اوﻟﻴﻦ ﺣﻮﺿﭽﻪ ی ﺑﺮق در دﻧﻴﺎ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﺷﺒﻜﻪ اﺗﺼﺎل داﺧﻠﻲ ﭘﻨﺴﻴﻠﻮاﻧﻴﺎ- ﻧﻴﻮﺟﺮﺳﻲ «6 ﮔﺮدﻳﺪ . در ﺳـﺎل 1956 ، اﻳﻦ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎر دﻳﮕﺮ ﺑﺎ ﭘﻴﻮﺳﺘﻦ » ﺷﺮﻛﺖ ﮔﺎز و ﺑﺮق ﺑﺎﻟﺘﻴﻤﻮر «7 ﺑﻪ ﻧﻬﺎدﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤـﻮﻣﻲ ﮔﺴـﺘﺮش ﻳﺎﻓﺖ و ﺣﻮﺿﭽﻪ ی ﺑﺮق » ﺷﺒﻜﻪ اﺗﺼﺎل داﺧﻠﻲ ﭘﻨﺴﻴﻠﻮاﻧﻴﺎ- ﻧﻴﻮﺟﺮﺳﻲ- ﻣﺮﻳﻠﻨﺪ « ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺖ . 1- Regional Transmission Organization (RTO) 2- Federal Energy Regulatory Commission 3- Public Services Electric and Gas Company 4- Philadelphia Electric Company 5- Pennsylvania Power and Light Company 6- Pennsylvania-New Jersey interconnection 7- Baltimore Gas and Electric Company 50 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﺎ ادﻏﺎم ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻧﺎﻣﺒﺮده و ﺑﺴﺘﺮﺳﺎزی ﺑﺮای ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗـﺪرت، ﻛﻤﻴﺴـﻴﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات اﻧﺮژی ﻓﺪرال ﺑﺎ درک ﻟﺰوم ﺗﺼﺪی ﮔﺮی ﺳﺎزﻣﺎﻧﻲ در ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﻬﻴﻨﻪ ی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق اﻗﺪام ﺑـﻪ ﺻـﺪور ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از دﺳﺘﻮرات ﻧﻤﻮد ﻛﻪ دو ﻣﻔﻬﻮم ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 1 ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﺳـﺎ زﻣﺎن ﻫـﺎی ﻣﺘﺼﺪی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺳﻴﺴﺘﻢ در دﺳﺘﻮرﻫﺎی 888 و889 ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس در ﺳﺎل 1993 PJM ﺑﻪ ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﺷﺪ . در اول آورﻳﻞ ﺳﺎل1997 ، PJM اوﻟﻴﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ را راه اﻧﺪازی ﻛـﺮد و ﭘﻴـﺮو ﻗـﻮاﻧﻴﻦ ﻛﻤﻴﺴـﻴﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات اﻧﺮژی ﻓﺪرال، در ﻫﻤﺎن ﺳﺎل ﺑﻪ ﻋﻨﻮان اوﻟﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ )ISO ( و در ﺳﺎل2001 ، ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان اوﻟﻴﻦ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ ) ای RTO ( ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪ .2 در ﻓﺎﺻﻠﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2002 ﺗﺎ2005، ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﻣﺮاﺟﻊ ﺻﻼﺣﻴﺖ دار اﻧﺘﻘﺎل3 ﺑﻪPJM RTO ﭘﻴﻮﺳـﺘﻪ و آن را ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻳﻜﻲ از ﺑﺰرگ ﺗﺮﻳﻦ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺟﻬﺎن و ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺑﺮق آﻣﺮﻳﻜﺎ ﺷﻤﺎﻟﻲ ﺗﺒﺪﻳﻞ ﻧﻤﻮد .4 در ﺳﺎل2011 ، ﺳـﻪ ﺷـﺮﻛﺖ ﺑـﺎ ﻧـﺎم ﻫـﺎی »American Transmission System « ، » The Transmission Affiliate of First Energy « و »Cleveland Public Power « ﺑﻪPJM RTO ﭘﻴﻮﺳﺘﻨﺪ و ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ ﮔﺴـﺘﺮش ﺗﻌـﺪاد و ﺗﻨـﻮع ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی ﺑـﺮای ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺎز ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺷﺪﻧﺪ .5 2 - 3 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق د ر ﺑﺎزار PJM ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق14 اﻳﺎﻟﺖ آﻣﺮﻳﻜﺎ درPJM ﺗﻌﺪاد1365 ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺎ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻣـﻮرد ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ PJM در ﺳﺎل 2011 ﻣﻌﺎدل177620 ﻣﮕﺎوات اﺳـﺖ ﻛـﻪ از اﻳﻦ ﻣﻴﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ا ﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺣﺪود 133852 ﻣﮕﺎوات از ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ )75 درﺻﺪ ( ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﺎ 19 و ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎ 4 درﺻﺪ، رﺗﺒﻪ ﻫﺎی دوم و ﺳﻮم ﻋﻤﺪه ﺗـﺮﻳﻦ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﺎزار را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ .6 1 - ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺳﺎزﻣﺎﻧﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺴﻮول ﺗﺎﻣﻴﻦ و اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق در ﻣﺤﺪوده ی ﭼﻨﺪﻳﻦ اﻳﺎﻟﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﻣﻨﻄﻘﻪ ﮔﺴﺘﺮده ﺗﺮی ﺷﺎﻣﻞ ﭼﻨﺪﻳﻦ اﻳﺎﻟﺖ را ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ . 2- 3 - در ﺳﺎل2002 ، ﺷﺮﻛﺖAllegheny power ، در ﺳﺎل2004 ، ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی Commonwealth Edison وAmerican Electric Power and Dayton Power & Light و در ﺳﺎل2005 Duquesne Light Co وDominion Virginia Power ﺑﻪPJM ﭘﻴﻮﺳﺘﻨﺪ . 4- Federal Energy Regulatory Commission, (2010),"2010 ISO/RTO Metrics Report" 5- 6- Monitoring Analytics, LLC; (2012), State of the Market Report for PJM ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 51 ﺟﺪول 2 - 12 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار PJM ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﻣﮕﺎوات ( ﺳﻬﻢ ) درﺻﺪ ( زﻏﺎل ﺳﻨﮓ 72098 41 ﮔﺎز 46814 26 ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺴﺘﻪ ای 33600 19 ﻓﺮاورده ﻫﺎی ﻧﻔﺘﻲ 14940 8 آﺑﻲ ﺑﺮق 7804 4 ﻣﻮاد زاﺋﺪ ﺟﺎﻣﺪ 680 4/0 ﺑﺎد 640 4/0 ﺳﺎﻳﺮ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎ 1044 1 ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺪهﺷ 177620 100 Source: Monitoring Analytics, LLC; (2012), State of the Market Report for PJM ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻣﻨﻄﻘﻪPJM در ﺳﺎل2011 ﻣﻌﺎدل769 ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺳـﻮﺧﺖ ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را در اﺧﺘﻴﺎر دارﻧﺪ . ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺰ ﺣﺪود 2 درﺻﺪ اﺳﺖ .1 ﺟﺪول 2 - 13 - ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻣﻨﻄﻘﻪPJM ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﻮع ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ) ﮔﻴﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﺳﻬﻢ ) درﺻﺪ ( ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ 471 61 ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺴﺘﻪ ای 263 34 آﺑﻲ ﺑﺮق 15 2 ﺑﺎدی 12 2 ﺳﺎﻳﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ 8 1 ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ 769 100 Source: Monitoring Analytics, LLC; (2012), ibid. 2 - 3 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق PJM RTO و ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ دو ﺑﺎزار ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﺤﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘﻪ ای PJM ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . اﻳـﻦ ﺑﺎزارﻫﺎ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﺑﺎزار اﻧﺮژی «2 و » ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ «3، ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛـﻪ از ﻧـﺎم آن ﻣﺸـﺨﺺ اﺳـﺖ ﺟﻬﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻀﻤﻴﻦ اﻳﺠﺎد ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻓﻲ ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ داﺋﻤﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ .4 ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و ﻇﺮﻓﻴﺖ از ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار در ﺳﺎل2010 ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ73 و18 درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Monitoring Analytics, LLC; (2012), ibid. 2- Energy Market 3- Capacity Market 4- PJM RTO; (2012) PJM Markets Fact Sheet 52 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻋﻤﺪه ﻓﺮو ﺷﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق RTO PJM )ﻗﻴﻤﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ( ﺷـﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ﻇﺮﻓﻴﺖ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺳﺎﻳﺮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری از ﺑـﺎزار ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﺳﺎل 2010 ﻣﻌﺎدل66.15 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ1 ﺑﻮده اﺳﺖ .2 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻫﻤﻴﺖ اﻳﻦ دو ﺑﺎزار و ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ آن )ﺎ ﻫ 91 درﺻﺪ ( در ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار PJM در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺮﻳﺢ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻫ آن ﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 2 - 3 - 3 - 1 - ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺑﺎزار اﻧﺮژی PJM RTO از دو ﺑﺨﺶ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ) ﺑﺎزار ﺗﻌﺎدل ( ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺳـﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ، ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ در PJM ﻧﻴﺰ ﻳﻚ ﺑﺎزار آﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از روز آﺗﻲ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی » ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ - ﻣﻘﺪار ﺧﺮﻳﺪ و ﻓـﺮوش «3 ، » ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﻣﺠـﺎزی ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎ «4 و ﻧﻴـﺰ ﻗﺮاردادﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎز ار، ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷﻮد » . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺗﻮﻟﻴﺪ « ﺗﻮﺳﻂ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﺑﺮای ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺺ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ) ﻣﮕـﺎوات ( در زﻣﺎن و ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺸﺨﺺ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد » . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺗﻘﺎﺿﺎ « ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎداﺗﻲ اﺳﺖ ﻛـﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ﺧﺮﻳـﺪاران ﺑـﺮای ﺧﺮﻳـﺪ ﻣﻘـﺪار ﻣﺸﺨﺺ اﻧﺮژی ) ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻋﺘﻲ در ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺸﺨﺺ اﻋﻼم ﻣﻲ ﮔﺮدد » . ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻛﺎﻫﺸـﻲ ﺧﺮﻳـﺪ «5 ، ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی اﺳﺖ ﻛﻪ اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ از ﻋﺪدی ﻛﻢ ﺗﺮ ﺷﻮد، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه اﻧﺮژی ﺧﺮﻳﺪاری ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد » . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻓـﺮوش «6 ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی اﺳﺖ ﻛﻪ اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار از ﻋﺪدی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﮔﺮدد، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺣﺎﺿﺮ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﭘﺲ از اراﺋﻪ اﻳﻦ ﭘﻴﺸ ﻨﻬﺎدات، ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺗﺴﻬﻴﻞ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎ ﻧﺎم ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای )LMP ( 7 ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﺷﺪه و ﻣﻌﺎدل ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی در ﻣﺤﻞ ﺗﺤﻮﻳﻞ اﺳﺖ . ﺑﻌﺪ از اﺗﻤـﺎم ﻓﺮﺻـﺖ اراﺋـﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺑﻪ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺑﺎزار ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺗـ ﺪوﻳﻦ ﮔﺮدﻳـﺪه و ﺳـﭙﺲ ﺑـﻪ ﻫـﺮ ﻳـﻚ از ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻋﻼم ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻧﻴﺰ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺎزار ﺗﻌﺎدل8 PJM RTO ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻫﺮ 5 دﻗﻴﻘﻪ ﻳﻚ ﺑﺎر ﺑﺮ اﺳﺎس ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻮزﻳﻊ اﻗﺘﺼـﺎدی اﻳﻤـﻦ9 ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد ﻛـﻪ ﻣﺒﻨﺎی آن ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻣﻌﺎدل48.34 د ﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ) ﻣﻌﺎدل ﻣﺘﻮﺳﻂ وزﻧﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ( و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑـﺎزار ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻣﻌﺎدل 11.97 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2- 2010 PJM Market Highlights: A Summary of Trends and Insights 3- Generation Offer and Demand Bids 4- Increment Offers and Decrement Bids (Virtual Offers and Bid) 5- Decrement Bids 6- Increment Offers 7- Locational Marginal Price 8- Balancing Market 9 - Security-Constraint Economic Dispatch :ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ در واﺣﺪ زﻣﺎن، ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑـﺎ ﻗﻴﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 53 2 - 3 - 3 - 1 - 1 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار اﻧﺮژی PJM RTO ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار اﻧﺮژی از اﻋﻀﺎی ﺑﺎزار PJM RTO ﺑﻪ ﺷﻤﺎر رﻓﺘﻪ و ﻫﻤﮕﻲ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑـﺮای اراﺋـﻪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﺧﺮﻳـﺪ و ﻓﺮوش اﻧﺮژی و ﺳﺎﻳﺮ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻋﺒﺎﺗﻨﺪ از : − ﺧﺮﻳﺪاران ﻗﺎﺑﻞ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی1: ﺧﺮﻳﺪاراﻧﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺎﻫ آن در درون PJM ﻗﺮار دارﻧﺪ ﭘﻴﺶ . ﺑﻴﻨﻲ ﺑﺎر ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﺑﺮای روز آﻳﻨﺪه و اراﺋﻪ آن ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ از وﻇـﺎﻳﻒ اﻳـﻦ ﮔـﺮوه ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود . ﺧﺮﻳﺪاران داﺧﻠﻲ ﻣﻮﻇﻒ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻗﺮارداد ﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﻣﻨﻌﻘﺪ ﺷﺪه و ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤ ﺘﻲ ﺧﻮد را ﺑـﺮای ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﺎر ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺑﺎزار اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . − ﺧﺮﻳﺪاران ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی2: ﺧﺮﻳﺪاراﻧﻲ را ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺎرج از PJM RTO و ﻳﺎ ﺑﺎر ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺗﺤﺖ ﻛﻨﺘﺮل ﺧﻮد، ﻛﻪ ﺧﺎرج از ﺣﻮزه ی ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﺷﺒﻜﻪ ی PJM ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، را از ﺑﺎزار ﺑﻮرس PJM ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎر ﻣﺼـﺮﻓﻲ ﻣﺸـﺘﺮﻛﻴﻦ ﺧـﻮد ﺑـﺮای روز آﻳﻨﺪه را ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻧﻤﻮده و آن را ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺑﺎزار اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . از آﻧﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ ﺧﺮﻳـﺪاران ﻣﻮﻇـﻒ ﺑـﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی ﺑﺮای ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﺧﺎرج از ﻣﻨﻄﻘﻪ PJM ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘـﺎل ﺑﺎﻳـﺪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ رزرو ﺧـﻂ اﻧﺘﻘﺎل را ﭘﺮداﺧﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . − ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار3: اﻳﻦ ﮔﺮوه از ﺑﺎزﻳﮕﺮان، اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺎی ﻻزم ) ﺑﻨﺪ 211 ﺳﻨﺪ اﻧﺮژی ﻓﺪرال ( ﺟﻬﺖ اراﺋﻪ ﺧـﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل را دارا ﻫﺴﺘﻨﺪ و از ﻃـﺮف ﻛﻤﻴﺘـﻪ اﺟﺮاﻳـﻲ ﺑـﺎزار ﺷـﺮاﻳﻂ ﻻزم ﺑـﺮای ﻓـﺮوش اﻧـﺮژی را اﺣـﺮاز ﻧﻤـﻮده اﻧـﺪ . ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ی ﻗﺮارداد ﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ ﺧـﻮد را ﺑـﻪ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ )PJM RTO ( اﻋـﻼم ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻓﺮوش اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺑﺎزار اﻧﺮژی روز ﻗﺒﻞ و ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ از دﻳﮕﺮ وﻇﺎﻳﻒ اﻳـﻦ ﮔـﺮوه ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود − ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر 4: اﻳﻦ ﻣﻮﺳﺴﺎت دارای اﻳﻦ اﺧﺘﻴﺎ ر ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛـﻪ اﻧـﺮژی را ﺑـﻪ ﻣﺸـﺘﺮﻛﻴﻦ ﻧﻬـﺎﻳﻲ درون PJM ﺑﻔﺮوﺷﻨﺪ . ﮔﺎﻫﻲ اﻳﻦ اﺧﺘﻴﺎر ﻓﺮوش ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻮﺳﺴﺎت اﻋﻄﺎ ﮔﺮدﻳﺪه و ﮔﺎﻫﻲ در راﺳﺘﺎی ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻓﺪرال اﻳﻦ وﻇﻴﻔﻪ ﺑﻪ آن ﻫﺎ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن و ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪاران ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻫﺮ ﻳـﻚ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﻳـﻚ ﻣﻮﺳﺴـﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﺑﻪ ﺷﻤﺎر روﻧﺪ . − ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف5: اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻞ و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪه ﺳـﺎﻳﺮ اﻋﻀﺎ ، وﻇﻴﻔﻪ دارﻧﺪ ﺗﻘﺎﺿﺎ در ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی را ﻛﺎﻫﺶ دﻫﻨﺪ .6 1- Metered Market Buyers 2- Non-Metered Market Buyers 3- Market Sellers 4- Load Serving Entities (LSEs) 5- Curtailment Service Providers (CSPs) 6- PJM RTO; (2011), "Energy & Ancillary Services Market Operations", PJM Manual 11 54 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 3 - 3 - 1 - 2 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد و ﻧﺤﻮ ه ی ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻪ ی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − 12: 00 : ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد را ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 12 روز ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ اراﺋـﻪ دﻫﻨﺪ . در ﺳﺎﻋﺖ 12 ﻓﺮﺻﺖ اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﻪ ﭘﺎﻳﺎن رﺳﻴﺪه و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی راﻳﺎﻧﻪ ای 1 ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﺮم ا ﻓﺰار ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار اﺟﺮا ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ، ﻳﻚ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎب راﻳﺎﻧﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در دوره آﺗﻲ را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ی ﺗﻌﻬـﺪ ﺳـﺎﻋﺘﻲ ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﺑـﺎزار و ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای )LMP ( ﺑﺮای ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﺗﻮﺳﻂPJM اراﺋﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . − 16: 00 :در اﻳﻦ زﻣﺎن ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻃﻼﻋﺎت راﻳﺎﻧﻪ ای، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺎزار روز ﻗﺒـﻞ و ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎ ی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ) ﺷﺎﻣﻞ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل و ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻠﻔﺎت ( ، ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی ﺧﻄـﻮط اﻧﺘﻘـﺎل، ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺑﺎر و ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮان رزرو ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ اﻃﻼع ﻋﻤﻮم ر ﺳﺎﻧﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻃﻼﻋـﺎت ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺑﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺎزار اﻋﻢ از ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش اﻧﺮژی، اﻧﺘﻘﺎل ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . − 16:00 - 18: 00 : در اﻳﻦ ﻓﺎﺻﻠﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺑـﺎزار زﻣـﺎن ﺣﻘﻴﻘـﻲ ) ﺑـﺎزار ﺗﻌـﺎدل ( اراﺋـﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ اﻳﻦ دوره، دور ه ی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻣﺠـﺪد ﻧﻴـﺰ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . در اﻳـﻦ ﻣـﺪت ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﻨـﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮد را ﻣﺠﺪدا ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ ﻗﺮار داده و آن ﻫﺎ را ﺗﻐﻴﻴﺮ دﻫﻨﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻓﺮﺻﺖ ﺗﻨﻬﺎ ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد را ﺑﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ PJM RTO ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳـﺰی ﻛـﺮده اﻧـﺪ . ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ2 ﺗﻮاﻧ ﻤﻲﻧ ﻨﺪ در اﻳﻦ زﻣﺎن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﻨﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﺴـﺘﻘﻞ، ﮔﺮوﻫـﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻞ، ﺑﺪون ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﺑﺎ PJM RTO و ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑـﻪ ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺗﻮزﻳـﻊ اﻗﺘﺼﺎدی، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﺮده و ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻞ آن را ﻛﻨﺘﺮ ل ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﮔـﺰارش ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺳﺎزﻣﺎن ﭘﺎﻳﺶ ﺗﺤﻠﻴﻠﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ PJM 3 در ﺳـﺎل2010 ، ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒـﻲ99 درﺻـﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻞ از PJM RTO ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﮔﺮدﻳﺪه . اﻧﺪ 4 ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ در اﻳـﻦ دوره ی زﻣـﺎﻧﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺷﺪه، ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎی روز ﺑﻌﺪ و اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﻳﻤﻨﻲ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل ﺑﻬﻨﮕﺎم ﻣﻲ ﮔﺮدد . − 18: 00 : در اﻳﻦ ﻟﺤﻈﻪ از زﻣﺎن ﻓﺮﺻﺖ اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﻪ ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﻪ اﺗﻤﺎم رﺳﻴﺪه و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳـﺎزی ﺑﺮای دوﻣﻴﻦ ﺑﺎر اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺳﭙﺲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺑﻬﻨﮕﺎم ﺷﺪه و ﺑﺮای اﻃﻼع ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔ ﺎن ﺑﺎزار ﺗﻮﺳـﻂ PJM 1 - Resource Scheduling and Commitment (RSC) : ﻳﻚ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﻛﺎﻣﭙﻴﻮﺗﺮی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﻣﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی در دوره ﻫﺎی آﺗﻲ را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . 2- Self-schedule 3- Monitoring Analytics, LLC 4- Monitoring Analytics, LLC;(2012), State of the Market Report for PJM ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 55 RTO اراﺋﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . دوﻣﻴﻦ ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺑﺎ ﻫﺪف اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن و ﺣﺪاﻗﻞ ﻧﻤﻮدن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ راه ی اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . − 18: 00 - آﻏﺎز ﺗﺤﻮﻳﻞ اﻧﺮژی : در اﻳﻦ ﻓﺎﺻـﻠﻪ زﻣـﺎﻧﻲ ﻣﻤﻜـﻦ اﺳـﺖ PJM ﭼﻨـﺪﻳﻦ ﺑـﺎر دﻳﮕـﺮ ﺑﻬﻴﻨـﻪ ﺳـﺎزی ﺑـﺮای ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺑﺎر و ﺑﻪ روز رﺳﺎﻧﻲ و اﺣﺪ ﻫﺎی در دﺳﺘﺮس را ﺑﻪ اﺟﺮا در آورد . ﺷﻜﻞ )2 - 15 (ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺑـﺎزار اﻧﺮژی روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ را ﻧﻤﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ .1 Source: PJM RTO, (2011), ibid. ﺷﻜﻞ 2 - 15 - ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺑﺎزار اﻧﺮژی روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای )LMP ( ،ﻣﻌﺎدل ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی در ﻣﻜﺎﻧﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻧﺮژی درﻳﺎﻓﺖ ﺷﺪه و ﻳﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳـﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺳﻴﺴﺘﻢ2، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل3 و اﺗﻼف اﻧﺮژی4 را در ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺷﻜﻞ2 - 16 - ﺷﻤﺎﺗﻴﻚ اﺟﺰای ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪ ه ی LMP − ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﺳﻴﺴﺘﻢ : اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﺎدل ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑ ﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻳﻚ واﺣﺪ اﺿـﺎﻓﻲ اﻧـﺮژی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . 1- PJM RTO;(2011), ibid. 2- Day-ahead System Energy Price 3- Congestion Price 4- Loss Price 56 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل : اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف ﺳـﺒﺐ اﻳﺠـﺎد ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗـﺮاﻛﻢ ﺧﻄـﻮط اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ در LMP وارد ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻠﻔﺎت اﻧﺮژی : ﻗﻴﻤﺖ اﺗﻼف اﻧﺮژی ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻧﺎﺷﻲ از اﺗﻼف اﻧـﺮژی ) ﻧﺎﺷـﻲ از ﻣـﺎزاد ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧﺮژی و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻫﺎی ﺑﺎزار روزاﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻗﻴﻤـﺖ اﻧﺠـﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻫﻤـﺎن ﻃـﻮر ﻛـﻪ ﮔﻔﺘـﻪ ﺷـﺪ اﻳـﻦ ﺷـﻴﻮه ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﺗﻮزﻳﻊ اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﻤﻦ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﻣﻔﻬـﻮم ﻛـﻪ در ﻫـﺮ ﮔـﺮه ﺧﺮﻳـﺪاران و ﻓﺮوﺷـﻨﺪﮔﺎن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﻮ د را ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ی آﺧﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اراﺋﻪ داده و در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﺮاﻛﻢ اﻧﺘﻘﺎل و اﺗﻼف اﻧﺮژی، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ از ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺑﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای در ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻧﻴﺰ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺷﺮاﻳ ﻂ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﻗﻌﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺑﺎر ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺮ ﺑﺎری ﻛﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﻘﺪار ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه در ﺑـﺎزار روزاﻧـﻪ ی ﻣﺼـﺮف ﻛﻨـﺪ، LMP ﻟﺤﻈـﻪ ای را ﭘﺮداﺧﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد و ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻛﻢ ﺗﺮ از ﻣﻘﺪار ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه ﻣﺼﺮف داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ ﻣﻘﺪار ﺳﻮد را آن درﻳﺎﻓﺖ ﺧﻮاﻫـﺪ ﻧﻤـﻮد . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺑﻪ ﻣﻴﺰاﻧﻲ ﻛﻪ ﻫﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﻴﺶ از ﻣﻘﺪار ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨـﺪ LMP ﻟﺤﻈـﻪ ای ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد و ﺑﺮﻋﻜﺲ . در اﻳﻨﺠﺎ ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه و ﻳﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه در ﺑـﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای، ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻣﺸﻤﻮل ﺟﺮﻳﻤﻪ و ﻳﺎ ﭘﺎداش ﻓﻮق ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﺑﻨﺎ ﺑﻪ دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ ﻛﻨﺘﺮل ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از روش ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری ﮔـﺮه ای 1 در ﺑـﺎزارPJM ﺑـﺮآورد ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . در اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری، ﺑﺮای ﻫﺮ ﮔﺮه در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻳﻚ ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺎص ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻤﺎم ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن اﻧـﺮژی ﺑـﺮق را ﺑـﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺑﺮای ﮔﺮه ای ﻛﻪ ﺑﺎر ﻣﺼﺮﻓﻲ آن ﻫ ﺎ در آن ﮔﺮه ﻗﺮار دارد، ﻣﻲ ﺧﺮﻧﺪ و ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی را ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺑﺮای ﮔﺮه ای ﻛﻪ ﻣﻮﻟﺪﺷﺎن در آن ﻗﺮار دارد، ﻣﻲ ﻓﺮوﺷﻨﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻓﺮاﻫﻢ ﺳﺎﺧﺘﻦ اﻧﺮژی ﺑﺮای ﻳﻚ ﻣﮕﺎوات اﻓﺰاﻳ ﺶ ﺑﺎر در ﻳﻚ ﮔﺮه ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ اﻧﺘﻘﺎل و ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻠﻔﺎت در آن ﮔﺮه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻏﻴﺮ ﻳﻜﺴﺎن ﻧﺸﺎن ﻣـﻲ دﻫـﺪ ﻛـﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل دارای ﺿﻌﻒ ﻫﺎ و ﻧﺎرﺳﺎﻳﻲ در ﺑﻌﻀﻲ ﺧﻄﻮط ﺑﻮده و اﻣﻜﺎن ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل وﺟﻮد دارد .2 ﻧ ﻤﻮدارﻫﺎی )2 - 17 ( و )2 - 18 (ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای را در ﺑﺎزار اﻧﺮژی روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﺮای ﺳـﺎﻋﺎت ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻳﻚ روز ﻣﺸﺨﺺ و در ﻣﺮاﻛﺰ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻤﺎﻳﺶ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد، داﻣﻨﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای در ﻣﺮاﻛﺰ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮزﻳﻊ اﻧﺮژی ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟ ﻮد ﻫﻤﮕﻲ آن ﻫ ﺎ از روﻧﺪ ﻳﻜﺴﺎﻧﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده و ﺗﻔﺎوت ﻫﺎی آن ﺎ ﻫ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﺧﺘﻼف در ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻠﻔﺎت اﻧﺮژی اﺳﺖ . 1- Nodal Pricing 2 - داﻧﺸﮕﺎه ﻓﺮدوﺳﻲ ﻣﺸﻬﺪ، دو ﻃﺮﻓﻪ ﻛﺮدن ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺑﺨﺶ ﺳﻮم : ﺑﺎزار ﺑﺮق PJM ، ﺑﻬﻤﻦ1387 . ﺻﺺ37 - 30 . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 57 ﺷﻜﻞ 2 - 17 - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ در ﺗﺎرﻳﺦ 23 / 02 / 2012 Source: FERC; Division of Energy Market Oversight - ﺷﻜﻞ 2 - 18 - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ در ﺗﺎرﻳﺦ 23 / 02 / 2012 ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 1 در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و ﺑﺎزار زﻣـﺎن ﺣﻘﻴﻘـﻲ ﻃـﻲ ﺳـﺎل ﻫـﺎی 2000 ﺗـﺎ2011 در ﺟـﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 14 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ در ﻫﺮ دو ﺑﺎزار ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﺑﻪ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﻧﺰدﻳﻜﻨﺪ .2 1- Average LMP 2- Monitoring Analytics, LLC; (2012), State of the Market Report for PJM 58 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول2 - 14 - ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی PJM ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2000 - 2011 ﺳﺎل ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ) دﻻر ﺑﻪ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﺑﺎزار اﻧﺮژی روز ﻗﺒﻞ ﺑﺎ زار اﻧﺮژی زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ 2000 97 / 31 14 / 28 2001 75 / 32 38 / 32 2002 46 / 28 3/ 28 2003 73 / 38 28 / 38 2004 43 / 41 4/ 42 2005 89 / 57 08 / 58 2006 1/ 48 27 / 49 2007 69 / 54 58 / 57 2008 12 / 66 4/ 66 2009 37 08 / 37 2010 57 / 44 83 / 44 2011 52 / 42 84 / 42 Source: Monitoring Analytics; (2012), LLC State of the Market Report for PJM 2 - 3 - 3 - 2 - ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺗﻌﺎدل ﻫﻢ زﻣﺎن ﺳﻪ ﺟﺰء ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻘﺎﺿﺎ و اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . از آﻧﺠﺎ ﻛﻪ ﺑﺮق را ﻧﻤـﻲ ﺗـﻮان ذﺧﻴﺮه ﻧﻤﻮد، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻋﻤﻞ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﺷﺒﻜﻪ در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻧﺎ ﮔﻬﺎﻧﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری، ﻣﺼﻮن ﺑﺎﻗﻲ ﺑﻤﺎﻧﺪ . ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻫﺪف وﺟﻮد ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻓﻲ در ﺷﺒﻜﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺑـﺎزار ﻇﺮﻓﻴـﺖ RTO PJM ﺗﺸﻜﻴﻞ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﺳﺎﺧﺘﺎر اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ، ﺳﺒﺐ ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی ز ﻳﺮﺳﺎﺧﺘﻲ آﺗﻲ ﻧﻴﺰ ﻣﻲ ﮔﺮدد .1 اﺳﺎس ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖRTO PJM ، »ﻣﺪل ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ اﻃﻤﻴﻨـﺎن ) « RPM ( 2 اﺳـﺖ . اﻳـﻦ ﺷـﻴﻮه در ﺳـﺎل 2007 ﺗﻮﺳﻂPJM ﻃﺮاﺣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺗﺎ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎل 2007 ﺳﺎﺧﺘﺎر دﻳﮕﺮی ﺑﺎ ﻧﺎم » ﺑﺎزار اﻋﺘﺒﺎر ﻇﺮﻓﻴﺖ «3 وﺟﻮد داﺷﺖ . ﺑـﺎزار اﻋﺘﺒـﺎر ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻪ ﺳﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﻤﺪه ﻓﺎﻗﺪ اﻋﺘﺒ ﺎر اﻋﻼم و RPM ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ آن ﮔﺮدﻳﺪ . اول اﻳﻨﻜﻪ اﻳﻦ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻗﺎدر ﺑـﻪ اﻧﻌﻜـﺎس ﻛﻤﺒـﻮد ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻧﺒﻮد . دوم، ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻋﻤﻮدی ﺑﻮدن ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻇﺮﻓﻴﺖ، ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺴﻴﺎر ﺷﺪﻳﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدﻳـﺪ . ﺳﻮم، ﺗﻌﻬﺪات در ﺑﺎزار اﻋﺘﺒﺎر ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺮای ﻳﻚ روز اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ؛ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﺗﺎ ﭘﺎﻳﺎن ﻫـﺮ روز ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد را ﺑﺮای ﻫﻤﺎن روز اﻧﺠﺎم ﻣﻲ دادﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻇﺮف زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ، ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺮای وﺟﻮد ﻇﺮﻓﻴـﺖ در ﺳﺎل ﻫﺎی آﺗﻲ اﻳﺠﺎد ﻧﻤﻲ ﻛﺮد . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﺎ ﻗﺒﻞ از اﺟﺮاﻳﻲ ﺷﺪن RPM ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑـﻮدن ﻗﻴﻤـﺖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ، اﻧﮕﻴـﺰه ای 1- PJM RTO; (2012), PJM Markets Fact Sheet. 2- RPM (Reliability Pricing Model) 3- Capacity Credit market ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 59 ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ در ﻣﻜﺎن ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﻧﻴﺎز داﺷﺘﻨﺪ، وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺖ . اﻳـﻦ رﺧـﺪاد ﺳـﺒﺐ ﺧـﺎرج ﺷـﺪن ﺑﺴـﻴﺎری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻋﺪم ﭘﻮﺷﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ از ﺑﺎزار ﮔﺮدﻳﺪ .1 ﻧﻤﻮدار )2 - 19 ( ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM RTO را ﻃﻲ ﺳﺎل ﻫﺎی 2000 ﺗﺎ2010 ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛـﻪ از روﻧﺪ ﻧﻤﻮدار ﻣﺸﺨ ﺺ اﺳﺖ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎل 2007 و ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ RPM، ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺴﻴﺎر ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ از ﻣﻴﺰان آن ﭘـﺲ از ﺳﺎل ﻣﺬﻛﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . Source: ﺷﻜﻞ2 - 19 - ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM RTO از ﺳﺎل2000 ﺗﺎ2010 ﺑﺮای ﻣﻠﺰم ﻧﻤﻮدن ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣ ﻴﻦ ﺑﺎر ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ، » ﺗﻮاﻓﻘﻨﺎﻣـﻪ ﺗﻀـﻤﻴﻦ ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ اﻃﻤﻴﻨـﺎن «2 ﺗﻮﺳـﻂPJM ﻣﻄﺮح ﺷﺪ، ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎسPJM ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﻣﺸﺨﺺ ﻧﻤﻮدن ﻣﻴﺰان » ﻧﻴﺎز ذﺧﻴﺮه « ی ﺷﺒﻜﻪ و ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺎر ﻣﻮﻇـﻒ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﻧﻴﺎز از ﻃﺮﻳﻖ ﺧﺮﻳﺪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ RPM ﮔﺮدﻳﺪﻧﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻣﻮﺳﺴـﺎت ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﺮای اﻧﺠﺎم ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد، روش دﻳﮕﺮی ﻏﻴﺮ از ﺳﻴﺴﺘﻢ RPM ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﻧﻴﺎز ﻣﻨﺒﻊ ﺛﺎﺑﺖ )FRR (« 3 ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﻴﺮﻧـﺪ . اﻳﻦ ﻣﻘﺮرات ﺑﻪ ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر اﺟﺎزه دﻫﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺑﺪون ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ در ﺣﺮاج RPM ، ﻣﻨﺒـﻊ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز و ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه ﺷﺎن را از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻨﺎﺑ ﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ ﺧﻮدﺷﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ از ﻧﺎم آن ﭘﻴﺪاﺳﺖ ﺗﻌﻬـﺪات ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر در اﻳﻦ روش ﺛﺎﺑﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ در روش RPM ﺗﻌﻬﺪات ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑـﻮده و ﺑﺴـﺘﮕﻲ ﺑﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر در ﺑﺎزار دارد .4 در ﺳﺎل2010 ﺣﺪود80 درﺻﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺎزار ﺑ ﺮ اﺳـﺎس ﻣـﺪل RPM و20 درﺻﺪ آن ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﻣﺪلFRR ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- Ott, A.L., (2003), Experience with PJM Market Operation, System Design, and Implementation, IEEE 2- Reliability Assurance Agreement (RAA) 3- Fixed Resource Requirement 4- Public Utility Commission of Ohio; (2011), "Reliability Pricing Model Overview". 60 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 3 - 3 - 3 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ PJM RTO ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﻪ ﻃﺮﻓﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ را ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ﺑﻪ دو ﮔﺮوه ﻛﻠﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ : − ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ :ﺑﺎر اﻳﻦ ﻣﻮﺳﺴﺎت ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺮای ﺗﺎﻣ ﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴـﺎز ﻣﺸـﺘﺮﻛﻴﻦ ﺧـﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ در ﺣﺮاج ﻫﺎی ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﺮده، ﻳﺎ ﺑﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻗﺮارداد ﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ و ﻳﺎ اﻳﻨﻜﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﺎ ﺷﻴﻮه ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻨﺒﻊ ﺛﺎﺑﺖ )FRR (، ﻣﺒﻠﻎ ﺛﺎﺑﺘﻲ را ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺎی ﭘﺎﻳﺎﻳﻲ ﻣﺤﻠﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . − ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ آن ﮔﺮوه از ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺎزار ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﻛـﻪ » ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ » را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻣﻘﺼﻮد از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ در ﺳﻴﺴﺘﻢ RPM ، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻇﺮﻓﻴـﺖ1 ، ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿـﺎ2 ، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛ ﺎراﻳﻲ اﻧﺮژی3و ارﺗﻘﺎی ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل4 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ ﺑﻪ ﻧﻮﻋﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴـﺖ را در ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ .5 2 - 3 - 3 - 3 - 1 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺎ ﻣﺪل ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﭼﻨﺪﻳﻦ ﺣﺮاج و ﻳﻚ ﺑﺎزار ﻋﻤﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻳﻦ ﺣﺮاج ﻫـﺎ ﺷﺎﻣﻞ ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ6 و ﺣﺮاج ﻫﺎی اﻓﺰاﻳﺸﻲ7 ﺑﻮده و ﺑﺎزار آن ﺑﺎزار ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ در ﻣﺎه ﻣﻲ 3 ﺳﺎل ﻗﺒﻞ از ﺳﺎل ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺮﮔﺰار ﻣﻲ ﺷﻮد . آن دﺳﺘﻪ از ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻛﻪ ﻧﺘﻮاﻧﺴـﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺗﺎ ﻗﺒﻞ از اﻳﻦ 3 ﺳﺎل ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد را از ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺮاردادﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ ﻓـ ﺮاﻫﻢ آورﻧـﺪ، در ﺣـﺮاج ﻣﺒﻨـﺎ ﺷـﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﺣﺮاج ﻫﺎ از دو ﺳﻤﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎ ) ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ( و ﻋﺮﺿﻪ ) ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ ( ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . در ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ، ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎﻳﻲ رﺳﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ در آن ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﻄﺢ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳـﺖ . اﻳـﻦ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » ﻣﻨﺤﻨﻲ VRR « 8 ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺷﻜﻞ )4 - 16 ( ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎیVRR را ﻧﻤﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ از ﺷﻜﻞ ﻣﺸﺨﺺ اﺳﺖ ﺑﺮای رﺳﻢ ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿـﺎ VRR ، ﺳـﻪ ﻧﻘﻄـﻪ )a( ،) b ( و )c ( ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از دو ﻣﻘـﺪار ﺣﺎﺷـﻴﻪ رزرو ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه )IRM ( و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺧﺎﻟﺺ ورود ﻣﻨﺒﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺟﺪﻳﺪ )Net CONE ( 9 ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . از ﺗﻼﻗﻲ ﺗﺎﺑﻊ ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ در ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻪ دﺳﺖ آﻳﺪ ﻣﻲ . اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ از ﻧﻘﻄﻪ ﻫﺪف ) ﻧﻘﻄﻪ )b ((ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ اﻳﻦ 1- Generation Resource 2- Demand Resources (DR) 3- Energy Efficiency Resource 4- Qualifying Transmission Upgrade 5- PJM RTO; (2011), "PJM Capacity Market", PJM Manual 18 6- Base Residual Auction 7- Incremental Auctions 8- The Variable Resource Requirement (VRR) curve 9 - Net Cost Of New Entry :ﻫﺰﻳﻨﻪ ورود ﻣﻨﺒﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺟﺪﻳﺪ ﺑﻌﺪ از ﻛﺴﺮ درآﻣﺪ ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 61 ﻣﻔﻬﻮم اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ از ﺣﺎﺷﻴﻪ رزرو ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ﻛﻢ ﺗﺮ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑـﻪ ﺑﻴـﺎن دﻳﮕـﺮ درآﻣﺪی ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺟﺪﻳﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﺷﻮد از ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺧﺎﻟﺺ ورود ﻣﻨﺒـﻊ ﺟﺪﻳـﺪ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ اﺳﺖ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ از اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴـﺖ اراﺋـﻪ ﺷـﺪه در ﺣـﺮاج ﻣﺒﻨـﺎ از ﺣﺎﺷﻴﻪ رزرو ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ﺑﻴﺶ ﺗﺮ اﺳﺖ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ درآ ﻣﺪی ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺟﺪﻳـﺪ اﻳﺠـﺎد ﻣﻲ ﺷﻮد از ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺧﺎﻟﺺ ورود ﻣﻨﺒﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺟﺪﻳﺪ ﻛﻢ ﺗﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .1 ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎیVRR ﺑﺮای ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی PJM و ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘـﻪ ﺑـﺎ » ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل ﻇﺮﻓﻴـﺖ «2 (CETL) ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن رﺳﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد . رﺳﻢ اﻳﻦ ﻧﻤﻮدار ﺑﺮای ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻧﻴﺎزﻣﻨـﺪ ﺗﻌﺮﻳـﻒ اﻟﺰاﻣـﺎت ﭘﺎﻳـﺎﻳﻲ ﺑـﺮای آن ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان 3LDA ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﺷﺪه و ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺮای آن ﻫـﺎ ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺠـﺰا ﺗﻌﻴـﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﻢ اﻛﻨﻮن ﺑﻴﺴﺖ و ﭘﻨﺞ LDA در ﻣﻨﻄﻘﻪPJM وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﺑـﻪ دو ﮔـﺮوه دارای ﻣﺤـﺪوﻳﺖ و ﺑـﺪون ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ .4 ارزش ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ درLDA ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺎ ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل روﺑﻪ رو ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﺑـﺎﻻﺗﺮ ﺑـﻮده و اﻳـﻦ ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻣﺸﻮﻗﻲ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ در آن ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺑﺎﺷﺪ .5 ﺷـﻜﻞ )2 - 21 ( ﺷـﻤﺎﺗﻴﻜﻲ ازLDA ﻫـﺎ ی دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ، LDA ﻫﺎ ی ﺑﺪون ﻣﺤﺪوﻳﺖ ﻣﺴﻴﺮ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻇﺮﻓﻴﺖ در اﻳﻦ ﻣ ﻨﺎﻃﻖ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . Source: Public Utility Commission of Ohio; (2011); Ibid. ﺷﻜﻞ2 - 20 - ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎیVRR در ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎی ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖPJM 1- Sener, A. C., Kimball, S.; (2007), Reviewing progress in the PJM's Capacity Market Structure via the new Reliability Pricing Model 2- Capacity Emergency Transfer Limits (CETL) 3- Local Deliverability Area 4 - ﺑﺮای ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﺤﺪودﻳﺖ و ﻳﺎ ﻋﺪم ﻣﺤﺪودﻳﺖLDAﻫﺎ ﻻزم اﺳﺖ دو ﺷﺎﺧﺺ ﻣﺤﺪود ه اﻧﺘﻘﺎل ﻇﺮﻓﻴﺖ )CETL ( و ﻇﺮﻓﻴﺘﻲ ﻛﻪ ﻻزم اﺳﺖ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﻮد ﺗﺎ ﭘﺎﻳﺎﻳﻲ در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺣﻔﻆ ﺷﻮد (CETO) ، ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺷﻮﻧﺪ . اﮔﺮ در ﻫﺮ LDA ، CETL از15 /1 ﺑ ﺮاﺑﺮ CETO ﻛﻢ ﺗﺮ ﺑﺎﺷﺪ، LDA دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﺳﺖ . 5- Public Utility Commission of Ohio; (2011); ibid. 62 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ Source: Almgren, A., PJM Board of Managers October; (2011), Reliability Pricing Model Overview ﺷﻜﻞ2 - 21 - LDA ﻫﺎ ی دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ، LDA ﻫﺎ ی ﺑﺪون ﻣﺤﺪوﻳﺖ و ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ در اﻳﻦ ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار و ارزش ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻟﺰاﻣﺎ ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﺑﺮاﺑﺮ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ و ﻋﻠﺖ اﻳﻦ رﺧﺪاد ﻣﺎزادی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ در LDAﻫﺎی دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ اﻳﻦ . ﻣـﺎزاد ﺑـﺎ ﻋﻨﻮان » اﻓﺰاﻳﻨﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻨﻄﻘﻪ « ای 1 ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﺷﺪه و ﺑﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴـﺖ در دوره ﻫﺎی ﻗﺒﻞ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺷﻜﻞ )2 - 22 (ﺷﻤﺎﺗﻴﻜﻲ از اﺟﺰای ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻳﻚ از LDA ﻫﺎ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . Source: Public Utility Commission of Ohio; (2011) ﺷﻜﻞ2 - 22 - اﺟﺰای ﺗﺸﻜﻴﻞ دﻫﻨﺪ ه ی ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻌﺪ از ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ ﺣﺪاﻛﺜﺮ 3 ﺑﺎر ﺣﺮاج ﻫﺎی اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺑﺮﮔﺰار ﮔﺮدﻳﺪه و ﻣﺠﺪدا ﺗﺎﺑﻊ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮای آن ﻫـﺎ ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﺑﺮﮔﺰاری ﺣﺮاج ﻫﺎی اﻓﺰاﻳﺸﻲ از اﻳﻦ ﺣﻴﺚ اﻫﻤﻴﺖ دارد ﻛﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ در ﻓﺎﺻﻠﻪ ی 3 ﺳﺎل ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ، ﺗﻌﻬـﺪات ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ دﺳﺘﺨﻮش ﺗﻐﻴﻴﺮ ﮔﺮدﻳﺪه و ﺗﻄﺒﻴﻖ ﻣﺠﺪد آن ﺿﺮوری ﺑﺎﺷﺪ .2 ﺷﻜﻞ )2 - 23 (ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺣﺮاج ﻣﺒﻨﺎ و ﺣﺮاج ﻫﺎی اﻓﺰاﻳﺸﻲ در ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ را ﻧﻤﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . 1- Locational Price Adder 2- Public Utility Commission of Ohio; (2011); Ibid. ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 63 Source: PJM RTO; (2011); PJM Manual 18; Ibid. ﺷﻜﻞ2 - 23 - ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺣﺮاج ﻫﺎی ﺑﺎزار 2 - 3 - 4 - ﻧﻘﺶ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار PJM ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﭘﻴﺶ از اﻳﻦ ﺑﻴﺎن ﺷﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی از ﺳﻬﻢ ﺑﺴﻴﺎر اﻧﺪﻛﻲ در ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق در ﺑـﺎزار PJM ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻟﺬا در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮق PJM ﺗﻤﺎﻳﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﻣﻴﺎن آن ﻫﺎ و ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ از ﻣﻨﻈﺮ ﻧﺤﻮه ی ﻣﺸـﺎرﻛﺖ وﺟﻮد ﻧﺪارد . آﻧﭽﻪ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﺰﻳﺖ ﻧﺴﺒﻲ اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، وﺟﻮد ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از اﻧﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ اﺳـﺖ . ﺑـﺎ وﺟﻮد اﻳﻨﻜﻪ 14 اﻳﺎﻟﺖ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای PJM در ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﻣﺒ ﺎدﻟـﻪ ﺑـﺮق ﻳﻜﭙﺎرﭼـﻪ ﻫﺴـﺘﻨﺪ، اﻣـﺎ اﻳـﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﻤﺴﻮ و ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻧﺒﻮده و اﻫﺪاف ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ را ﺑﺮای ﺧﻮد ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻧﻤﻮده . اﻧﺪ ﺟـﺪول )2 - 15 ( ﻣﻬـﻢ ﺗـﺮﻳﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ را ﺑﻪ ﻃﻮر ﺧﻼﺻﻪ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 15 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻣﻨﻄﻘﻪ PJM RTO اﻧﻮاع ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ) RPS (ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ )REC ( ﺗﺠﺎرت و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ ) ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر )( Cap-and-Trade ( اﻋﺘﺒﺎر ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻨﻔﻌﺖ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﺮای اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ) Public Benefits Funds for Renewable Energy ( ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺮای ﻣﺤﺼﻮل) Output–Based Environmental Regulations ( ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺧﺎﻟﺺ) net metering ( ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ )Feed in Tariffs ( ﻣﺸﻮق ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ از ﻗﺒﻴﻞ اﻣﺘﻴﺎز، وام و اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ) Financial Incentives ( ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻧﺮژی ﭘﺎک) Green Power Partnership ( Source: US Environmental Protection Agency, Website: 64 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 4 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ) اﻧﮕﺴﺘﺎن، وﻟﺰ و اﺳﻜﺎﺗﻠﻨﺪ ( 2 - 4 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻋﺮﺿﻪ ی اوﻟﻴﻦ ﺑﺮق دوﻟﺘﻲ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ، ﻛﻪ ﺻﺮﻓﺎ ﺷﺎﻣﻞ روﺷﻨﺎﻳﻲ ﻣﻌﺎﺑﺮ ﻣﻲ ،ﺷﺪ در ﺳﺎل 1881 اﻧﺠﺎم ﺷـﺪ . در ﺳـﺎل 1921 ، ﺣﺪود480 ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪ ه ی ﺑﺮق در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧ ﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق ﺑﺎ وﻟﺘﺎژﻫﺎ و ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻫﺎی ﻣﺘﻨﻮع ﻣﻲ ﭘﺮداﺧﺘﻨﺪ . ﻗﺎﻧﻮن ) ﻋﺮﺿﻪ ( ﺑﺮق در ﺳﺎل 1926 ، ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻣﺮﻛﺰی ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﻳـﻚ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل ﻣﻠﻲ ، ﺗﺎﺳﻴﻴﺲ ﻛﺮد . اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ وﻟﺘﺎژ 132 ﻛﻴﻠﻮوﻟﺖ ﺗﺎ اواﺳﻂ دﻫ ﻪ ی 1930 ﺗﺎﺣﺪود زﻳﺎدی ﺗﻜﻤﻴﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻫﻤﻴﻦ ﻗﺎ ﻧﻮن در ﺳﺎل 1947 ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ 505 ﻧﻬﺎد ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ را ﻛﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺠﺰا از ﻫﻢ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧـﺪ ﺗﺤـﺖ ﻛﻨﺘﺮل دوﻟﺖ درآورده و ﺎﻫ آن را در 12 دﻓﺘﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺗﺠﻤﻴﻊ ﻧﻤﻮد . ﺑﺮ ﻫﻤﻴﻦ اﺳﺎس ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ و داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺗﻌﺪادی از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪی در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻳﻚ ﺳﺎزﻣﺎن دوﻟﺘﻲ اﻧﺘﻘﺎل ﭘﻴﺪا ﻛﺮد . ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮق در ﺳﺎل 1957 دو ﻧﻬﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﺟﺪﻳﺪ ﺑﻪ ﻧﺎم ﻫﺎی ﻫﻴـﺎت ﻣﺮﻛـﺰی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق 1 ) CEGB ( و ﺷـﻮرای ﺑـﺮق2 را ﺗﺎﺳﻴﺲ ﻧﻤﻮد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺻﻨﻌﺖ ﻋﺮﺿﻪ ی ﺑﺮق )ESI (ﻣﻠﻲ ﺷﺪه ی اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ از وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی زﻳﺮ ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮد : − ﻫﻴﺎت ﻣﺮﻛﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺨﺶ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺑﺮق را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺖ . − ﻫﻴﺎت ﻣﺮﻛﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق، ﻣﺎﻟﻚ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رﻓﺖ . − دﻓﺎﺗﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای دوازده ﮔﺎﻧﻪ، ﺑﺮق را ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﺮده ) ﻋﻤﺪﺗﺎ از ﻫﻴﺎت ﻣﺮﻛﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را آن و ( در ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻮد ﺑﻴﻦ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻮزﻳﻊ ﻣ ﻲ ﻛﺮدﻧﺪ . − ﺷﻮرای ﺑﺮق ﻧﻘﺶ ﻫﻤﻜﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﻋﺮﺿﻪ ی ﺑﺮق )ESI (را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺖ . اﻳﻦ ﺷﻮرا ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن درﻳﺎﻓﺖ ﻫـﺎ، ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎ، و ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺧﺰاﻧﻪ داری ﻣﺸﺨﺺ را اﻧﺠﺎم ﻣﻲ . داد در ﻓﻮرﻳﻪ ی 1988، دوﻟﺖ ﭘﺎدﺷﺎﻫﻲ ﻃﺮح ﺧﻮد را ﺑﺮای ﺗﺠﺪﻳﺪﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ESI ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﻛـﺮد . ﻗـﺎﻧﻮن ﺑـ ﺮق ﺳﺎل 1989 ﻣﻮاﻓﻘـﺖ ﺳـﻠﻄﻨﺘﻲ را در ﺟـﻮﻻی1989 درﻳﺎﻓـﺖ ﻧﻤـﻮد و ﺳـﺎﺧﺘﺎر ﺟﺪﻳـﺪ در31 ﻣـﺎرس1991 اﻋـﻼم ﺷـﺪ . داراﻳﻲ ﻫﺎی ﻫﻴﺎت ﻣﺮﻛﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﭼﻬﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﺟﺎﻧﺸﻴﻦ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﮔﺮدﻳﺪ : − ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ی ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻴﻦ ﻧﺸﻨﺎل ﭘﺎور و PowerGen ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺷﺪﻧﺪ . − ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﻪ Nuclear Electric ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪﻧﺪ . − ﺷﺒﻜﻪ ی ﺳﺮاﺳﺮی ﻣﻠﻲ ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ دو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﻠﻤﺒﻪ ذﺧﻴﺮه ای ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻠﻲ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ3 ) NG (ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی دﻓﺎﺗﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای دوازده ﮔﺎﻧﻪ ﺑﻪ دوازده ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای )RECs ( ﻣﻨﺘﻘﻞ ﺷﺪ ﻛﻪ ﻫﻤﺎن ﻣﻨـﺎﻃﻖ ﻗﺒﻠﻲ را در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﻗﺮار ﻣﻲ دادﻧﺪ . ﺳﻬﺎم اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ در ﭘﺎﻳﺎن ﺳﺎل 1990 ﺑﻪ ﻋﻤﻮم ﻋﺮﺿﻪ ﺷﺪ . 1. Central Electricity Generating Board (CEGB) 2. Electricity Council 3. National Grid Company ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 65 در ﺳﺎل1991 دوﻟﺖ ﭘﺎدﺷﺎﻫﻲ ﺑﺨﺸﻲ ازESI را ﺧﺼﻮﺻﻲ ﻛﺮد و در ﻣﺎه ﻣﺎرس ﺳﺎل1995 ، 40 درﺻﺪ از ﺳـﻬﺎم ﺑـﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ی ﺧﻮد در National Power را واﮔﺬار ﻧﻤﻮد . در ﻣﺎرس ﺳﺎل 2001، اﺑﺰارﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق ﺑﺎ اﻳﺠﺎد ﺗﺮﺗﻴﺒـﺎت ﺟﺪﻳـﺪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق1 ) NETA (اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻳﺎﻓﺖ و ﺣﻮﺿﭽﻪ ی ﺑﺮق2 اﻳﺠﺎد ﮔﺮدﻳﺪ . اﻳـﻦ ﻣﻮاﻓﻘﺘﻨﺎﻣـﻪ ﻫـﺎ ﺑـﺮ ﻣﺒـﺎدﻻت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ ﮔﺮان و ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﻮد . ﭼﻨـﻴﻦ ﻣﺒـﺎدﻻﺗﻲ ﺑـﺎ ﻫـﺪف اﻓـﺰاﻳﺶ ﻛﺎراﻳﻲ و ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻮدن داﻣﻨﻪ ی اﻧﺘﺨﺎب ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺿﻤﻦ ﺣﻔـﻆ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻣﻄﻤـﺌﻦ و اﻣـﻦ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮق، ﻃﺮاﺣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺻﻨﺎﻳﻊ ﺑﺮق اﺳﻜﺎﺗﻠﻨﺪ، اﻳﺮﻟﻨﺪ ﺷﻤﺎﻟﻲ و اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﻛﻪ ﺗﺎ ﻣﺎه ﻣﺎرس ﺳـﺎل 2005 ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻣﺴـﺘﻘﻞ از ﻫـﻢ ﻋﻤـﻞ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ، از آورﻳﻞ ﻫﻤﺎ ن ﺳﺎل ﺑﺎ اﻳﺠﺎد ﻣﻮاﻓﻘﺖ ﻧﺎﻣﻪ ی ﻣﺒﺎدﻟﻪ و اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ3 ) BETTA (ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺟﺰ اﻳﺮﻟﻨﺪ ﺷﻤﺎﻟﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ واﺣﺪ ﻗﺪرت ﺗﺠﻤﻴﻊ ﺷﺪه و ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺮ NG ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻨﺪ .4 2 - 4 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎی اورﭘﺎﻳﻲ، اﻧﺮژی اﻟﻜﺘ ﺮﻳﻜﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ ﺷﺎﻣﻞ ذﻏﺎل ﺳﻨﮓ، ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ، ﺑﺎد، آب و ﻫﺴﺘﻪ ای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺮﺧﻮرداری اﻳﻦ ﻛﺸﻮر از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻓﺮاوان ذﻏﺎل ﺳﻨﮓ ﻣﻮﺟﺐ ﮔﺸﺘﻪ ﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ذﻏﺎل ﺳﻮز ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزﺳﻮز، ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص دﻫﻨﺪ . ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ در ﺳﺎل 2011 ﺣﺪود89115 ﻣﮕﺎوات ﺑﻮده اﺳﺖ . از اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ از ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ ﻳﻦ ﺳـﻬﻢ )77 درﺻـﺪ ( ﺑﺮﺧﻮردارﻧـﺪ و ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﺎ ﺣﺪود 12 درﺻﺪ در رﺗﺒ ﻪ ی ﺑﻌﺪی ﻗﺮار دارﻧﺪ . ﺟﺪول )2 - 16 (ﻇﺮ ﻓﻴﺖ ﻧﺼـﺐ ی هﺷـﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 16 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ی هﺷﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﻣﮕﺎوات و درﺻﺪ ﺷﺮح ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺳﺎﻳﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ ﺟﻤﻊ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه 68352 10663 4289 2767 3084 89115 ﺳﻬﻢ 77 12 5 3 3 100 Source: Digset of United Kingdom Energy Statistics (2012); Department of Energy & Climate Change. London TSO. ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﻣﻼﺣﻈﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ( از ﺳﻬﻢ اﻧـﺪﻛ ﻲ در ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼـﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . 1- New Electricity Trading Arrangement 2- Electricity Pool 3- British Electricity Trading and Transmission Agreement 4- 66 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻃﻲ25 ﺳﺎل ﮔﺬﺷـﺘﻪ از ﺗﻐﻴﻴـﺮات ﻗﺎﺑـﻞ ﺗـﻮﺟﻬﻲ ﺑﺮﺧـﻮردار ﺑـﻮده اﺳـﺖ . در اواﻳـﻞ دﻫـﻪ ی 1980 ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ذﻏﺎل ﺳﻮز ﺑﻴﺶ از 80 درﺻﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺣﺪود 12 درﺻﺪ از ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ . ﻣﺎﺑ ﻘﻲ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﻳﻦ ﻣﻨﻄﻘﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﻮﭼﻚ ﺣﺮارﺗﻲ و ﺑﺮق آﺑﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ . ﺷﺪ ﭘﺲ از آن ﺷﺶ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺴـﺘﻪ ای ﺟﺪﻳﺪ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪ و ﺑﺮﺧﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻗﺪﻳﻤﻲ ﺗﻌﻄﻴﻞ ﺷﺪﻧﺪ . اﻣﺎ اﻣﺮوزه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزﺳﻮز ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ذﻏﺎل ﺳﻮز ﺷﺪه اﻧﺪ ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ در ﺳﺎل 2011 ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزﺳﻮز ﺑﻪ ﺑﻴﺶ از 46 درﺻﺪ رﺳﻴﺪه اﺳﺖ . ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺣﺪود 400 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼـﺐ ﻫـﺮ ﻳـﻚ از ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎ، ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻴﺶ از ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﺎﻳﺮ اﻧﻮاع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎﺳﺖ . ﺟﺪول )2 - 17 ( ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ و ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از آن را ﺎﻫ در ﺳﺎل 2011 ﻧﻤﺎﻳﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 2 - 17 - ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﺳﺎل2010 واﺣﺪ : ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ و درﺻﺪ ﺷﺮح ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺳﺎﻳﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ ﺟﻤﻊ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ 259 69 7/5 7/ 15 4/ 15 8/ 364 ﺳﻬﻢ 71 19 2 4 4 100 Source: Digset of United Kingdom Energy Statistics (2012); ibid. در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺮق ﭘﺎﻳﻪ از ﻣﻨﺎﺑﻌﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ راه اﻧﺪازی آن ﻫ ﺎ ﻧﻴﺎزﻣﻨـﺪ زﻣـﺎن ﻃـﻮﻻﻧﻲ ﺑـﻮده و از ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻛﻤﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﻛﻪ از آن ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ذﻏﺎل ﺳﻮز و ﻫﺴﺘﻪ ای را ﻧﺎم ﺑﺮد . ﺑـﺮ ﻋﻜـﺲ ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق زﻣﺎن ﭘﻴﻚ ، وﺟﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﺎدر ﺑﺎﺷﻨﺪ در زﻣﺎن ﻛﻮﺗﺎه وارد ﻣﺪار ﺷﺪه و از آن ﺧﺎرج ﺷﻮﻧﺪ ﻣﻮرد ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . اﻳﻦ ﻗﺴﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻏﺎﻟﺒﺎ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ ی ﻛﻢ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﺎ ﻻﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . 2 - 4 - 3 - ﻓﻌﺎﻻن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺎزارﻫﺎی دﻧﻴﺎ، در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻴﺰ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ در ﻣﺮاﺣـﻞ ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ﺗﻮﻟﻴـﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل، ﺗﻮزﻳـﻊ و ﻣﺼﺮف ﺣﻀﻮر دارﻧﺪ . ﺗﻤﺎﻣﻲ اﻳﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . اﻳﻦ ﺷﺒﻜﻪ ﻳـﻚ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘ ﻘـﺎل )TS ( 1 وﻟﺘﺎژ ﺑﺎﻻ ﺳﺖ ﻛﻪ وﻇﻴﻔﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق و ﺗﺤﻮﻳﻞ آن ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ) ﺑﺎ وﻟﺘﺎژ ﭘﺎﻳﻴﻦ ( در ﺳﺮ ﺗﺎﺳﺮ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻴﺰ ﺑﺮق درﻳﺎﻓﺘﻲ را ﺑﺮای ﻣﺼﺮف در اﺧﺘﻴﺎر ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . 2 ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻣﺸـﺘﺮﻳﺎن ﺷـﺒﻜﻪ ﺑـﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﺷـﺎﻣﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﺗﻮزﻳـﻊ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن، ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﮔﺮوﻫـﻲ از ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن داﺧﻠﻲ و ﺗﻌﺪاد ﻣﺤﺪودی از ﻣﺸﺘﺮﻳﺎﻧﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ وﺻﻞ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . − ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : اﻳﻦ ﮔﺮوه از ذی ﻧﻔﻌﺎن ﻣﺴﻮول ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺑﺮﻗﺮاری ﺟﺮﻳﺎن ﺑﺮق در ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘـﺎل ﻣﻠـﻲ و ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﺮق ﺗﻮ ﻟﻴﺪی ﻫﻢ از واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن ذﻏﺎل ﺳـﻨﮓ، ﮔـﺎز ﻃﺒﻴﻌـﻲ، ﻓـﺮآو ﻫـﺎ رده ی ﻧﻔﺘـﻲ و 1- Transmission System 2- Elexon;(2009), Imbalance Pricing Guidance ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 67 ﻫﺴﺘﻪ ای ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﻫﻢ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻧـﺮژی ﻫﻤﭽـﻮن آب و ﺑـﺎد . اﻳـﻦ ﺑﺨـﺶ از ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺎ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻴﺶ از 30 ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﻳﻚ ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . − ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : ﻣﺎﻟﻚ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺗﻤﺎﻣﻲ دﻛﻞ ﻫﺎ و ﻛﺎﺑﻞ ﻫﺎﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ وﻇﻴﻔﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق وﻟﺘﺎژ ﭘﺎﻳﻴﻦ از ﻧﻘﺎط ﻋﺮﺿﻪ ی ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ) ﺧﺎﻧﻪ ﻫﺎ و ﻣﺮاﻛﺰ ﺗﺠﺎری ( در ﺳﻄﻮح ﻣﺤﻠﻲ را ﺑﺮ ﻋﻬـﺪه دارﻧﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﻮول ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔ ﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﻣﺮاﺣﻞ اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻛﺎﻣﻼ اﻧﺤﺼﺎری و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . − ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : ﺷﺎﻣﻞ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ وﻇﻴﻔﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ .1 ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﭘﻮل ﺑﺎﺑﺖ ﻋﺒﻮ ر ﺑﺮق از ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺳﺮاﺳﺮی و ﺷـﺒﻜﻪ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ ﻣﺤﻠﻲ ﺗﺎ ﻣﺤـﻞ ﻣﺼـﺮف ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . ﻋﺮﺿـﻪ ﺑـﺮق در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺑﺨـﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺣﻀـﻮر ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺘﻌﺪد از ﺷﺮاﻳﻂ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . 2 - 4 - 4 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮ ه ی اﻧﺠﺎم ﻣﻌﺎﻣﻼت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻬﺎد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی اﻧﺮژی ) دﻓﺘﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔﺎز2 ( در ﺳﺎل1997 ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد داد ﻛﻪ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺳﻪ روش ﻗﺮاردادﻫـﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ آﺗﻲ و ﺳﻠﻒ، ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ی ﻛﻮﺗﺎه ﻣـﺪت و ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠـﺎد ﺗﻌـﺎدل 3 ) BM ( ﺻـﻮرت ﭘـﺬﻳﺮد . اﻳـﻦ ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی از ﻣﺎه ﻣﺎرس ﺳﺎل 2001 آﻏﺎز ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﺮد . ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ از زﻣﺎن ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺗﺎ ﻣﺎه ﻣﺎرس ﺳﺎل 2001 ﺻﺮﻓﺎ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺣﻮﺿﭽﻪ ی اﻧﺮژی ﺑﻮد ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق اﻟﺰاﻣﺎ ﺑﺎﻳﺪ در آن ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ . در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻋﺪم وﺟﻮد ﺑﺎزار ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ اﻣﻜﺎن اﻧﺘﺨﺎب ﻧﺤﻮه و ﻣﻨﺒﻊ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺖ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﻃﻮل ﻫﻤﻴﻦ دﻫﻪ ﺗﻨﻬﺎ ﺑـﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻮﺟﻮد ﻗﺮاردادﻫﺎی CfD ﺑﻮد . از ﻣﺎه ﻣﺎرس ﺳﺎل 2001 ﺑﺎزار ﻣﺸﺘﻘﺎت ﻣﺎﻟﻲ در ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق ﮔﺴﺘﺮش ﭘﻴﺪا ﻛـﺮد و ﻗﺮاردادﻫﺎی آﺗﻲ و ﺳﻠﻒ را ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺎزار ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻧﻴﺰ در ﻫﻤﻴﻦ زﻣﺎن ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺖ ﻛـﻪ ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن را ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﺑﻴﻦ ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺣﻮﺿﭽﻪ ﻣﻲ ﺳﺎﺧﺖ . ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﺣﻮﺿﭽﻪ ﻫـﺎی اﻧـﺮژی در ﺑـﺎزار ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ ﺑـﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﻧﻴـﺰ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن / ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ) ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻋﻤﺪه ( ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ ، ﻣﻘﺪار ﻋﺮﺿﻪ / ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺧﻮد ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ زﻣﺎﻧﻲ ) در اﻳﻨﺠﺎ ﻧﻴﻢ ﺳﺎﻋﺖ ( از روز ﺑﻌﺪ را در ﺣﻮﺿﭽﻪ ﺛﺒﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻫﺮ روز ﺑﻪ 48 واﺣﺪ زﻣﺎﻧﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎی ﻧـﻴﻢ ﺳـﺎﻋﺘﻪ، ﻳـﻚ دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ4 ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﭘﺲ از درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻠﻴﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ ، ﻣﻘﺪار ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش، NG ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻧـﺮم اﻓـﺰار ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف، دﺳﺘﻮرات دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ را ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﺣﺪاﻗﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﺟﺮا ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . 1- 2- Ofgem 3- Balancing Mechanism 4- Settlement Period 68 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﭘﺲ از ﭘﺎﻳﺎن ﻋﻤﻠﻜﺮد، ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪ ﺣﻮﺿﭽﻪ1 را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ از ﺣﺎﺻﻞ ﺟﻤـﻊ ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ . ﺧﺮﻳﺪاران ﻧﻴﺰ ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻓﺮوش ﺣﻮﺿﭽﻪ2 ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﻋﺒﺎرت از ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ ﺣﻮﺿﭽﻪ ﺑﻪ ﻋﻼوه ی ﻳﻚ ﻧﺮخ اﺿﺎﻓﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻌﺪ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻗﺮارداد، NG ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ )SO ( ﻋﺪم ﺗﻌـﺎدل ﺧـﺎﻟﺺ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل3 را ﻣـﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﺪ اﻳﻦ . ارزﻳﺎﺑﻲ از ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ اﺑﻼﻏﻴـﻪ ﻫـﺎی ﻓﻴﺰﻳﻜـﻲ ﻧﻬـﺎﻳﻲ )FPN ( 4 ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺎ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺮای ﻫﺮ دوره ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ . ﺑﺮای ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل، ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺑﺎﻳـﺪ از ﻣﻴـﺰان ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﻣﺼـﺮف ﻣـﻮردﻧﻈﺮ ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﻫﺮ دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ اﻃﻼع داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت ﻗﺒﻞ از ﺷﺮوع دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺑﺮای ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل در ﻟﺤﻈﺎت ﺑﺮوز ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻫﺎی اﺣﺘﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و اﻗﺪام ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺮای ﻣﺘﻌﺎدل ﻧﻤﻮدن ﻣﻴﺰان ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق و اﻃﻤﻴﻨﺎن از اﻣﻨﻴﺖ و ﻛﻴﻔﻴﺖ آن در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل، ﺧـﺪﻣﺎﺗﻲ ﭼـﻮن ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات )Bid/Offer (در ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﺮاز ﻛﻨﻨﺪه و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ اراﺋﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ اﻧﻮاع ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ از ﻣﻨﻈﺮ زﻣﺎﻧﻲ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻪ ﺳﻪ ﺑﺨﺶ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻧﻤﻮد : - ﻗﺮاردادﻫﺎی آ ﺗﻲ و ﺳﻠﻒ ﻗﺒﻞ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻗﺮارداد اﻧﻌﻘﺎد اﻳﻦ ﻗﺮارداد ﻫﺎ از ﺣﺪاﻗﻞ 1 ﺳﺎل ﻗﺒﻞ از زﻣﺎن ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق ﺗﺎ24 ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮای روز ﻣﺸﺨﺺ، ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﻣﺸﺨﺺ و ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺸﺨﺺ اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . ﺷﺮﻛﺖ در اﻳﻦ ﺑـﺎزار ﺑـﻪ ﺻـﻮرت داوﻃﻠﺒﺎﻧـﻪ ﺑـﻮده و اﻋـﻼم ﻗﻴﻤـﺖ ﺿـﺮوری ﻤﻲﻧ ﺑﺎﺷﺪ . ﺣﺠﻢ ﻋﻤﺪه ی ﻣﻌﺎﻣﻼت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ از اﻳﻦ ﻧﻮع ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 5 - ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒ ﻪ ی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻗﺒﻞ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻗﺮارداد اﻳﻦ ﻧﻮع ﻗﺮارداد ﻳﻚﻫﺎ روز ﻗﺒﻞ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﺑﻠﻮک ﻫﺎی اﺳـﺘﺎﻧﺪارد ﺷـﺪه ی اﻧﺮژی ) ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺺ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺑﺮای روز آﺗﻲ ( ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﻗﺮار داد ﻫﺎ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻧﺰدﻳـﻚ ﺑـﻮدن ﺑـﻪ زﻣﺎن ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﻌﻜﺎس واﻗﻌﻲ ﺗﺮی از ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺷﺮﻛﺖ در اﻳﻦ ﻧﻮع از ﻗﺮارداد ﻧﻴﺰ داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺑﻮده و ﺑـﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﭼﻨﺪﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺮﺟﻊ اﻋﻼم ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ .6 1- Pool Purchase Price 2- Pool Selling Price 3- Net Imbalance of Transmission System 4- Final Physical Notifications (FPNs) 5- National Grid;(2006), Market Overview: GB Seven Year Statement 6- National Grid;(2006), Market Overview: GB Seven Year Statement ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 69 - ﻣﻜﺎﻧﻴ ﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﺑﻌﺪ از ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻗﺮارداد )1 ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق ( ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل از زﻣﺎن ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻗـﺮارداد (Gate Closure) ﺗـﺎ زﻣـﺎن ﺗﺤﻮﻳـﻞ ﺑـﺮق )Real Time ( اﺗﻔـﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ و ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ذﻛﺮ ﺷﺪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ آن ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ )NG (اﺳﺖ . ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﻳﻦ ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﻣﺎﻧﻨـﺪ ﺣﺮاج اﺳﺖ ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻓﻌﺎﻻن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸﻲ (BSCs) 1 ،ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ اﺿﺎﻓﻲ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﺷﺪه ﺑـﻪ ﺧـﻮد ) ﻧﺎﺷـﻲ از ﻋﺪم ﺗﻄﺎﺑﻖ ﺑﺎ اﺑﻼﻏﻴﻪ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻧﻬﺎﻳﻲ را ( در ﻗ ﺎﻟﺐ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ )bid وoffer ( ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻋﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺎ وﺟﻮد اﺧﺘﻴﺎری ﺑ ﻮدن ﺷﺮﻛﺖ در ﻣﺮﺣﻠﻪ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﺮازﻛﻨﻨﺪه ، ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ از ﻗـﻮاﻧﻴﻨﻲ ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان ﻗﻮاﻋـﺪ ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﺮاز )BSC ( 2 ، ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂELEXON ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺘﺼﺪی ﻏﻴﺮذﻳﻨﻔﻊ اﺟﺮا ﻣﻲ ﮔـﺮدد، ﭘﻴـﺮوی ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﺗﻐﻴﻴـﺮ و اﻋﻤـﺎل اﺻﻼﺣﺎت در BSC و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗ ﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻗﺮارداد ﻫﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻬﺎ د ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی دﻓﺘﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔﺎ ز ﺻﻮرت ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮد . ﺷﻜﻞ زﻳﺮ ﺷﻤﺎی ﻛﻠﻲ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ را از ﻣﻨﻈﺮ زﻣﺎﻧﻲ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ، ﺑﻴﺶ از 90 درﺻﺪ ﻣﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ) آﺗﻲ، ﺳﻠﻒ و ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ( اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﻣﺎﺑﻘﻲ در ﭼﺎرﭼﻮب ﻣﻜﺎﻧ ﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺴﺘﺮ ﻣﻌﺎﻣﻼﺗﻲ ﻛﻠﻴﻪ ی ﻗﺮارداد ﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ در ﺑـﺎزار ﺑـﻮرس اﻧﺮژی APX-ENDEX اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای آن ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان APX Power UK و ﺑـﺎزار آﺗـﻲ ﺑـﺎ ﻧـﺎم ENDEX Power UK 3 ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . Source: National Grid; (2006), Market Overview: GB Seven Year Statement ﺷﻜﻞ2 - 24 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 1- BSC Parties 2- Balancing and Settlement Code 3- Apx- ENDEX; (2011), Annual Report 2011. :زﻣﺎن ﺑﺎزار ﻗﺮاردادﻫﺎی آﺗﻲ و ﺳﻠﻒ ﺑﺎزار ) ﻣﺒﺎدﻻت ( دو ﺟﺎﻧﺒ ﻪ ی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮان اﻗﺪام ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ اﻋﻼم ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺣﺠﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪ و اراﺋﺔ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﺔ ﻣﻠﻲ )ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ( ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻠﻲ ) ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﭘ ( ﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق را ﺑﺮای ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸﻲ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ و اﻧﺮژی درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﺗﺴﻮﻳﺔ ﺟﺮﻳﺎن ﻧﻘﺪی ﺑﻪ ) دﻟﻴﻞ ﻓﺮاﻳﻨﺪ ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸﻲ اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ ( ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻧﻴﻢ ﺳﺎﻋﺘﻪ ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ 24 ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از ﺗﺤﻮﻳﻞ 70 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 4 - 5 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ و ﺗﺴﻮﻳﻪ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق ﺑﺎ اﺧﺬ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺖﻤﻗﻴ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻋﻤﺪه و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم » ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد « اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺮق در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻳﻚ ﺣﺮاج ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﻴـﺰان ﻫﺰﻳﻨﻪ ای ﻛﻪ در ﺻﻮرت اﻧﺤﺮاف از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻧﻬﺎﻳﻲ اﻋﻼم ﺷﺪه ﺑﺮ آن ﻫ ﺎ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد را ﺑﻪ ﺑﻬـﺮ ه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻋـﻼم ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺷﺎﻣﻞ دو ﺟﺰء Offer وBid ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺑﻪ ﻣﻌﻨـﻲ اﻓـﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻳـﺎ ﻛـﺎﻫﺶ ﺗﻘﺎﺿـﺎ و ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﭘﺲ از درﻳﺎﻓـﺖ و ارزﻳـﺎﺑﻲ ﻛﻠﻴـﻪ ی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﺑـﺮای دوره ﻫـﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ، آن ﻫ ﺎﻳﻲ را ﻛﻪ ﺑﻪ ﺑﻬ ﺘﺮﻳﻦ ﻧﺤﻮ اﻟﺰاﻣﺎت ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﺮآورده ﻣﻲ ﺳﺎزﻧﺪ، ﺑﺮﻣﻲ ﮔﺰﻳﻨﺪ . ﻓﻌﺎﻻن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸﻲ (BSCs) ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل (BMU) 1 10 ﺟﻔﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اراﺋـﻪ دﻫﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﺮ ﺟﻔﺖ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮارد زﻳﺮ اﺳﺖ : ﻗﻴﻤﺖ Offer :ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﻌﺎﻻن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺎ دل ﺑﺨﺸﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ اﻓﺰاﻳﺶ در ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻘﺎﺿـﺎ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ درﻳﺎﻓﺖ دارﻧﺪ . ﻗﻴﻤﺖ Bid :ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﻌﺎﻻن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ ﻛﺎﻫﺶ در ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻳـﺎ اﻓـﺰاﻳﺶ ﺗﻘﺎﺿـﺎ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ دارﻧﺪ . دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ Bid/Offer )ﻧﻴﻢ ﺳﺎﻋﺘﻪ ( داﻣﻨﻪ ی ﺑﺎﻻ و ﭘﺎﻳﻴﻦ اﻧﺮژی ﻛﻪ Bid/Offer ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه را ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﻤﻮده و ﺑـﺮای ﻣﺘﻌـﺎدل ﻧﻤـﻮدن ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧـﺮژی ﺑﺮﺧـﻲ از آن ﻫـ ﺎ را ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮد . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ، ﻣﺮﺣﻠﻪ ﭘﺬﻳﺮش ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات2 ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻳﺠﺎد ﺷﺪه در ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ BMU ﻫـﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات آن ﺎ ﻫ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ اﺑﻼغ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 25 ( ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻳﻚBMU را در ﻳﻚ دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . 1 - واﺣﺪ ﻫﺎی ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎد ل ﻧﻤﺎﻳﺎﻧﮕﺮ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻣﺼﺮف در ﻳﻚ ﻣﻜﺎن ﻣﺸﺨﺺ ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻓﻌﺎﻻن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺎدل ﺑﺨﺸـﻲ، واﺣـﺪﻫﺎی ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل را ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺧﻮد ﻳﺎ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . 2- Bid Offer Acceptance (BOAs) ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 71 Source: Elexon;(2009), Imbalance Pricing Guidance ﺷﻜﻞ2 - 25 - ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻳﻚBMU را در ﻳﻚ دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﻌﺪ از ﺑﺮرﺳﻲ 10 ﺟﻔﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎ د ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﺑﺮای ﻳﻚ دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ی )2 - 26 ( ﺑﻪBMU اﻋﻼم ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻧﻘﻄﻪ 1 : زﻣﺎن00:00 ، 150 ﻣﮕﺎوات ﻧﻘﻄﻪ 2 : زﻣﺎن00:05 ، 195 ﻣﮕﺎوات ﻧﻘﻄﻪ 3 : زﻣﺎن00:25 ، 185 ﻣﮕﺎوات ﻧﻘﻄﻪ 4 : زﻣﺎن00:30 ، 150 ﻣﮕﺎوات 72 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ Source: Elexon;(2009), Imbalance Pricing Guidance ﺷﻜﻞ2 - 26 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ BMU ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اراﺋﻪ ﺷﺪه ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻓﺮآﻳﻨﺪی اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ) وﺟﻮد ﻣﺎزاد ﻋﺮﺿﻪ و ﻳﺎ ﺗﻘﺎﺿﺎ اﻧﺮژی ( ﺑﺮرﺳﻲ ﮔﺮدﻳﺪه و ﺑﺮای رﻓﻊ آن ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎ و درﻳﺎﻓﺖ ﻫﺎ ا ﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ دو وﺿﻌﻴﺖ ﻋـﺪم ﺗﻌـﺎدل ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل وﺟﻮد دارد . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﺎزاد اﻧﺮژی وﺟﻮد داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ ) ﻣﻴﺰان ﻋﺮﺿﻪ از ﻣﻴﺰان ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ ﺑﺎﺷـﺪ ( اﺻـﻄﻼﺣﺎ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻠﻨﺪ1 اﺳﺖ و اﮔﺮ ﻛﻤﺒﻮد اﻧﺮژی وﺟﻮد داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ ) ﻣﻴـﺰان ﺗﻘﺎﺿـﺎ از ﻣﻴـﺰان ﻋﺮﺿـﻪ ﺑـﻴﺶ ﺗـ ﺮ ﺑﺎﺷـﺪ ( اﺻﻄﻼﺣﺎ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻮﺗﺎه2 اﺳﺖ . در ﭘﺎﻳﺎن ﻫﺮ دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﻠﻨﺪ ﻳﺎ ﻛﻮﺗﺎه ﺑﻮدن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷـﺪه و از آن ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻫﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺮای ﻣﺸﺨﺺ ﻧﻤﻮدن ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻛـﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ، ﻣﻴـﺰان ﻋـﺪم ﺗﻌـﺎدل ﻫـﺮ ﻳـﻚ از واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﺠﺎری ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻳﻚ و اﺣﺪ ﺗﺠﺎری ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ از ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮﻗﺮاری ﺗـﻮازن 3 ) BMU (ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ در ﻫﻨﮕﺎم ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ی ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻫﺎ، ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل واﺣﺪ ﺗﺠﺎری در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﻧﻪ ﻫﺮ BMU و ﻟﺬا ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدلBMUﻫﺎ ﺗﺎ ﺣﺪودی ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ را ﺟﺒﺮان ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ اﻣﺎ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل اﻳﻦ دو در ﺳﻄﺢ واﺣـﺪ ﺗﺠﺎری ﻧﻤﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ را ﺧﻨﺜﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﺮای ﻣﺜﺎل اﮔﺮ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﺠﺎری ﺑﺎ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻫﺎی ﻣﻮاﺟﻪ ﺑﺎﺷﺪ : − ﻣﺎزاد50 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ در ﺗﻮﻟﻴﺪ − ﻣﺎزاد50 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ در ﻣﺼﺮف ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻛﻞ ﺳﻴﺴ ﺘﻢ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ ﺻﻔﺮ اﺳﺖ وﻟﻲ واﺣﺪ ﺗﺠـﺎری ﺑﺎﻳـﺪ ﺑـﺮای ﻣﻴـﺰان اﻧﺤـﺮاف 100 ﻣﮕـﺎوات ﺳـﺎﻋﺖ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﺪ . 1- Long System 2- Short System 3- Balancing Mechanism Unit ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 73 ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﻪ دو ﺟﺰء ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺳﻴﺴﺘﻢ1 و ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ2 ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد : − ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺳﻴﺴﺘﻢ : ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﺠﺎری در ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ و ﻣﺼﺮف ﻛـﻢ ﺗـﺮ از ﻣﻴـﺰان ﻗـﺮا ردادش ﺑﺎﺷﺪ، ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺮژی ﻣﺎزاد ﺧﻮد را ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮﺳﺎﻧﺪ . − ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ : زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﺠﺎری در ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻢ ﺗﺮ و ﻣﺼـﺮف ﺑـﺎﻻﺗﺮ از ﻣﻴـﺰان ﻗـﺮاردادش ﺑﺎﺷﺪ، ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎﺑﺖ اﺧﺘﻼف اﻧﺮژی، ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﺪ . اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺣﺠﻢ و ﻗ ﻴﻤﺖ، Bid ﻫﺎ وOfferﻫﺎی ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷـﺪه در ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﺗﺮازﻛﻨﻨـﺪه و ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻓﺮوش و ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ در دو وﺿﻌﻴﺖ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺳﻴﺴـﺘﻢ و واﺣـﺪ ﺗﺠـﺎری ) ﺑﻠﻨﺪ و ﻛﻮﺗﺎه ( ، از دو روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﺻﻠﻲ و ﻣﻌﻜﻮس اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺳﻴ ﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل در وﺿﻌﻴﺖ ﺑﻠﻨﺪ ) اﻧﺮژی ﻣﺎزاد ( ﺑﺎﺷﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﻓـﺮوش ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری اﺻﻠﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻣﻌﻜﻮس ﺑﻪ ﻛﺎ ر ﺑﺮده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺮ ﻋﻜﺲ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل در وﺿـﻌﻴﺖ ﻛﻮﺗﺎه ) اﻧﺮژی ﻧﺎﻛﺎﻓﻲ ( ﻗـﺮار داﺷـﺘﻪ ﺑﺎﺷـﺪ، ﻗﻴﻤـﺖ ﺧﺮﻳـﺪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری اﺻـﻠﻲ و ﻗﻴﻤـﺖ ﻓـﺮوش ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻣﻌﻜﻮس اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺷﻜﻞ )2 - 27 ( ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ﭼﮕﻮﻧﮕﻲ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺎ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﺠﺎری ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از روش ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﺻﻠﻲ و ﻣﻌﻜﻮس را ﻧﻤﺎﻳﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻮﺗﺎه ﺑﻠﻨﺪ SSP )ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﻜﻮس ( SSP )ﻗﻴﻤﺖ ا ﺻﻠﻲ ( ﺑﻠﻨﺪ ﻋﺪم ﺗﺮاز واﺣﺪ ﺗﺠﺎری SBP )ﻗﻴﻤﺖ اﺻﻠﻲ ( SBP )ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﻜﻮس ( ﻛﻮﺗﺎه ﺷﻜﻞ2 - 27 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺎ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﺠﺎری ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮآوردﺷﺪه از روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﺻﻠﻲ، ﻗﻴﻤﺖ اﺻﻠﻲ ﻋﺪم ﺗﺮاز اﻧﺮژی3 و ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮآوردﺷﺪه از روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔـﺬاری ﻣﻌﻜﻮس، ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﻜﻮس ﻋﺪم ﺗﺮاز اﻧﺮژی4 ﻧﺎﻣﻴﺪ ه ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻗﻴﻤﺖ اﺻﻠﻲ ﻋﺪم ﺗﺮاز اﻧﺮژی از ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل ﺗﻮﺳﻂ SO در دوره ی ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻌﻜﻮس ﻋﺪم ﺗﺮاز اﻧﺮژی از ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ ﻛـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺎزار ﻧﻴﺰ ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻨﻌﻜﺲ ﻛﻨﻨﺪه ی ﻣﺒﻠﻐﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﺠﺎری در ﺻﻮرت ﺧﺮﻳ ﺪ ﻳﺎ ﻓﺮوش ﻋﺪم ﺗﺮاز ﺧﻮد در ﺑﻮرس ﺑﺮق ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﻪ دﺳﺖ آورد .5 1- System Sell Price (SSP) 2- System Buy Price (SBP) 3- Main Energy Imbalance Price 4- Reverse Energy Imbalance Price 5- ELEXON (2009); Imbalance Pricing Guidance: A Guide to Electricity Imbalance Pricing in Great Britain. P. 11-13. 74 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 2 - 4 - 6 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ذﻛﺮ ﺷﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺳﻬﻢ اﻧﺪﻛﻲ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، در اﻳـﻦ ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ اﻏﻠﺐ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ) ﺑﻪ ﺧﺼـﻮص ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴـﺎس ( ﻣﺸـﻤﻮل ﻗـﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘـﺮرات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ دو ﻣﺴﺎﻟﻪ اﺳﺎﺳﻲ ﺗﻌﺪﻳﻞ ﺗﻐﻴﻴـﺮات آب و ﻫـﻮا و ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ ﻋﺮﺿﻪ اﻧﺮژی ﺗﻼش دارد ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﺳﻬﻢ اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪ ﻳﺪﭘﺬﻳﺮ را اﻓﺰاﻳﺶ دﻫﺪ . ﺿﺮورت ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺑﺨﺸﻲ از اﻳﻦ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎ از ﺗﻮاﻓﻘﺎت ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺎ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺣﺎﺻﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫـﺪف ﮔـﺬاری اﺗﺤﺎدﻳﻪ ﻣﺬﻛﻮر در ﺳﺎل 2007 ، 20 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﻣﺼﺮف اﻧﺮژی اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ) در ﻣﺼﺎرف ﺑﺮق، ﮔﺮﻣﺎ و ﺣﻤـﻞ و ﻧﻘـﻞ ( ﺗـﺎ ﺳـﺎل 2020 ﺑﺎﻳﺪ از اﻧﺮژی ﻫ ﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﮔﺮدد . ﺳﻬﻢ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ در اﻳﻦ ﻣﻴﺎن 15 درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ 32 درﺻـﺪ از آن ﺑﺎﻳـﺪ در ﺑﺨﺶ ﺑﺮق ﺣﺎﺻﻞ ﮔﺮدد . ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻫﺪف، ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ از ﺷـﻴﻮه ﻫـﺎی ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮﻧﻲ ﺑـﺮای ارﺗﻘـﺎی اﺳـﺘﻔﺎده از اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ 1 ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ د ر ﺟﻬـﺖ اﻓـﺰاﻳﺶ اﺳـﺘﻔﺎده از اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ اﻋـﻢ از ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 18 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ ﻫﻔﺖ ﺑﻪ ﺗﻔﺼﻴﻞ ﺑﻪ آن ﻫﺎ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﺟﺪول 2 - 18 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ اﻧﻮاع ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻄﺢ ﺣﻤﺎﻳﺖ دﺳﺘﻮر ﺗﻌﻬﺪات اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ) ROO (ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ )ROC ( ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ) Feed-in Tariff ( از ﺗﺮ ﻛﻢ5 ﻣﮕﺎوات ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ (LECs) 2 ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا ﻃﺮح ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ )Tender scheme ( _ ﺳﻮﺑﺴﻴﺪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری (grant) _ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای _ Source: 2 - 5 - ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻛﺎﻧﺎدا ﻳﻚ د وﻟﺖ ﻓﺪراﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ از 10 اﺳﺘﺎن ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻗـﺎﻧﻮن اﺳﺎﺳـﻲ اﻳـﻦ ﻛﺸـﻮر، ﻫـﺮ ﻳـﻚ از اﺳﺘﺎن ﻫﺎ ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ ﻫﺎی ﺣﻘﻮﻗﻲ ﮔﺴﺘﺮده ای در ﺑﺴﻴﺎری از ﺣﻮزه ﻫﺎی ﻛﻠﻴﺪی ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺑﺨﺶ ﺑﺮق و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻃﺒﻴﻌﻲ از آن ﺟﻤﻠﻪ . اﻧﺪ ﻟﺬا، ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺎﻧﺎدا از اﺑﺘﺪا ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻛـﺎﻣﻼ اﺳـﺘﺎﻧﻲ ﺳـﺎزﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺷـﺪه ﻛـﻪ ﺑﻌﻀـﺎ ﺗﻔـﺎوت ﻫـﺎی ﭼﺸﻤﮕﻴﺮی ﺑﻴﻦ اﺳﺘﺎن ﻫﺎ در اﻳﻦ ﺣﻮزه وﺟﻮد دارد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات اﻳﻦ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﻪ ﺻـﻮرت ﻓـﺪراﻟﻲ، اﺳﺘﺎﻧﻲ، ﺷﻬﺮی و ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺑﻮﻣﻲ ﻧﺸﻴﻦ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑـﺮق ﻛﺎﻧـﺎدا ﺷـﺎﻣﻞ آﻟﺒﺮﺗـﺎ، اوﻧﺘـﺎرﻳﻮ، ﻛﺒـﻚ و ﺑﺮﻳﺘﻴﺶ ﻛﻠﻤﺒﻴﺎ اﺳﺖ و ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻨﺎﻃﻖ و اﺳﺘﺎن ﻫﺎ از ﺳﺎﺧﺘﺎری اﻧﺤﺼﺎری و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑـﺮق 1- Department for business Enterprise & regulatory Reform (BERR), (2008), "UK Renewable Energy Strategy" 2- Levy exemption certificate ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 75 اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و آﻟﺒﺮﺗﺎ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎ از ﺳﺎﺧﺘﺎری رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺮ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺮق در ﭼﻨﻴﻦ ﺳﺎﺧﺘﺎری ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ .1 از ﻣﻴﺎن دو ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و آﻟﺒﺮﺗﺎ، ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﺮای اﻧﺠﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ﺑﺮﮔﺰﻳﺪه ﺷﺪه اﺳﺖ ﭼﺮا ﻛـﻪ در ﻛﻨـﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق از ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻓﻌﺎﻟﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . 2 - 5 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽ ﻪ ی ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ دوﻟﺖ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ در اواﺧﺮ ﺳﺎل 1995 ﻛﻤﻴﺘﻪ ای ﻣﺸﻮرﺗﻲ را ﺑﺮای اﻧﺠﺎم ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت در زﻣﻴﻨﻪ ی ﺗﺤﻮل ﺳﻴﺴ ﺘﻢ ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ و اﻳﺠﺎد رﻗﺎﺑﺖ در آن ﻣ ﻨﺼﻮب ﻛﺮد . در ﺳﺎل 1996 اﻳﻦ ﻛﻤﻴﺘﻪ ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﺳـﺎﺧﺘﺎر ﺷـﺮﻛﺖ Ontario Hydro ) ﻛـﻪ ﺗـﺎ آن زﻣـﺎن اﻧﺤﺼﺎر ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ را در دﺳﺖ داﺷﺖ ( و ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل را ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻧﻤﻮد . اﻳﻦ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﻪ از اﻳﺠﺎد ﻳﻚ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ آﻏﺎز ﻣﻲ ﺷﺪ ﻧﻬﺎ ﻳﺘﺎ ﺑﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻳﻚ ﺑﺎزار ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻣﻨﺠﺮ ﻣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺗﺎ ﺳﺎل 1998 Ontario Hydro ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺷﺮﻛﺖ دوﻟﺘﻲ، ﺑﺮ ﺑﺨﺶ ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺴﻠﻂ ﻛﺎﻣﻞ داﺷﺖ ﻛـﻪ ﻋـﻼوه ﺑـﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻴﺶ از 90 درﺻﺪ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﻨﻄﻘﻪ ) اﺳﺘﺎن ( و ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮازن ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﺳﺮاﺳـﺮی، ﻣﺎﻣﻮرﻳـ ﺖ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق در ﻣﻨﺎﻃﻖ دوراﻓﺘﺎده و روﺳﺘﺎﻳﻲ را ﻧﻴﺰ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺖ . دوﻟﺖ اﺳﺘﺎﻧﻲ ، اﻧﺤﺼﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺬﻛﻮر را ﺑﺎ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﻗﺎﻧﻮن ﺑـﺮق در ﺳـﺎل 1998 در ﻫـﻢ ﺷﻜﺴـﺖ و در اول آورﻳـﻞ ﺳـﺎل 1999 را آن ﺑﻪ ﭘﻨﺞ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺠﺰا ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻛﺮد . ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان اوﻧﺘﺎرﻳﻮ )OPG ( 2 : ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ی و اداره ی اﻣﻮر ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ، ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ و ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ Ontario Hydro را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ﮔﺮﻓﺖ . ﺷﺮﻛﺖ Hydro One :ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺗﺒﻣﺮ ﺎﻂ ﺑ اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ روﺳﺘﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ وﻇﻴﻔﻪ ی اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻣﻨـﺎﻃﻖ دور اﻓﺘﺎده ﺑﺮ ﻋﻬﺪه اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻬﺎده ﺷﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴ ﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮق )IESO ( 3 : IESO ﻣﺴﻮول ادار ه ی ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و راﻫﺒﺮی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار از ی ی ﻪﺷﺒﻜ اﻧﺘﻘﺎل آن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻣﻮﺳﺴ ﻪ ی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ )OEFC ( 4: ﺳﺎﻳﺮ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻫﺎ و داراﻳﻲ ﻫﺎی Hydro Ontario، ﺷﺎﻣﻞ ﺑﺪﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧـﺪه از ﻗﺒﻞ، ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی OEFC ﻧﻬﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﻮﺳﺴﻪ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣﺴﻮول اﺟﺮا و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻏﻴـﺮ ﻫﻤﮕـﺎﻧﻲ )NUG ( 5 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Blake, Cassels & Graydon LLP., "Overview of Electricity Regulation in Canada", 2- Ontario Power Generation Inc. 3- Independent Electricity System Operator 4- Ontario Electricity Financial Corporation 5- Non-Utility Generation 76 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﺴﻮول اﻳﻤﻨﻲ ﺑﺮق )ESA ( 1 : ESA ﻣﺴﻮول وﺿﻊ داﻣﻨ ﻪ ی ﮔﺴﺘﺮده ای از ﻣﻘﺮرات در زﻣﻴﻨ ﻪ ی اﺻﻮل ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ی ﻣـﺮﺗﺒﻂ »ﺑﺎ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎ و اﺻﻮل ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه و ﻳﺎ در ﺣﺎل اﺳﺘﻔﺎده در زﻣﻴﻨ ﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل، ﺗﻮزﻳـﻊ، ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ و ﻳـﺎ اﺳﺘﻔﺎد ه ی ﺑﺮق در اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻣﻲ « ﺑﺎﺷﺪ .2 ﺑﺎ ﭼﻨﻴﻦ ﻣﻘﺪﻣﺎﺗﻲ، ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ در ﻣﺎه ﻣﻲ ﺳﺎل 2002 آﻏﺎز ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﺮد . اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺷـﺎﻣﻞ ﺑـﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ و ﻳﻚ ﺑﺎزار ﺣﻖ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺎﻟﻲ )FTR ( 3 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - 5 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻣﻨﻄﻘﻪ ی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﭼﻮن ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ، ﻫﺴـﺘﻪ ای و ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻛﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ در اﻧﺘﻬﺎی ﺳﺎل 2011 ﺣﺪود35858 ﻣﮕﺎوات اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎی ﻫﺴـﺘﻪ ای ﺑـﺎ 2/ 36 در ﺻﺪ، ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﻧﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﮔﺎزی و ﺑﺮق آﺑﻲ در رﺗﺒﻪ ﻫـﺎی ﺑﻌـﺪی ﻗـﺮار دارﻧـﺪ . ﺟـﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 19 (ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﺎزار را ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﭘﺎﻳﺎن ﺳﺎل 2011 ﻧﺸﺎن ﻣﻲ . دﻫﺪ ﺟﺪول 2 - 19 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﻞ ﻧﺼﺐ ی هﺷﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه د ﻫﺎ ر ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﻣﮕﺎوات و درﺻﺪ ﺷﺮح ﻫﺴﺘﻪ ای ﮔﺎزی ذﻏﺎل ﺳﻮز ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺳﺎﻳﺮ ) ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ ( ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ 12998 9987 3293 7939 1511 122 35858 ﺳﻬﻢ 2/ 36 9/ 27 2/9 2/ 22 2/4 3/0 100 Source: IESO Formal Website: در ﺳﺎل2011 ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻛﻞ ﺑﺮق در اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺣﺪود141.5 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮد ﻛﻪ ﺑـﻴﺶ از ﻧﻴﻤـﻲ از آن ﺗﻮﺳـﻂ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ، ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺮﺧﻮردار ی ﻣﻨﻄﻘﻪ از ﻣﻨﺎﺑﻊ آﺑﻲ ﻓﺮاوان و ﻋﻠﻲ رﻏﻢ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼﺐ ﻛﻢ ﺗﺮ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ) ﮔﺎزی و ذﻏﺎل (ﺳﻮز ، از ﻣﻨﻈﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در رﺗﺒﻪ ی دوم ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ ﺟﺪول ﺷﻤﺎر ه ی )2 - 20 (ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ و ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از در ﺎﻫ آن ﻛﻞ ﻣﻨﻄﻘﻪ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 2 - 20 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ و درﺻﺪ ﺷﺮح ﻫﺴﺘﻪ ای ﮔﺎزی ذﻏﺎل ﺳﻮز ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺳﺎﻳﺮ ) ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ ( ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 2/ 79 2/ 21 2/4 1/ 31 2/4 5/1 4/ 141 ﺳﻬﻢ 56 15 3 22 3 1 100 Source: Hydro Ottawa: Ontario Electricity Generation; 1- Electrical safety Authority 2- Blake, Cassels & Graydon LLP., ibid. 3- Financial Transmission Rights ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 77 2 - 5 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺷﺎﻣﻞ ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ زﻣﺎن ﺣ ﻘﻴﻘـﻲ اﻧـﺮژی و رزرو ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری و ﻳﻚ ﺑﺎزار ﺣﻖ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺎﻟﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮق ﺳﺎل 2004، ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑـﺮ ﻋﻬـﺪه ی IESO ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﺷﺪ . در ﭼﺎرﭼﻮب ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺷﺮﻛﺖ Hydro One ﻛﻪ ﻳﻚ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﺎﻣﻼ دوﻟﺘﻲ اﺳﺖ، ﻋﻤـﺪه ﺗـﺮﻳﻦ ﺷـﺮﻛﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣ ﺎﻟﻚ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود و ﻫﻴﺎت اﻧﺮژی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ )OEB ( 1 ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ را ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق ﻧﻴﺰ ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻤﻴﻦ ﻫﻴﺎت ﻫﻤﭽﻨﺎن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ 91 ﺷـﺮﻛﺖ ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﺤﻠﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮق را ﺑﻴﻦ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺮد ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .2 ﻃﺮف ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق اﺳﺘﺎن ﻛﻪ از اﻣﻜﺎن ارﺗﺒﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮﺧﻮردارﻧـﺪ، ﺑﺎﻳـﺪ در ﺑـﺎزار ﺑـﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﻃﺮف ﻫﺎ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﺻﻨﺎﻳﻊ ﺑﺰرگ و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﺤﻠـﻲ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﺘﺼﻞ ﻫﺴﺘﻨﺪ ، ﻗﺎدر ﺑﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار و ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪ / ﻓـﺮوش اﻧـﺮژی از ﻃﺮﻳـﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮارداد ﺑﺎ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﺎن ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﮔﻨﻨﺪﮔﺎن دﻳﮕﺮی ﻧﻴﺰ ﺑﺪون ارﺗﺒﺎط ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺎزار ﺣﻀـﻮر دارﻧﺪ از ﺟﻤﻠﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮان و ﻳﺎ واﺳﻄﻪ ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ واردات / ﺻﺎدرات اﻧﺮژی از اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ، ﻛـﻪ ﻣﻤﻜـﻦ اﺳـﺖ در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻲ و ﻳﺎ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ اﻗﺪام ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش اﻧﺮژی در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ اراﺋﻪ ی ﮔﺰارش اﻳﻦ ﻧﻮع ﻗﺮاردادﻫﺎ ﺑﻪ IESO ﻟﺰوﻣﻲ ﻧﺪارد زﻳﺮا در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳـﺰی و ارﺳـﺎل ﺑـﺮق ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ﻣـﻮرد ﺗﻮﺟـﻪ ﻗـﺮار ﻧﻤﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﻗﺮاردادﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺳﻬﻢ ﺑﺴﻴﺎر اﻧﺪﻛﻲ از ﻛﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق را در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑـﺎ ﺳـﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫـﺎ، ﺑـﻪ ﺧـﻮد اﺧﺘﺼـﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ .3 ﻣﺸــﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨــﺪﮔﺎن ﺑــﺎزار ﻫﻤﭽﻨــﻴﻦ در دو ﮔــﺮوه Dispatchable وNon-dispatchable دﺳــﺘﻪ ﺑﻨــﺪی ﻣــﻲ ﺷــﻮﻧﺪ . ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎ ن Dispatchable ﺑﻪ ﻃﻮر ﻓﻌﺎل در ﺑﺎزار ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ و دﺳﺘﻮرات ارﺳﺎل اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺷـﺒﻜﻪ را ﻫـﺮ ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ﺑﺮای رﺳﻴﺪن ﺑﻪ ﺳﻄﺢ ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻣﺼـﺮف درﻳﺎﻓـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . ﺑـﺮ ﻋﻜـﺲ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن Non- dispatchable ﺑﺎزار » ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮ «4 در ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺣﺴﺎب ﻣﻲ آﻳﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼ ﺮف ﺑﺮق در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑـﺖ آن در ﺳﻄﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻏﺎﻟﺐ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ را ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮﻧﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻮان ﭘﻴـﺮوی از دﺳـﺘﻮرات IESO را دارﻧـﺪ ﺑﺎﻳـﺪ ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Dispatchable ﺛﺒﺖ ﺷﻮﻧﺪ درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻣﺎﺑﻘﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان Non-dispatchable ﺛﺒﺖ ﮔﺮدﻧ . ﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Non-dispatchable ﻳـﺎ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻣﻘﻴـﺎس ﻛﻮﭼـﻚ ) ﻛـﻢ ﺗـﺮ از 10 ﻣﮕـﺎوات ( ﻣﺎﻧﻨـﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ، و ﻳﺎ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻣﺘﻨﺎوب ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻣﺰارع ﺑﺎدی، ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی زﻣـﺎﻧﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫﺎﻳﺸـﺎن را 1- Ontario Energy Board 2- Zareipour, Hamidreza, et al., (2007), The Operation of Ontario’s Competitive Electricity Market: Overview, Experiences, and Lessons, p. 2. 3- Zareipour, Hamidreza, et al., (2007), ibid. p.2. 4- Price Takers 78 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺧﻮد ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . در ﺳﻤﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺎرﻫﺎی ﺑﻴﺶ از 1 ﻣﮕﺎوات و ﺑﺎرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻣﻜﺎن ﭘﻴـﺮوی از دﺳـﺘﻮرات ﭘﺨـﺶ ﺑـﺎر1 IESO را دارﻧﺪ، اﺟﺎزه دارﻧﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺎرﻫﺎیDispatchable ﺛﺒﺖ ﺷﻮﻧﺪ . ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری در اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﺮ ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﺴـﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ﻫﺎ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ آن ﻗﻴﻤﺖ ﺳـﺎﻋﺘﻲ اﻧـﺮژی اوﻧﺘـﺎرﻳﻮ 2 ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻣﺎﻟﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار در ﻣﻮرد ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Dispatchable ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Non-dispatchable ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ اﻧﺮژی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘ ﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . 2 - 5 - 4 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ و ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ- ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮای روز ﭘﺨﺶ ﺑـﺎر ﺑﺎﻳـﺪ ﺑـﻴﻦ ﺳـﺎﻋﺖ 6:00 و11:00 روز ﻗﺒـﻞ از ارﺳﺎل ﻧﺰد IESO ﺛﺒﺖ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺗﺎ دو ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺎﻧﺪه ﺑـﻪ ﭘﺨـﺶ ﺑـﺎر ﺑـﺪون ﻫـﻴﭻ ﮔﻮﻧـﻪ ﻣﺤـﺪو دﻳﺘﻲ ﺑﺎزﻧﮕﺮی ﻛﺮد . ﻴﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات را ﻣﻲﺑﻪ ﻋﻼوه، ﻛﻤ ﺗﻮان ﺗﺎ ده دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺳـﺎﻋﺖ ارﺳـﺎل ) در ﻣـﻮرد ﺻـﺎدرات و واردات 60 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎﻋﺖ ارﺳﺎل ( ﺑﺎ اﺟﺎزه ی IESO ﻣﻮرد ﺗﺠﺪﻳـﺪﻧﻈﺮ ﻗـﺮار داد . ﭘـﺲ از درﻳﺎﻓـﺖ ﻛﻠﻴـﻪ ی ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات، ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ی ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﺑﺎزار از ﻃﺮﻳﻖ ﻧﺮم اﻓﺰار ﺗﻌﻴ ﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﭘﺨﺶ ﺑﺎر )DSPS ( 3، اﺟﺮا ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ اﺟﺮا در دو ﻣﺮﺣﻠـﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 1 - ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر4: از ﺳﺎﻋﺖ11:00 روز ﻗﺒﻞ، ﻧﺴﺨﻪ ی ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر DSPS ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه از روز ﻗﺒﻞ و 24 ﺳﺎﻋﺖ روز ﭘﺨﺶ ﺑﺎر، اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ اﺟﺮا داﻣﻨﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ 37 ﺳﺎﻋﺖ ) از ﺳﺎﻋﺖ 11:00 روز ﻗﺒﻞ از ارﺳﺎل ﺗﺎ ( 14:00 ﺳﺎﻋﺖ ) از ﺳﺎﻋﺖ 10:00 روز ارﺳﺎل ( را ﭘﻮﺷﺶ ﻣﻲ دﻫﺪ و دﻳﺪی اوﻟﻴﻪ از ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی آﺗﻲ را ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ دﻫﺪ . ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﭘﺲ از ﺳﺎﻋﺖ 11:00 روز ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺎی ﺑـﺎ زﻧﮕﺮی ﺷـﺪه ی ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪﻫﻲ روز ﻗﺒﻞ و ﻳﺎ روز ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ، ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺎت 11:00 روز ﭘﺨـﺶ ﺑﺎر ﻛﻪ روز ﻗﺒﻞ از ارﺳﺎل ﻓﺮدای آن روز ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی اﻧﺮژی و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎزار در ﻫﺮ اﺟﺮای ﻧﺮم اﻓـﺰار ﺑﻬﻴﻨـﻪ ﻳـﺎﺑﻲ ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر در اﻧﺘﻬ ﺎی ﻫﻤﺎن ﺳﺎﻋﺖ و ﻳﺎ در ﻃﻮل ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻌﺪ ﺑﻼﻓﺎﺻﻠﻪ در دﺳﺘﺮس ﻋﻤﻮم ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 1- Dispatch Instructions 2- Hourly Ontario Energy Price (HOEP) 3- Dispatch Scheduling and Pricing Software 4- Pre-dispatch ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 79 ﺷﻜﻞ2 - 28 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺟﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ی ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر 2 - زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ : در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ، ﻧﺴﺨﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻧﺮم اﻓﺰار DSPS ﻫﺮ ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ﻳﻚ ﺑﺎر ﺑﺮای ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤـﺖ، ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ی زﻣ ﺎﻧﻲ و دﺳﺘﻮرات ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﺑﺮای ﻫﺮ ﺑﺎزه اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻫﺎی » ﻏﻴﺮﻣﻘﻴﺪ «1 و » ﻣﻘﻴﺪ «2 در ﺷﺮوع ﻫـﺮ ﺑـﺎزه ی زﻣـﺎﻧﻲ آﻏﺎز ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار اﻧﺮژی و ذﺧﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﻴﺰ » ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴـﺪ « را ﺑﺮای ﻫﺮ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣ ﺼﺮف و ﻋﺮﺿﻪ ی زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ و ﻗﻴﻤﺖ-ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎ ﺑـﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪه، را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﻗﺒﻠﻲ را در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﻗﻴﻤﺖ و ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزار را ﺑﺮای آن ﺑﺎزه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻣﻘﻴﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ و دﺳﺘﻮرات ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﻧﻬﺎﻳﻲ را ﺑﺮای ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ آﺗﻲ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر، ﻣﻘﺪار ﺗﻘﺎﺿﺎ را در ﺑﺎزه ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﻌﺪی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﺮای ﭘﺎﺳﺦ ﮔﻮﻳﻲ ﺑـﻪ آن ﻣﻴـﺰان ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی داده ﺷﺪه، ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻮﻧﻲ ﻣﻨـﺎﺑﻊ، ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻠﻔـﺎت ﺷـﺒﻜﻪ را ﻣﺸـﺨﺺ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ .3 در ﻧﻬﺎﻳﺖ، ﺑﺎزار از ﻧﻈﺮ ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﮕﺎوات ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف واﻗﻌﻲ و ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ، ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 1- Unconstrained Algorithm 2- Constrained Algorithm 3- Zareipour, Hamidreza, et al., (2007), ibid. p.3. 6:00 11:00 12:00 13:00 ﺛﺒﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ-ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﺸﺎر ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ و ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ زﻣﺎﻧﻲ اوﻟﻴ ﻪ ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﺑﺮای 37 ﺳﺎﻋﺖ آﻳﻨﺪه ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ و ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﺗﺠﺪﻳﺪﻧﻈﺮ ﺷﺪه ﻛﻪ ﺑﻼﻓﺎﺻﻠﻪ ﺑﻌﺪ از ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ روز ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر روز ﭘﺨﺶ ﺑﺎر 14:00 14:35 14:40 14:45 15:00 24:00 24:00 ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ای ﺑﺮای 12هﺑﺎز زﻣﺎﻧﻲ در ﻃﻮل ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ اﻧﺮژی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻼﻓﺎﺻﻠﻪ ﭘﺲ از آن ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد 80 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺷﻜﻞ2 - 29 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی اﺟﺮای ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ی ﭘﺨﺶ ﺑﺎر زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار اﻧﺮژی و رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری د و ﻧﺴﺨﻪ ی ﻣﺘﻔـﺎوت از اﻟﮕـﻮرﻳﺘﻢ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴـﺪ در ﺣﺎﻟـﺖ ﻗﺒـﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر )Pre-dispatch ( و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ )Dispatch (ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻔﺎوت ﺑﻴﻦ اﻳﻦ دو ﻧﺴـﺨﻪ ﻋﻤـﺪﺗﺎ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﭼﺎرﭼﻮب زﻣﺎﻧﻲ و ﻧﻮع ورودی ﻫﺎی ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ اﻣﺎ اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻫﺎی اﺻﻠﻲ ﻳﻜﺴﺎن ﺑﺎﻗﻲ ﻣﻲ ﻣﺎﻧﻨﺪ . در ﺣ ﺎﻟﺖ ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر، IESO ﻛﻞ ﺗﻘﺎﺿﺎیNon-dispatchable اوﻧﺘﺎرﻳﻮ را ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻛﺮده و ﻣﻴﺰان ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻗﺎﺑـﻞ ﻋﺮﺿـﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن Non-dispatchable را ﺑـﺮای ﺳـﺎﻋﺖ ﭘﺨـﺶ ﺑـﺎر ﺑـﺮآورد ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﺳـﭙﺲ ﺑﺎرﻫـﺎی ﻣﺼـﺮﻓﻲ و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ را ﻛﻪ ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار، اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮ د را ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﻳﺎ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ، ﻓﺮا ﻣﻲ ﺧﻮاﻧﺪ . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ، ﻣﻴﺰان ﺗﻘﺎﺿﺎی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ای ﻛﻪ ﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﻗﻴﻤﺖ اﺳـﺖ ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤـﺖ ﺧﺮﻳـﺪ در ﻣﺎﮔﺰﻳﻤﻢ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار )MMCP ( و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪNon-dispatchable ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ی ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻓﺮوش اﻧﺮژی در ﻣﺎﮔﺰﻳﻤﻢ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار درﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﺣﺎﻟﺖ زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ اﻣﺎ ﭼﺎرﭼﻮب زﻣﺎﻧﻲ و اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻣﺘﻔﺎوت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺜﺎل، ﻣﻘﺎدﻳﺮ واردات / ﺻﺎدرات ﺑﺮای ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری، ﻛﻪ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ از اﺟﺮای ﻧﺴﺨﻪ ی Pre-dispatch ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺷﺪه اﻧﺪ، ﺛﺎﺑﺖ ﻓﺮض ﺷﺪه و ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺎی MMCP - وMMCP در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﺑـﻪ ﻋـﻼوه، ﺗﻘﺎﺿـﺎی اوﻟﻴـﻪ ی Non- dispatchable ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی در ﻗﻴﻤﺖMMCP و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Non-dispatchable ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻋﺮﺿﻪ ی ا ﻧﺮژی در ﻗﻴﻤﺖ –MMCP در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ، ﻧﺴﺨﻪ ی Pre-dispatch اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴﺪ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻗﺒﻞ از ﭘﺨﺶ ﺑﺎر اﺟﺮا ﻣﻲ ﺷﻮد، درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﻧﺴﺨﻪ ی Dispatch در ﻫﺮ ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘـﻪ ﺑﺮای ﺑﺮآورد ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار اﻧﺮژی و رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری اﺟ ﺮا ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻛﺸﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار اﻧﺮژی و رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ اﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﺳﺖ ﻛﻪ اﺑﺘﺪا ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻗﻴﻤﺖ - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻛﺎﻫﺸﻲ و ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻓﺮوش اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺗﺠﻤﻴﻊ ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﺳـﭙﺲ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ -ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻓﺮوش رزر وﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺗﺠﻤﻴﻊ ﺷـﺪه و ﻫﻤـﺮاه ﺑـﺎ آن ﻧﻴﺎزﻫـﺎی ﻧﺎﺧـﺎﻟﺺ ﺳﺎﻋﺘﻲ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺗﻮﺳﻂ IESO ﺑﻪ ﺻﻮرت ﭘﻠﻪ ای ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴـﺪ، ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﺴـﻮﻳﻪ ی ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی را از اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻏﻴﺮﻣﻘﻴﺪ:ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزة زﻣﺎﻧﻲ )K-1 ( هﺑﺎز زﻣﺎﻧﻲ )K-1 ( هﺑﺎز زﻣﺎﻧﻲ )K ( هﺑﺎز زﻣﺎﻧﻲ) K+1 ( اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ ﻣﻘﻴﺪ :ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ هﺑﺎز زﻣﺎﻧﻲ )K+1 ( ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 81 ﺗﻘﺎﻃﻊ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ اﻧﺒﺎﺷﺘﻪ ﺷﺪه ی ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ؛ در ﺣ ﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﺗﻘﺎﻃﻊ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮای ﻫـﺮ ﭘﻠﻪ از رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧﻴﺎز ﺳﺎﻋﺘﻲ ﻣﺮﺑﻮط ، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار رزرو را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار اﻧﺮژی و رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﻃﻮر ﻳﻚ ﻛﺎﺳﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه و اﻟﮕﻮرﻳﺘﻢ، ﺑﻬﺘﺮﻳﻦ ﺑﺪه ﺑﺴﺘﺎن ﺑﻴﻦ اﻧﺮژی و رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری را ﺑـﺮآورد ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺷﻜﻞ ﻧﻤﻮداری ﺳﺎده ی اﻳﻦ ﻓﺮآﻳﻨﺪ در ﮔﺮاف ﻫﺎی زﻳﺮ ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺷﻜﻞ2 - 30 - ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ اﻧﺮژی در ﺣﺎﻟﺖ Pre-dispatch ﺷﻜﻞ2 - 31 - ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮادری در ﺣﺎﻟﺖ Pre-dispatch 2 - 5 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎز ار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ اﺷﺎره ﺷﺪ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﭼﻪ از ﻣﻨﻈﺮ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه و ﭼﻪ از ﺑﻌﺪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی در ﺑـﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ از ﺟﺎﻳﮕﺎه و ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻛﻠﻴﻪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس، ﻋﻠـﻲ رﻏـﻢ اﻳﻨﻜـﻪ ﺟـﺰو ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ، ﺑﺎﻳﺪ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق در ﻗﺎﻟﺐ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن Dispatchable 82 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ در ﺗﻌﺎﻣﻼت ﺑﺎزار ﺷﺮﻛﺖ ﻛﺮده و ﺗﺎﺑﻊ ﻗﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘﺮرات آن ﺑﺎﺷﺪ . اﻣﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛـﻮﭼﻜﻲ ﻛـﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪﺷـﺎن در اﺧﺘﻴﺎر ﺧﻮدﺷﺎن اﺳﺖ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﺑﺮق آﺑﻲ، ﺑﺎدی و ﺧﻮرﺷ ﻴﺪی ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی Non-dispatchable و ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮ ) ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺳﺎﻋﺘﻲ ( در ﺑﺎزار ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، ﺳﻴﺎﺳﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ )FIT ( 1 ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴـﺎس ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺳﻴﺎﺳﺖ ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در » ﻗﺎﻧﻮن اﻧﺮژی ﺳﺒﺰ و اﻗﺘﺼﺎدی ﺳﺒﺰ «2 ﻣﺼﻮب ﺳـﺎ ل 2009 ، ﻣـﻮرد ﺗﻮﺟـﻪ ﻗـﺮار ﮔﺮﻓـﺖ . ﺗﻌﺮﻓـ ﻪ ی ﻫـﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ، ﭘﺮداﺧﺖ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ و ﺑﺎﻻﺗﺮ از ارزش ﺑﺎزار در ﻳـﻚ ﺑـﺎز ه ی زﻣـﺎﻧﻲ ﻣﺸـﺨﺺ ﺑﺎﺑـﺖ اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﭘـﺮوژه ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻛﻪ ﻣﻮرد ﺗﺎﻳﻴﺪ دوﻟﺖ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﻧﺪ را از ﺟﺎﻧﺐ دوﻟﺖ ﺗﻀـﻤﻴﻦ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﻣﻮﻟـﺪﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی ﻫﻤﭽﻮن آﺑﻲ، ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی، ﺑﻴﻮاﻧﺮژی و ﻧﻈﺎﻳﺮ آن ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻛﻢ ﺗﺮ از 10 ﻣﮕـﺎوات ﻣﺸـﻤﻮل ﭘﺮداﺧـﺖ ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﻫـﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی دوﻟﺖ اوﺗﻨﺎرﻳﻮ ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ ﻛﻪ ﺟﺰ ﻳﻴ ﺎت ﺗﻔﻜﻴﻜﻲ آن ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت اﻧﺮژی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ )OPA ( ﻓﺮاﻫﻢ . دﮔﺮد ﻣﻲ در ﺳﺎل 2011 ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺧﺮﻳﺪ از ﭘﺮوژه ﻫـﺎی ﺑﺎدی 135 /0 ، آﺑﻲ122 /0، ﺧﻮرﺷﻴﺪی 443 /0 و ﺑﻴﻮاﻧﺮژی 147 /0 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠ ﻮات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده اﺳﺖ . از ﺑﻴﻦ ﻣﺠﻤﻮع ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ اﻧﻮاع ﻣﻮﻟﺪﻫﺎ ﻛﻪ ﻣﺸﻤﻮل درﻳﺎﻓﺖ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺷﺪه اﻧﺪ، ﺳﻬﻢ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی 50 د رﺻﺪ، ﺧﻮرﺷﻴﺪی 25 درﺻﺪ، آﺑﻲ10 درﺻﺪ و ﺑﻴﻮاﻧﺮژی ﻳﻚ درﺻﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ، در ﻣﻮاﻗﻌﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮاﺑﺮ ﻳـﺎ ﺑـﻴﺶ از ﭘـﺎﻳﻴﻦ ﺗـﺮﻳﻦ ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﻫـﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺎﺷﺪ،3 ﻣﺎﻟﻜﺎن ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻣﺸﻤﻮل FIT ﻗﺎدر ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﻪ ﻧﻬﺎدﻫﺎی اراﺋـﻪ دﻫﻨـﺪه ی ﺧـﺪﻣﺎت ﻫﻤﮕـﺎﻧﻲ ﻣﺤﻠﻲ ﺻﺮﻓﺎ در ﺳﻄﺢ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 2 - 6 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 2 - 6 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻳﻜﻲ از 10 ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ در آﻣﺮﻳﻜﺎی ﺷﻤﺎﻟﻲ اﺳﺖ4 ﻛﻪ ﺳﻬﻢ ﺑﺎﻻﻳﻲ از ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﺮق در اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دار . د 1- Feed-in Tariff 2- Green Energy and Green Economy Act 3 - ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﺑﻪ ﻧﺪرت اﺗﻔﺎق ﻣﻲ اﻓﺘﺪ . ﺑﺎزار ﺑﺎ ﭼﻨﻴﻦ وﺿﻌﻴﺘﻲ ﻣﻮاﺟﻪ ﺷﺪه اﺳﺖﺑﻪ ﻃﻮرﻳﻜﻪ ﺗﺎ ﻛﻨﻮن ﺗﻨﻬﺎ در ﺳﻪ درﺻﺪ ﻣﻮاﻗﻊ . 4- ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 83 ﺷﻜﻞ2 - 32 - ﻣﻨﺎﻃﻖ ﺗﺤﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﻣﻘﺎﻳﺴﻪ ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ان اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺮای ﻧﺨﺴﺘﻴﻦ ﺑﺎر در آورﻳﻞ 1994 ﺑﺎ اﻋﻤﺎل ﻗﺎﻧﻮن ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ1 اﺗﻔﺎق اﻓﺘﺎد . ﺗﺎ ﭘﻴﺶ از ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر، ﻳﻚ ﻧﻈﺎم اﻧﺤﺼﺎری ﺗﻨﻈﻴﻤﻲ ﺑﺮ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺣﺎﻛﻢ ﺑـﻮد . ﻋﻨﺎﺻﺮ اﺻﻠﻲ اﻳﻦ ﻧﻈﺎم اﻧﺤﺼﺎری ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ و دوﻟﺘﻲ2 ﺑﻮدﻧـﺪ ﻛـﻪ از ﺳـﻮی دوﻟـﺖ اﻣﻜـﺎن اﻋﻤـﺎل اﻧﺤﺼﺎر ﺑﺮای آن ﻫ ﺎ اﻳﺠﺎد ﮔﺮدﻳﺪه ﺑﻮد . در اﻳﻦ ﻧﻈﺎم ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ اﻋﻢ از ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻳـﺎ دوﻟﺘـﻲ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫـﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل، ﺗﻮزﻳﻊ و ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ) در ﻣﺤﺪوده ی ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﺗﺤﺖ اﻧﺤﺼﺎر ﺧﻮد ( را ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت و ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری دوﻟﺖ ﻣﺮﻛﺰی و اﻳﺎﻟﺘﻲ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻪ و اﻳﻦ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﺠﺎد ﻣﻨﻔﻌﺖ، ﺗﻀﻤﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪه ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﻣﺸـﺘﺮﻳﺎن از ﻃﺮﻳـﻖ ﻧـﺮخ ﮔﺬاری و اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻮد . ﺑﺎ ﮔﺬﺷﺖ زﻣﺎن و ﺣﺮﻛﺖ ﺑﻪ ﺳﻮی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﺳـﺎﺧﺘﺎر، ﺗﺠﻤﻴـﻊ وﻇـﺎﻳﻒ ﺗﻮﻟﻴـﺪ، اﻧﺘﻘـﺎل، ﺗﻮزﻳـﻊ و ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن در ﻳﻚ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻢ رﻧﮓ ﮔﺮدﻳﺪه و ﻧﻬﺎﻳﺘﺎ در اواﻳﻞ دﻫﻪ 1990 ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﻦ ﻛﺸﻮر آﻏﺎز 1- California Public Utilities Commission (CPUC) 2- State's Private, Investor-Owned Utilities (IOUs); Publicly-Owned Utilities (POUs) 84 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری ﺑﺮای ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﭘﻴﺮو ﺳﻨﺪ اﻧﺮژی ﻓﺪرال در ﺳﺎل 1992 1 و ﺑﺮ اﺳﺎس 2Assembly Bill در ﺳﺎل 1980 اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﺑﻌﺪ از اﻳﺠﺎد ﺷﺮﻛﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴـﺎ (CAISO) در ﺳـﺎل1996 ﺗـﺎ ﺳـﺎل 2001 ﺑﺮﺧﻲ از ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺗﻜﻤﻴﻞ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴـﺎ ﻛـﻪ در ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻋﻤﻞ ﻣﻲ ﻧﻤﻮد، در ﺳﺎل 2000 - 2001 دﭼﺎر ﺑﺤﺮان ﮔﺮدﻳﺪه و در ژاﻧﻮﻳﻪ2001 ﺑـﺎ ورﺷﻜﺴـﺘﮕﻲ ﻣﻮاﺟﻪ ﮔﺮدﻳﺪ . اﻳﻦ رﺧﺪاد ﺳﺒﺐ ﮔﺮدﻳﺪ ﻛﻪ در اﻳﻦ ﺳﺎل ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺧﻮد را ﻣﺘﻮﻗـﻒ ﻧﻤـﻮده و ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻗﺒﻞ از ﺗﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی از ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺮارداد ﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ اﻧﺠﺎم ﮔ .ﻴﺮد در ﻓﺎﺻﻠﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﻣﻴﺎن ﺳﺎل 2001 ﺗﺎ2009، ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از اﻗﺪاﻣﺎت در راﺳﺘﺎی ﺑﻬﺒﻮد زﻳﺮ ﺳﺎﺧﺖ ﺑﻪ وﻳـﮋه ﺧﻄـﻮط اﻧﺘﻘـﺎل و رﻓﻊ ﻛﻤﺒﻮد ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮﺳﻂ CAISO اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺖ . CAISO در آورﻳﻞ ﺳﺎل2009 ، ﻃﺮاﺣﻲ ﺟﺪﻳﺪ ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻧﺮژی را در ﺳﻪ ﻣﻘﻄﻊ زﻣﺎﻧﻲ روز ﻗﺒﻞ، ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ و زﻣﺎ ن ﺣﻘﻴﻘﻲ راه اﻧﺪازی ﻧﻤﻮد .3 از آﻧﺠﺎﻳﻲ ﻛـﻪ ﻃﺮاﺣـﻲ ﺟﺪﻳـﺪ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق، ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 4 و ﺷﻨﺎﺳﺎﻳﻲ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻘﺎط اﺣﺘﻤﺎﻟﻲ از ﺑﻴﻦ رﻓﺘﻦ اﻧﺮژی در ﺧﻄﻮط ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ، اﻫﺪاف اﻓﺰاﻳﺶ ﻛﺎراﻳﻲ و رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻧﻤﻮدن ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﻋﻴﻦ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﭘﺎﻳﺎﻳﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ .5 2 - 6 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺗﺤﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری CAISO اﻧﺮژی ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ی ﻣﺘﻨﻮﻋﻲ از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺷـﺎﻣﻞ ﮔـﺎز ﻃﺒﻴﻌـﻲ، آب، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺴﺘﻪ ای، ﻓﺮاورده ﻫﺎی ﻧﻔﺘﻲ و زﻏﺎل ﺳﻨﮓ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﺳ . ﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﻋﻨـﻮان ﻣﻨﺒـﻊ ﺳـﻮﺧﺖ ﻏﺎﻟﺐ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺒﻲ ﻣﻌﺎدل 63 درﺻﺪ را داﺷﺘﻪ و55 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﺪ . آب ﺑﻪ ﻋﻨﻮان دوﻣﻴﻦ ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻣﻌﺎدل 19 درﺻﺪ، ﺳﻬﻤﻲ ﻣﻌﺎدل17 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده اﺳﺖ . ﺟ ﺪول 2 - 21 - ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ هﺷﺪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﻣﮕﺎوات و درﺻﺪ ﺷﺮح ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﻣﺎس ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه 45442 4577 2648 13548 3992 1756 71963 ﺳﻬﻢ 63 6 4 19 6 2 100 Source: The California Energy Commission, 1 - ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﺑﺎزار رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق، ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﺴﺘﻘﻠﻲ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﻳﺎ ﺳﺎزﻣﺎت اﻧﺘ ﻘـﺎل ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﺿﺮوری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - ﺑﺮ اﺳﺎسBill Assembly، اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق و اﻳﺠﺎد دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد ﺑﺮای ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺎﺳـﻴﺲ ﺷـﺮﻛﺘﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺿﺮوری اﺳﺖ . 3 - ﺗﺎ ﭘﻴﺶ از آورﻳﻞ ﺳﺎل2009 ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻟﺤﻈﻪ ای و ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ اﻧﺮژی وﺟﻮد داﺷﺘﻪ و در اﻳﻦ ﺗﺎرﻳﺦ ﻃﺮاﺣﻲ ﺟﺪ ﻳﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻫﺎ ﺑـﻪ ﻫﻤـﺮاه ﺑـﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﺑﺮای اوﻟﻴﻦ ﺑﺎر راه اﻧﺪازی ﮔﺮدﻳﺪ . 4- Locational Marginal Pricing 5- ISO/RTO Metrics Report (2010), California Independent System Operator Corporation (California ISO) ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 85 ﺑﺮ ﻫﻤﻴﻦ اﺳﺎس ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ از ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﺳـﻬﻢ در ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ﺑﺮﺧ ﻮردارﻧـﺪ و ﭘـﺲ از آن ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﻫﺴﺘﻪ ای ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ ﻧﻜﺘﻪ ﺑﺴﻴﺎر ﭘﺮ اﻫﻤﻴﺖ در ﻣﻮرد اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻋـﻢ از زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، ﺑﺮق آﺑﻲ، ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﻣﺎس در ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎ اﺧﺘﺼﺎص ﺳﻬﻢ 31 ،درﺻﺪی از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ34 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ را در ﺳـﺎل 2011 ﺑـﻪ ﺧـﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده . اﻧﺪ ﺟﺪول 2 - 22 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ و درﺻﺪ ﺷﺮح ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻫﺴﺘﻪ ای زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺧﻮرﺷﻴﺪی و ﺑﻴﻮﻣﺎس ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 94 37 13 43 8 7 201 ﺳﻬﻢ 47 18 6 21 4 3 100 Source: The California Energy Commission, ibid. 2 - 6 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﻧﺤﻮه ی ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ از ﺳﻪ ﺑﺎزار ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ روز ﻗﺒﻞ ، ﺳﺎﻋﺖ ﺒﻞﻗ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﺷـﺪه اﺳـﺖ و ﻧﺤـﻮه ی ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﻫ آن ﺎ دﻗﻴﻘﺎ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ از 7 روز ﻗﺒﻞ از روز ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی ﺑﺮق آﻏﺎز ﻣﻲ ﺷﻮد و در روز ﻗﺒﻞ از ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺴـﺘﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻧﺘـﺎﻳﺞ ﺗﺠﺰﻳـﻪ و ﺗﺤﻠﻴﻞ اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺎزار، ﺷﺎﻣﻞ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﻌﻬﺪات ﺳﺎﻋﺘﻲ واﺣﺪﻫﺎ، در ﺳﺎﻋﺖ 13 روز ﻗﺒﻞ ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻳﻦ ﺑـﺎزار ﻳﻚ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺳﻪ ﻣﺮﺣﻠﻪ ای ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﺎﻫﺶ ﻗﺪرت ﺑﺎزار1، ﺑﺎزار ﻳﻜﭙﺎرﭼ ﺳﻠﻒ ی ﻪ2 و ﺗﻌﻬـﺪات ﺑـﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧـﺪه 3 را ﻃـﻲ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . در ﻣﺮﺣﻠﻪ اول ﻛﻠﻴﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ و ﻣﻮاردی ﻛﻪ ﻧﺘﻮاﻧﻨﺪ آزﻣﻮن ﻗﺪرت ﺑﺎزار را ﺑﺎ ﻣﻮﻓﻘﻴﺖ ﺳـﭙﺮی ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، ﻛﻨﺎر ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﺣﺪاﻗﻞ و ﻛﺎراﺗﺮﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﭘﺎﻳﺪاری ﺷـﺒﻜﻪ ﻣﺤﻠﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻣﺮﺣﻠﻪ دوم، ﺑﺎزارﻫﺎی اﻧﺮژی و ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑـﺮای ﺑـﺮآورد ﻧﻴـﺎز ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ا ﻧﺘﻘﺎل ) ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ( ﻣﻮرد ﺗﺠﺰﻳﻪ و ﺗﺤﻠﻴﻞ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ و ﻣﻴﺰان ذﺧﻴـﺮه ی ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻌﺎدل ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ) ﺑﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤـﺖ - ﻣﻘـﺪار ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎ ( ﻣﺸـﺨﺺ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . ﺑﺮآوردﻫﺎی اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ از ﻳﻚ ﻃﺮف ﺑﺮاﺑﺮی ﺗﻮﻟﻴﺪ و واردات ﺑﺎ ﺑﺎر ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺑﻪ اﺿﺎﻓﻪ ی ﺻـﺎدرات و ﺗﻠﻔـﺎت اﻧﺘﻘـﺎل را ﺗﻀـﻤﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و از ﻃﺮف دﻳﮕﺮ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑـﺎ در ﻧﻈـﺮ ﮔـﺮﻓﺘﻦ ﻗﻴـﻮد ﺗﺤﻤﻴﻠـﻲ ﻛـﻞ ﺷﺒﻜﻪ، ﻛﺎﻣﻼ ﺗﻮﺟﻴﻪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻮده و ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑـﺎر ﻣﺼـﺮﻓﻲ ﺶﭘﻴ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﺑﺎ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﺑﺎزار ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ی ﺳﻠﻒ ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻌﻬﺪات ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز از واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺎﻗﻴﻤﺎﻧﺪه در دﺳﺘﺮس ) از ﻛﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺮﻳﻦ واﺣﺪ ﻣﻲ ( ﺳﺎزد . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳـﺖ 1- Market Power Mitigation Determination 2- Integrated Forward Market 3- Residual Unit Commitment 86 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻛﻪ ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺗﻘﺎﺿﺎی روزاﻧ ﻪ در ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﭘﻮﺷﺶ داده ﻣﻲ ﺷﻮد )97 ﺗﺎ99 درﺻـﺪ ( و ﺗﻨﻬـﺎ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﻳﻲﺟﺰ از ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻌﻬﺪات ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻧﻤﻮدار )2 - 33 (اﻳﻦ واﻗﻌﻴﺖ را ﻃﻲ ﻓﺼﻮل ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﺎل ﻫﺎی 2010 و2011 ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ .1 Source: California Independent System Operator (2011); Annual Report: Market Issues & Performance«, Department of Market Monitoring. ﺷﻜﻞ2 - 33 - ﺑﺎر ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه، ﺑﺎر ﺑﺎزار ﺳﻠﻒ و درﺻﺪ ﻫﻤﭙﻮﺷﺎﻧﻲ ﺎﻫ آن در ﺳﺎل ﻫﺎی 2010 و2011 ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ از ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺗﻨﻈﻴﻢ وﻟﺘﺎژ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑ ﺮﺧﻮردار اﺳﺖ ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ آﺗﻲ ﺑﻪ ﺟﺰ ﻳﻴ ﺎت آن ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر، اﺑﺰارﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ دﻳﮕﺮی در در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﮔﻨﺠﺎﻧﺪه ﺷـﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ ﺣﻖ درآﻣﺪ ﺗﺮاﻛﻢ2 و ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﻫﻤﮕﺮا3 از آن ﺟﻤﻠﻪ . اﻧﺪ ﺣﻖ درآﻣﺪ ﺗﺮاﻛﻢ، اﺑﺰاری ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺮای ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ ﺗﺮاﻛﻢ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل در ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ اﺑﺰار ﻣﺎﻟﻲ ﻳﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺣﺮاج و ﻳﺎ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ در اﺧﺘﻴﺎر ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن آن ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﺎ ﻣﻮﺳﺴـﺎت ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺎر ﻫﺴـﺘﻨﺪ، ﻗـﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . آن دﺳﺘﻪ از ﻣﻮﺳﺴﺎت ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻛﻪ ﺣﻖ درآﻣـﺪ ﺗـﺮاﻛﻢ را در اﺧﺘﻴـﺎر دارﻧـﺪ، ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﻧﻮﺳـﺎﻧﺎت ﻗﻴﻤـﺖ ﻧ ﻬـﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای، ﻛﻪ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل اﺳﺖ، را ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺣﻖ درآﻣﺪ ﺗﺮاﻛﻢ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﺮاﻛﻢ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺸﻲ از ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﺎزار ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ی ﺳـﻠﻒ، ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻳـﻦ ﺣﻘـﻮق در ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻪ دو ﻧﻮع اﺟﺒﺎری و اﺧﺘﻴﺎری ﺗ ﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺣﻖ درآﻣﺪ ﺗﺮاﻛﻢ از ﻧﻮع اﺟﺒﺎری ﺑﺎﺷﺪ و ﺗﺮاﻛﻢ در ﺳـﺎﻋﺘﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﺑﺎ ﺣﻖ درآﻣﺪ ﻫﻢ ﺟﻬﺖ ﺑﺎﺷﺪ ) ﺧﺮﻳﺪار CRR ﺟﻬﺖ وﺟﻮد ﺗﺮاﻛﻢ ﺑﺎر در ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل را درﺳﺖ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨـﻲ ﻛـﺮده ﺑﺎﺷﺪ (، دارﻧﺪه ی آن ﻣﺒﻠﻐﻲ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﺑﺮﻋﻜﺲ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺗﺮاﻛﻢ در ﺧﻼف ﺟﻬﺖ ﺣﻖ درآﻣـﺪ ﺑﺎ ﺷـﺪ ) ﺧﺮﻳـﺪار CRR 1- 2- Congestion Revenue Rights 3- Convergence Bidding ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 87 ﺟﻬﺖ وﺟﻮد ﺗﺮاﻛﻢ ﺑﺎر در ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل را اﺷﺘﺒﺎه ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻛﺮده ﺑﺎﺷﺪ ( ، ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗـﺮاﻛﻢ ﺧﻄـﻮط اﻧﺘﻘﺎل ﻫﺴﺘﻨﺪ . در ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻛﻪ ﺣﻘﻮق ﻣﺎﻟﻲ اﻧﺘﻘﺎل اﺧﺘﻴﺎری ﺑﺎﺷﺪ و ﺗﺮاﻛﻢ ﺑﺎ ﺣﻖ ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه ﻫﻢ ﺟﻬﺖ ﺑﺎﺷـﺪ، دارﻧـﺪه ی ﺣﻖ ﻣﺒﻠﻐﻲ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ا ﮔﺮ در ﺧﻼف ﺟﻬﺖ ﺑﺎﺷﺪ، از ﻫﺮ ﮔﻮﻧﻪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﻌﺎف ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﻫﻤﮕﺮا، ﻛﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﻣﺠﺎزی ﻧﻴﺰ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد، در ﻓﻮرﻳﻪ ی ﺳﺎل 2011 ﺗﻮﺳﻂISO ﺑﻪ اﺟﺮا درآﻣـﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﻫﻤﮕﺮا، ﺧﺪﻣﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻣﻜﺎن ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش اﻧﺮژی در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و اﻟﺰام ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش دوﺑـﺎره ی آن در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ را ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد . اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮای اﻳﺠﺎد ﻫﻤﮕﺮاﻳـﻲ ﻗﻴﻤـﺖ ﻫـﺎی ﺑـﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎددﻫﻨﺪﮔﺎن در اﻳـﻦ ﺳﻴﺴـﺘﻢ از ﻣﺰﻳـﺖ اﺧـﺘﻼف ﺑـﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی روز ﻗﺒﻞ، ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑﺮای ﻛﺴﺐ ﺳﻮد، اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ اﺑـﺰار در ﻧﻬﺎﻳـﺖ ﺳـﺒﺐ ﻫﻤﮕﺮاﻳـﻲ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ و روز ﻗﺒﻞ ﺑﻪ ﻫﻤﺪﻳﮕﺮ ﺷﺪه و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ، ﺳﺒﺐ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﮕﻴﺰه ﻫﺎی ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ﭼﺸﻢ ﭘﻮﺷﻲ از ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﺑﻪ اﻣﻴﺪ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺑﻬﺘﺮ در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺧ ﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار از ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 1 ، ﻛﻪ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰﻣﻲ ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزاری ﺟﻬﺖ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗـﺮاﻛﻢ ﻫـﺎی ی ﻪﺷﺒﻜ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﻪ دﺳﺖ آﻳﺪ ﻣﻲ . اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ، ﻣﻌﺎدل ﺣﺪاﻗﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻳﻚ واﺣﺪ اﺿﺎﻓﻲ از ﺑـﺮق در ﻣﺤـﻞ ﺗﻘﺎﺿﺎ ) در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ( اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻮد ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻃﺮف ﺗﻘﺎﺿﺎ، ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻃﺮف ﻋﺮﺿﻪ و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺷﻴﻮه ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺑﺮق در ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻣﺨﺘﻠﻒ دارای ﻣﺤـﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘـﺎل و ﻳـﺎ ﻓﺎﻗـﺪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﭼﺮا ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ از ﺑﺮﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺖ- ﻣﻘﺪار ﺧ ﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار، ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﻠﻔﺎت اﻧﺮژی و ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل ) ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ( ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳـﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﻣﻨﺎﻃﻖ دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل از ﻣﻨﺎﻃﻖ ﻓﺎﻗﺪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .2 2 - 6 - 4 - ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻋﻼ وه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻛﻪ ﺟـﺰو ﺑـﺎزﻳﮕﺮان ﺛﺎﺑـﺖ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺑﺎزارﻫـﺎی ﺑـﺮق ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ، ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ : − ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ : وﻇﺎﻳﻒ اﺻﻠﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ )CAISO ( ،ﺷﺎﻣﻞ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﭘﺎﻳـﺪاری ﺷـﺒﻜﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ دﺳﺘﺮﺳﻲ آزاد و ﻏﻴﺮ ﺗﺒﻌﻴﺾ آﻣﻴﺰ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ، ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل، ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ اﻧﺘﻘﺎل و ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی و ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت رﻗﺎﺑﺘﻲ، ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻃﻼﻋﺎت ﺑﺮای ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑـﺎزار و ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﺑـﺎزار زﻣﺎن واﻗﻌﻲ اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮا رد ﻧﺎم ﺑﺮده، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ وﻇﻴﻔـﻪ دارد ﻛـﻪ ﺑـﺎزار ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﻘﺎل را ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻧﻤﻮده و در ﻧﻘﺎﻃﻲ ﻛـﻪ اﺣﺘﻤـﺎل ﺗـﺮاﻛﻢ ﺑـﺎر وﺟـﻮد دارد در ﻗ ﺎﻟـﺐ ﻣﻨﺎﻗﺼـﺎﺗﻲ ﺣﻘـﻮق ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﻘﺎل را ﺑﻪ ﺑﺮﻧﺪﮔﺎن اﻋﻄﺎ ﻧﻤﺎﻳﺪ . 1- Locational Marginal Pricing 2- California ISO, Locational Marginal Pricing (LMP): Basics of Nodal Price Calculation 88 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ )CSs ( 1: ﻣﺴـﻮوﻟﻴﺖ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ در ﺑـﺎزا ر از ﺳـﻮی CAISO ﺑـﻪ ﻧﻬﺎدﻫـﺎﻳﻲ ﺗﻨﻔﻴـﺬ ﮔﺮدﻳﺪه و اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻫﺎ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻫﺮ ﻧﻬﺎدی ﻛﻪ در ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟـﻪ اﻧـﺮژی ﺷﺮﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، ﻳﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺎﺷﺪ و ﻳﺎ ﻳﻜﻲ از اﻳﻦ ﻧﻬﺎدﻫﺎ را ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺖ ﮔﻤﺎرده ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﻌ ﺮﻳﻒ اراﺋﻪ ﺷﺪه در ﺳﺎﻳﺖ رﺳﻤﻲ 2CAISO، ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی وﻇﻴﻔﻪ ﺧﺮﻳﺪ، ﻓـﺮوش، اﻧﺘﻘـﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ اﻧﺮژی، ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در داﺧﻞ و ﻳﺎ ﺧﺎرج از ﺷﺒﻜﻪ ﺗﺤﺖ ﻛﻨﺘﺮل CAISO را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارد . − ﻧﻬﺎد ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﻲ ﻫﻤﮕﺮا3: اﻳﻦ ﻧﻬﺎد وﻇﻴﻔﻪ اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﻣﺠﺎزی ﺑﺪون ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارد . − دارﻧﺪﮔﺎن ﺣﻖ درآﻣﺪ ﺗﺮاﻛﻢ اﻧﺘﻘﺎل4: دارﻧﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺣﻘﻮق ﻨﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در زﻣﺎن ﺗﺮاﻛﻢ اﻧﺘﻘﺎل از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪ ﮔﺮدﻧﺪ .5 2 - 6 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﭘﻴﺶ از اﻳﻦ ﺑﻴﺎن ﮔﺮدﻳﺪ، ﺳﻬﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و اﻧﺮژی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻣﻌﺎدل 19 و21 درﺻﺪ ﺑﻮده و دوﻣﻴﻦ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺑﺮق در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ -اﻋﻢ از ﺑﺮق آﺑﻲ و ﻏﻴﺮ آن- در ﭼـﺎرﭼﻮب ﻗـﻮاﻧﻴﻦ و ﻣﻘـﺮرات ﺑـﺎزار اﻧﺠـﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد؛ ﺑـﺎ اﻳـﻦ وﺟـﻮد ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻟﻒ- ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ 40.6.4.1 ﺟﺰو ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود6 ﺑﻪ ﺷـﻤﺎر رﻓﺘـﻪ و ﻣﻠـﺰم ﺑـﻪ اراﺋﻪ ﻣﺪرک ﺑﺮای اﺛﺒﺎت اﻳﻦ ﻣﻮﺿﻮع ﻧﻤﻲ ﺑﺎ ﺷﻨﺪ . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی اﻃﻼق ﻣﻲ ﺷـﻮد ﻛـﻪ دارای ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ و ﻳﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻮده و ﺳﺎﻋﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺤﺪود اﻣﺎ ﭘﻴﻮﺳﺘﻪ ای را دارا ﻫﺴﺘﻨﺪ .7 ب- ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ40.6.4.2 ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ )SCs ( ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی8 ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی آن دﺳﺘﻪ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﻛﻪ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻓﻲ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ، را ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﺷـﺪه و ﺷـﺎﻣﻞ اﻃﻼﻋـﺎﺗﻲ از ﻗﺒﻴـﻞ ﻣﻴـﺰان ﺗﻮﻟﻴـﺪ ) ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( ، ﻛﻞ ﺳـﺎﻋﺎت ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری، ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ ﺗﻮﻟ ﻴـﺪ اﻧﺘﻈـﺎری روزاﻧـﻪ، ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی روزاﻧـﻪ، ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻣﺪت زﻣﺎن ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ در ارﺗﺒـﺎط ﺑـﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺎ ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣـﺎﻧﻲ وارد ﻣـﺬاﻛﺮه ﺷـﻮد و ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﭘﺎﻳـﺎﻳﻲ ﺳﻴﺴـﺘﻢ 1- Scheduling Coordinators (SCs) 2- 3- Convergence Bidding Entity 4- CRR Holder or Candidate CRR Holder 5- California ISO, (2011), Business Practice Manual for Definition and acronyms. 6- Use-Limited Resource 7- California ISO, (2011), Use-Limited Resource Guide Book. 8- Use plan ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 89 ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺎز ﻧﮕﺮی دﻫﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد آﻧﭽﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ را ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ، اﻣﻜﺎن اراﺋﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ ﺑﺘﻮان در آن ﺷﺮاﻳﻂ ﻫﻴﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ و ﻫﻮاﺷﻨﺎﺳﻲ را اﻧﻌﻜﺎس داد . ج- ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ40.6.4.3، ﺷﻴﻮه ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺼﺮف ﻣﺤـﺪود از ﺳـ ﺎﻳﺮ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻣﺘﻤـﺎﻳﺰ اﺳﺖ؛ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮان اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را در ﺷﻴﻮه ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫـﻲ در ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی ﺑـﻪ دو دﺳـﺘﻪ ﻛﻠـﻲ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﻏﻴﺮ ﺑﺮق آﺑﻲ و ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻨﻈﻴﻢ1 و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﺑﺮق آﺑﻲ و ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻨﻈﻴﻢ2 ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . دﺳﺘﻪ اول ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی ﺧﻮد ﻳﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺧﻮد را در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻻزم اﺳـﺖ ﻛـﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی روزاﻧﻪ ﺧﻮد را اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ ﺗﺎ CAISO ﺑﺘﻮاﻧﺪ در ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻛـﻪ ﻣﻘـﺪار ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ از ﻣﻘﺪار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺑﻴﺶ ﺎﻫ آن ﺗﺮ ﺑﻮد، ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﺎوت ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻧﻤﺎﻳﺪ . د ﺳﺘﻪ دوم ﻛﻪ در ﺑﺮﮔﻴﺮﻧﺪه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﻏﻴﺮ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ ، ﺑﺎﻳـﺪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻫـﺎی ﺧﻮد و ﻳﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺧﻮد را در ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻓﺎﺻﻠﻪ زﻣﺎﻧﻲ ﺗﺎ ﺷﺮوع ﺑﺎزار ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻫﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﻮد را ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪﻳﺪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋـﻼوه اﻳﻦ ﮔﺮوه از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺼﺮف ﻣﺤﺪود ﻣﻮﺿﻮع ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﻌﻬﺪات ﺑﺎﻗﻴﻤﺎﻧﺪه واﺣﺪ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . د- ﻫﻴﭻ ﻳﻚ از ﻗﻮاﻧﻴﻦCAISO ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﺗﻨﻈﻴﻢ آن ﻫ ﺎ ﻧﺒﺎﻳﺪ در ﺗﻨـﺎﻗﺾ ﺑـﺎ ﻗـﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎﻻدﺳـﺘﻲ از ﻗﺒﻴﻞ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻓﺪرال و ﻗﻮاﻧﻴﻦ اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺷﺎﻣﻞ اﻟﺰام ﻋﺒﻮر ﻣﺎﻫﻴـﺎن، ﺣﻔـﻆ ﺣـﺪاﻗﻞ و ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺳـﻄﺢ ﻣﺨﺰن ﺳﺪ ﺑﺮای اﻫﺪاف ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﻼب و ﺣﻔﻆ ﺟﺮﻳﺎن آب و ... ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛـﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﺑـﻪ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی ارﺟﺤﻴـﺖ دارد، ﻟـﺬا ﺗ ﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﺑﺎﻳـﺪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﺧـﻮد را در راﺳـﺘﺎی ﻗـﻮاﻧﻴﻦ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻣﺬﻛﻮر اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ) ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ ی 22.13 ( 5 - ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ36.8.2.1 ، CAISO ﺑﺮای اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﺗﺨﺼـﻴﺺ ﺣـﻖ ﺗـﺮاﻛﻢ )CRR ( را اﻧﺠﺎم دﻫﺪ، ﺑﺎﻳﺪ ﻣﻨﺤﻨﻲ دور ﺑﺎر ی ه3 )در ﺑ ﺮﮔﻴﺮﻧﺪه اﻃﻼﻋﺎت ﻓﺼﻠﻲ و زﻣﺎن اﺳﺘﻔﺎده ( را ﺑﺮای ﻧﻬﺎدﻫﺎی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺎر )LSE ( در ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﺗﺎرﻳﺨﻲ آن ﻫ ﺎ ﺗﻬﻴﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ . آن دﺳﺘﻪ از ﻧﻬﺎد ﻫﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻛﻪ ﺑـﻪ ﻋﻠـﺖ ﺷـﺮاﻳﻂ ﻫﻴـﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻣﻨﺤﻨﻲ دوره ی ﺑﺎر ﺑﺮای آن ﻫ ﺎ دﺷﻮار اﺳﺖ ) ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ( ﻨﺪ ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﻣﺘﺤـﺮک 4 5 ﺳـﺎﻟﻪ ﺧـﻮد را اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . 6 - ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻌﺮﻓﻪ39.7.1 ، CAISO ﻣﻮﻇﻒ اﺳﺖ ﭘﻴﺶ ﻓﺮﺿﻲ را ﺑﺮای ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اﻧﺮژی ﺑﺮای ﺳـﺎﻋﺎت ﭘﻴـﻚ و ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ اراﺋﻪ دﻫﺪ، ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎﻳﺪ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ را د ر اﺧﺘﻴﺎر CAISO ﻗﺮار دﻫﻨﺪ . ﭘﻴﺶ ﻓﺮض ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻳﻜﻲ از ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی » ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺘﻐﻴﺮ » ، « ﻧـﺮخ ﻗﺮاردادﻫـﺎی 1- Non-Hydro and Dispatchable Use-Limited Resources 2- Hydro and Non-Dispatchable Use-Limited Resources 3- Load Duration Curves 4- Rolling Average 90 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ دوﺟﺎﻧﺒﻪ » و « ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای « ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ از ﮔﺰﻳﻨﻪ ی ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﭘﻴﺶ ﻓﺮض ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﻧﺮژی اﺳﺘﻔﺎده ﺷﻮد، ﺑﺮای واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻏﻴﺮ از ﮔﺎز ﻃﺒﻴﻌﻲ ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻧﻴﺰ ﻣﻲ ﺷﻮد، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻮﺧﺖ اﺿـﺎﻓﻲ 1 ﺑـﻪ اﺿﺎﻓﻪ 10 درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﺑﻪ اﺿﺎﻓﻪ ﻳﻚ ﻣﺎزاد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻮﺧﺖ اﺿﺎﻓﻲ ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ2 ﺑﻪ دﺳﺖ آﻣﺪه و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻧ ﮕﻬﺪاری ﻣﺘﻐﻴﺮ ﻣﻌﺎدل 2.5 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ اﺳﺖ . در دو ﺷﺎﺧﺺ ﻧﺮخ در ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺗﻤﺎﻳﺰی ﺑﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ وﺟﻮد ﻧﺪارد .3 ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻮارد ﻓﻮق ﺑﺮﺧﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﺸﻤﻮل ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻧﺮژی ﻗﺮار ﻣﻲ . ﺮدﮔﻴ در ﺳﺎل 1995 ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ4 ) CPUC (، ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺧﻮد را از اﻟﺰام ﺣﺪاﻗﻞ ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ5 اﻋﻼم ﻧﻤﻮد .6 ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻛﻪ ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻫﺪاف ﻛﻤﻴﺴـﻴﻮن ﺧـﺪﻣﺎت ﻋﻤـﻮﻣﻲ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴـﺎ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد در ﺟﺪو ) ل 2 - 23 ( ﻣﻌﺮﻓﻲ ﺷﺪه7 ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ ﻫﻔﺘﻢ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﭘﻴﺎده ﺳـﺎزی و ﺗﻌـﺎرﻳﻒ ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺎﻫ آن ﺑﻪ ﺗﻔﺼﻴﻞ اراﺋﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺟﺪول 2 - 23 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ اﻧﻮاع ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻄﺢ ﺣﻤﺎﻳﺖ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) RPS (ﺑﺮای ﻣﺒ ﺎدﻟﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ )REC ( ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس زﻳﺮ 30 ﻣﮕﺎوات ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ) (Feed in tariff ﻛﻢ ﺗﺮ از3 ﻣﮕﺎوات ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﺮاج اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ )RAM ( ﭘﺮوژه ﻫﺎی DG ﺑﺎ ﻣﻘﻴﺎس ﻣﺘﻮﺳﻂ )3 - 20 ﻣﮕﺎوات ( ﺗﺠﺎرت و اﻋﻤ ﺎل ﺳﻘﻒ )ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر )( Cap-and-Trade ( ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﺠﺎرت اﺻﻼﺣﻲ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ (California reclaim trading program) ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ 2 - 7 - ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 2 - 7 - 1 - ﺗﺎرﻳﺨﭽﻪ ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ وزارت اﻧﺮژی و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺗﺮﻛﻴﻪ )MENR (ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺴﻮول ﺳﻴﺎﺳﺖ ﮔـﺬاری اﻧـﺮژی ﻛﺸـﻮر در ﺳـﺎل 1963 ﺗﺎﺳـﻴﺲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺗﺎ ﺳﺎل 1970، ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق از ﺟﺎﻧﺐ ﻳﻚ ﻧﻬﺎد دوﻟﺘﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﻫﺪاﻳﺖ ﻧﻤﻲ ﺷـﺪ . ﺗـﺎ آن زﻣـﺎن ﺗﺎﺳﻴﺴـ ﺎت 1- Incremental Fuel Cost 2 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﻴﻦ2 ﺗﺎ11 ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ را رﺳﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﺳﻄﺢ ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻌﺎدل اوﻟﻴﻦ ﻧﻘﻄﻪ و آﺧﺮﻳﻦ ﻧﻘﻄﻪ اﺳﺖ . و ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﺳﻄﺢ از ﻣﮕﺎوات، ﻫﺰﻳﻨﻪ را ﺑﻪ ﺻﻮرت دﻻ ر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﺪ . 3- California ISO, (2012), California Independent System Operator Corporation Fifth Replacement FERC Electric Tariff. 4- California public utilities commission 5- Minimum renewable purchase requirement 6- The Brattle Group, Inc, (2012),"Reforming Renewable Support in the; United States Lessons from National and International Experience". 7- The Brattle Group, Inc. (2012), ibid. ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 91 ﻣﺘﻌﺪد ﻣﺠﺰاﻳﻲ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق وﺟﻮد داﺷﺖ ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ دوﻟﺖ اﻳﺠﺎد ﺷﺪه ﺑﻮد و ﺑﺴﻴﺎری از ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺳﻴ ﺴﺘﻢ ﺗﻮزﻳﻊ از ﺟﺎﻧـﺐ ﺷﻬﺮداری ﻫﺎ راﻫﺒﺮی ﻣﻲ . ﺷﺪ رﺷﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق در ﻛﻨﺎر ﺿﺮورت ﺗﻮﺳﻌﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻧﻬﺎد ﻣﺴـﺘﻘﻞ و ﻣﺸﺨﺼﻲ در اﻳﻦ ﺣﻮزه را اﻳﺠﺎب ﻧﻤﻮده ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ1 ) TEK ( در ﺳﺎل1970 ﺗﺎﺳـﻴﺲ ﺷـﺪ و ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻮ زﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﻣﻨﺤﺼﺮا ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻬﺎد واﮔﺬار ﮔﺮدﻳﺪ . ﻟﺬا ﺗـﺎ ﺳـﺎل ﻫـﺎی اوﻟﻴـﻪ ی دﻫـﻪ ی 1980 ﻧﻮﻋﻲ اﻧﺤﺼﺎر دوﻟﺘﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق وﺟﻮد داﺷﺖ و ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ اﺟﺎزه ی ورود ﺑﻪ اﻳﻦ ﺻﻨﻌﺖ را ﻧﺪاﺷﺘﻨﺪ . از دﻫﻪ ی 1980 ﺑﻪ ﺑﻌﺪ اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﺴﻴﺎری ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻧﺸﺎن . داد ﺗﻤﺎﻳﻞ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﻪ ﺳـﻤﺖ ﺑﺎزارﻫﺎی آزاد و آزادﺳﺎزی در ﺟﻬﺎن، ﻧﻘﺶ ﺑﻪ ﺳﺰاﻳﻲ در اﺗﺨﺎذ ﭼﻨﻴﻦ روﻳﻜﺮدی اﻳﻔﺎ ﻣﻲ ﻛﺮد . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی ﻣـﺎﻟﻲ و ﻣﻮاﻧﻊ ﻗﺎﻧﻮن اﺳﺎﺳﻲ، دوﻟﺖ ﻫﺎ را ﺑﻪ ﺳﻤﺖ ﭘﻴﮕﻴﺮی ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻧﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی ﻛﺎﻣﻞ ﺳﻮق داد . ﭼـﺮا ﻛﻪ ﻃﺒﻖ ﻧﻈﺮ دادﮔﺎه ﻗﺎ ﻧﻮن اﺳﺎﺳﻲ ﺗﺮﻛﻴﻪ، ﺑﺮق ﻳﻚ ﺧﺪﻣﺖ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮد و ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺳﻂ دوﻟﺖ اراﺋـﻪ ﮔـﺮدد . ﺑـﺎ اﻳـﻦ وﺟﻮد ﺣﺠﻢ ﺑﺎﻻی ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی ﺟﺪﻳﺪ ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ اوﻟﻴﻦ ﻗـﺎﻧﻮن ﺑﺎ ﻫﺪف ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﺎ ﻋﻨﻮان » واﮔﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻮزﻳﻊ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﺠﺎرت ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﻮﺳﺴـﺎﺗﻲ ﻏﻴـﺮ از ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ « در ﭼﻬﺎرم دﺳﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل 1984، ﺑﻪ ﺷﻤﺎره ی 3096، ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑـﺎ ﺗﺼـﻮﻳﺐ اﻳـﻦ ﻗـﺎﻧﻮن اﻧﺤﺼـﺎر TEK ﻛﻨـﺎر ﮔﺬاﺷﺘﻪ ﺷﺪ و ﻧﻬﺎدﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ ﻓﺮﺻﺖ ﺣﻀﻮر در ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق را ﭘﻴﺪا ﻛﺮدﻧﺪ . در ﺳﺎل 1993 ﺑﺮای ﻛﻢ رﻧـﮓ ﺗـﺮ ﻛﺮ دن اﻧﺤﺼﺎر دوﻟﺘﻲ و ﻓﺮاﻫﻢ ﺳﺎﺧﺘﻦ زﻣﻴﻨﻪ ی ﻣﻨﺎﺳﺐ ﺑﺮای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ در ﺣﻮزه ﻫﺎی ﮔﻮﻧـﺎﮔﻮن ﺻـﻨﻌﺖ ﺑـﺮق، ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ دو ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ - اﻧﺘﻘﺎل )TEAŞ ( و ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮزﻳﻊ )TEDAŞ (ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺷﺪ . ﻗﺎﻧﻮن ﺗﺪارک و ﺗﺠﻬﻴﺰ ﺧﺪﻣﺎت و ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی ﻣﻮردﻧﻈﺮ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺪل ﺳﺎﺧﺖ - ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری - اﻧﺘﻘﺎل )BOT ( ، ﺑﺎ ﻫﺪف ﺟﺬب ﻫﺮ ﭼﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ، در ﺗﺎرﻳﺦ ﻫﺸﺘﻢ ﺟﻮن 1994 ﺑﻪ ﺷﻤﺎره ی 3996 ) ﻗﺎﻧﻮنBOT (ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ . اﻳـﻦ ﻗـﺎﻧﻮن ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﻣﺰاﻳﺎﻳﻲ ﻫﻤﭽﻮن ﺗﻀﻤﻴﻦ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی از ﺟﺎﻧﺐ ﺧﺰاﻧﻪ و ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻣﺒﻨﺎﻳﻲ ﺷﺪ ﺑـﺮای ﻣﺸ ﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﺎﺧﺖ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و اﻧﺘﻘﺎل )BOT (در زﻣﻴﻨﻪ ی ﺗﺎﺳﻴﺴـ ﺎت ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﺟﺪﻳـﺪ و ﻗﺮاردادﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﺣﻖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری )TOOR (ﺑﺮای داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﺗﻮزﻳﻌﻲ ﻣﻮﺟﻮد و راه اﻧﺪازی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪه 2 در ﻣﻮرد ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﺼﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻮر د ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را دارﻧﺪ . در ﻗﺮاردادﻫﺎی BOT، اﻣﺘﻴﺎز ﺳﺎﺧﺖ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﻣﺪت 49 ﺳﺎل و در ﻧﻬﺎﻳﺖ اﻧﺘﻘﺎل آن ﺑﻪ دوﻟﺖ ﺑﺪون ﻫﻴﭻ ﻫﺰﻳﻨﻪ ای، ﺑﻪ ﺑﻨﮕﺎه ﺧﺼﻮﺻﻲ اﻋﻄـﺎ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در ﻗﺮاردادﻫـﺎی TOOR ، ﻳـﻚ ﺑﻨﮕـﺎه ﺧﺼﻮﺻﻲ اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) و در ﺻﻮرت ﻟﺰوم ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ از ( ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت دوﻟﺘﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت اﺟﺎره، را ﭘﻴﺪا ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻗﺎﻧﻮن دﻳﮕﺮی ﺑـﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ در ﺳﺎﺧﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ ﺟﺪﻳﺪ از ﻃﺮﻳﻖ اﻋﻄﺎی اﻣﺘﻴﺎز ﺑﻪ ﺟﺎی ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪن اﻣﺘﻴﺎز ﺗﺤﺖ ﻋﻨﻮان ﻗﺎﻧﻮن ﺳﺎﺧﺖ - ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری - ﺗﻤﻠﻚ )BOO ( در ﺳﺎل1997 ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ ) ﻗـﺎﻧﻮن ﺷـﻤﺎره ی 4283 ( ﻛـﻪ اﻳـﻦ 1- Turkish Electricity Institution. 2- Auto producer System 92 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻮرد ﻫﻢ از ﺗﻀﻤﻴﻦ ﭘﺮداﺧﺖ از ﺟﺎﻧﺐ ﺧﺰاﻧﻪ ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ .1 اﻣﺎ اﻳﻦ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﺑﺎر ﻣﺎﻟﻲ زﻳﺎدی را ﺑﺮای دوﻟﺖ ﺑـﻪ ﻫﻤﺮاه داﺷﺖ . ﺑﺎ وﺟﻮد ﺗﻤﺎم ﺗﻼش ﻫﺎی ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺘﻪ از اواﺳﻂ دﻫﻪ ی 1980 ﺗـﺎ اواﺧـﺮ دﻫـﻪ ی 1990 در زﻣﻴﻨـﻪ ی ارﺗﻘـﺎی ﺳـﻄﺢ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﻣﻘﺮرات زداﻳﻲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ، ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮ در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﺑﺎ ﺗﺼﻮﻳﺐ و اﺟﺮای ﻗـﺎﻧﻮن ﺷـﻤﺎره ی 4628 در ﺳﺎل2001 ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺖ . ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺨﺶ ﺑﺮق در ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﺎ ﺗﺎﺳﻴﺲ و راه اﻧﺪازی ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘـﺮرات ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی 2 ) EMRA ( در19 ﻧـﻮاﻣﺒﺮ ﺳـﺎل 2001 آﻏﺎز ﺷﺪ . در ﻓﻮرﻳﻪ ی ﻫﻤﺎن ﺳﺎل ﺑﺎ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻣﺴﻴﺮ ﺑﺎزار آزاد ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮﻗﺪر ﻛﺸـﻮر ﻫﻤـﻮار ﮔﺮدﻳـﺪ . ﻣﺘﻦ اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ) ﺑﻪ ﺷﻤﺎره ی 4628 (، ﻛﻪ در روزﻧﺎﻣﻪ ی رﺳﻤﻲ ﻣﻮرخ ﺳﻮم ﻣﺎرس 2001 ،ﻣﻨﺘﺸﺮ ﺷﺪ، ﺑﺮ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺨـﺶ اﻧـﺮژی اﻳﺠﺎد ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺎﻟﻲ ﭘﺮﻗﺪرت، ﻳﻚ ﺑﺎزار ﭘﺎﻳﺪار و ﺷﻔﺎف رﻗﺎﺑﺘﻲ و ﺗﺪارک ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻫﺪف ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻛـﺎﻓﻲ، ﺑﺎ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﺑﺎﻻ، ﻣﺪاوم، ﻛﻢ ﻫﺰﻳﻨﻪ و دوﺳﺘﺪار ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﺣﻔﻆ ﻳﻚ ﭼـﺎرﭼﻮب ﺗﻨﻈﻴﻤـﻲ و ﻧﻈـﺎرﺗﻲ ﻣﺴﺘﻘﻞ، ﺗﺎﻛﻴﺪ دارد . اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻤﺎم ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎل، ﺗﻮزﻳﻊ، ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ، ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ و ﺧـﺪﻣﺎت ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺑـﺮق ﺷـﺎﻣﻞ ﺻﺎدرات و واردات، ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺣﻘﻮق و ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺗﻤﺎﻣﻲ اﻓﺮاد ﺣﻘﻴﻘﻲ و ﺣﻘﻮﻗﻲ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺬﻛﻮر و اﻳﺠـﺎد ﻳـﻚ ﺳـﺎﺧﺘﺎر ﻣﻘﺮراﺗﻲ ﺑﺮای ﺑﺎزار ﺑﺮق و اﺻﻮل و ﻋﻮاﻣﻞ راه اﻧﺪازی آن ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه دﻧﺒﺎل ﻛﺮدن ﻫﺪف ﺧﺼﻮﺻﻲ ﺳﺎزی داراﻳﻲ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑـﺮق را ﭘﻮﺷﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول زﻳﺮ ﺧﻼﺻﻪ ای از ﺗﺤﻮﻻت ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺗﺎ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ . دﻫﺪ 3 ﺟﺪول2 - 24 - ﺧﻼﺻﻪ ی ﺗﺤﻮﻻت ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق و ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺳﺎل ﺗﻮﺿﻴﺤﺎت 1902 آﻏﺎز ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق در ﺗﺮﻛﻴﻪ 1923 ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺟﻤﻬﻮری ﺗﺮﻛﻴﻪ 1933 دوﻟﺖ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻳﻚ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘ ی ﺻﻨﻌﺘﻲ ﻨﺞ ﺳﺎﻟﻪ را ﺑﻪ اﺟﺮا ﮔﺬارد 1935 ﻧﻬﺎدﻫﺎی دوﻟﺘﻲ ﻣﺘﻌﺪدی از ﺟﻤﻠﻪEtibank ، MTA، ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﺮرﺳﻲ و ﺗﻮﺳﻌﻪ ی ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ) EIE (و ﺑﺎﻧﻚ اﺳﺘﺎن ﻫﺎ، ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﻮدﻧﺪ، اﻳﺠﺎد ﺷﺪﻧﺪ. 1945 ﺗﺎﺳﻴﺲ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ دوﻟﺘﻲ آب ) DSI ( 1963 ﺗﺎﺳﻴﺲ وزارت اﻧﺮژی و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻃﺒﻴﻌﻲ ﺗﺮ ﻛﻴﻪ )MENR ( 1970 ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ )TEK ( 1993 - 1994 ﻟﻐﻮ اﻧﺤﺼﺎرTEKاز ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره ی3096 و ﺗﻔﻜﻴﻚ آن ﺑﻪTEAŞ وTEDAŞ 2001 ﻗﺎﻧﻮن ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺑﺮق و راه اﻧﺪازی ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار اﻧﺮژی ) EMRA ( ﻳﺎ) EPDK ( Source: Uzlu, Ergun and Others; Ibid ز ﻫﻢ ﻣﺎن ﺑﺎ اﺑﻼغ ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺎزار ﺑﺮق در ﺳﺎل 2001، ﺗﺼﻤﻴﻢ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪ ﻛﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ- اﻧﺘﻘﺎل )TEAŞ ( ﺑـﻪ ﺳـﻪ ﺷـﺮﻛﺖ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﺎ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ دوﻟﺘﻲ و ﺑﺎ ﻋﻨﺎوﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ )TEIAŞ ( ، ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﺗﺮﻛﻴـﻪ )EUAŞ ( و ﺷـﺮﻛﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺗﺮﻛﻴﻪ )TETAŞ (ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺪﻫﺪ . 1- Cetin, Tamer and Fuat Oguz (2007); The Politics of Regulation in the Turkish Electricity Market; Energy Policy; Volume 35, Issue 3. 2- Energy Market Regulatory Authority (EMRA). 3- Uzlu, Ergun and Others (2011); Restructuring of Turkey’s Electricity Market and the Share of Hydropower Energy: The Case of the Eastern Black Sea Basin; Renewable Energy; Volume: 36 ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 93 ﺷﻜﻞ2 - 34 - ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻣﺠﺰاﺳﺎزی ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﻃﻮل زﻣﺎن 2 - 7 - 2 - ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در ﻛﺸﻮر ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻋﻤﺪﺗﺎ از ﻣﻮﻟﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﺑﺮق آﺑﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و اﻧﺮژی ﺗ ﻮﻟﻴﺪی ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺑﺨﺶ اﻧﺪﻛﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻏﻴﺮ از ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺳﺎل 2011 ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ی ﻛﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺮﻛﻴﻪ 53211 ﻣﮕﺎوات ﺑـﻮده ﻛـﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪه ی ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﺎ ﺣﺪود 63.6 درﺻ ﺪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﻬﻢ را ﺑﻪ ﺧﻮد اﺧﺘﺼﺎص داده . اﻧﺪ ﺑـﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧـﺪﻫﻲ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼـﺐ ﺷـﺪه ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ و ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . Source: Energy Market Regulatory Authority, (2010), Turkish Energy Market: An Investor's Guide. ﻧﻤﻮدار2 - 35 - ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﺳﺎل 2011 در ﻫﻤﺎن ،ﺳﺎل ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺣﺪود 228.4 ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ ا ﺳﺖ ﻛﻪ ﺳﻬﻢ ﻋﻤﺪه ای از آن از ﺳﻮﺧﺖ ﻫـﺎی ﻓﺴـﻴﻠﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ در اﻳﻦ ﺑﺎزار را ﺑﻪ ﺧ ﻮد اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . 94 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول2 - 25 - اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎل 2011 واﺣﺪ : ﺗﺮا وات ﺳﺎﻋﺖ و درﺻﺪ ﺷﺮح ﺳﻮﺧﺖ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎدی ﺳﺎﻳﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮﻫﺎ ﻛﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق 8/ 170 52 8/4 7/0 4/ 228 ﺳﻬﻢ 75 23 2 3/0 100 Source: Energy Market Regulatory Authority, (2010), ibid, p. 16. 2 - 7 - 3 - ﺳﺎﺧﺘﺎر و ﺑﺎزﻳﮕﺮان اﺻﻠﻲ ﺑﺎز ار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﻣﺒﺎدﻻت ﺑﺮق در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ دو روش ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ و ﺑﺎزار ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﺮاز اﻧﺠﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد ﻛﻪ ﻛﻠﻴﻪ ی ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﻧﺘﻘﺎل و ﺗﻮزﻳﻊ از ﺟﺎﻧﺐ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘـﺮرات ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی ﺗﺮﻛﻴـﻪ ﻫﻤﭽﻨـﺎن ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ) دوﻟﺘﻲ ( ﺑﺎﻗﻲ ﻣﺎﻧﺪه اﺳﺖ و ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ در ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﻪ ﺣﺎﻟـﺖ رﻗﺎﺑﺘﻲ درآﻣﺪه . اﻧﺪ زﻧﺠﻴﺮه ی اﻳﻦ ﺑﺎزار از ﭼﻬﺎر ﺑﺨﺶ ﻣﺠﺰای ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺗﻮزﻳﻊ و اﻧﺘﻘﺎل، ﺑﺎزار ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ) ﻣﺸﺘﺮ ﻛﻴﻦ ( ﺗﺸـﻜﻴﻞ ﺷﺪه ﻛﻪ ﻋﻤﺪه ﺑﺎزﻳﮕﺮان آن ﺷﺎﻣﻞ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﺎﻗﺪ ﺷﺮاﻳﻂ، ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ و ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ، ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﮔﺮوه ﻫﺎی ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه و ﻛﻤﭙﺎﻧﻲ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ : ﻫﺮ ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻳﺎ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ ﻛ ﻪ از آزادی اﻧﺘﺨﺎب ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد، ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﺑﻮدن ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف از ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴـﺎت ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻣﻘـﺮرات ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی و ﻳـﺎ اﺗﺼـﺎل ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ آن ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل، ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ . − ﻣﺸﺘﺮﻛﻴﻦ ﻓﺎﻗﺪ ﺷﺮاﻳﻂ : ﻫﺮ ﺷﺨﺺ ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻳﺎ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ ﻛﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ و ﻳﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ را ﺗﻨﻬـﺎ از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ و ﻳﺎ از ﻳﻚ ﺷـﺮﻛﺖ ﺗﻮزﻳـﻊ ﺑﺮﺧـﻮردار از ﻣﺠـﻮز ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ در ﻣﻨﻄﻘـﻪ ی ﺧـﻮدش ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﺪ . − ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪی : ﻫﺮ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ، ﻏﻴﺮ از ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﮔﺮوه ﻫﺎی ﺧـﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪه، درﮔﻴـﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺮق . − ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ : ﻫﺮ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮ ﻗﻲ درﮔﻴﺮ در ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق در ﻳﻚ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﻣﺸﺨﺺ . − ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ : ﻫﺮ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ درﮔﻴﺮ در ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ، واردات، ﺻﺎدرات، و ﺗﺠﺎرت اﻧﺮژی اﻟﻜﺘﺮﻳﻜـﻲ و ﻳﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ و ﻓﺮوش ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ . − ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ : ﻫﺮ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ درﮔﻴﺮ در واردات ﺑﺮق و ﻳﺎ ﻇ ﺮﻓﻴﺖ و ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺑﻪ ﻏﻴﺮ از آن ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل ﻣﺘﺼـﻞ اﻧـﺪ و ﻧﻴـﺰ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ ﺑـﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن . − ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : ﻫﺮ ﻧﻬﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ درﮔﻴﺮ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺎ اوﻟﻮﻳﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد . ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 95 − ﮔﺮوه ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن : ﻫﺮ ﻧﻬ ﺎد ﺣﻘﻮﻗﻲ درﮔﻴﺮ در ﺑﺮق ﺑﺎ اوﻟﻮﻳﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﺎزﻫﺎی زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﻫﺎ ﻳﺶ را ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق دوﻟﺘﻲ EUAS و ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی دارای ﻗﺮاردادﻫـﺎی BOT ، BOO وTOOR ، ﺑـﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد را در اﺧﺘﻴﺎر TETAS ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﺑﺮق ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ TETAS، در اﺧﺘﻴﺎ ر ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ ﻗـﺮار داده ﻣﻲ ﺷﻮد ﺗﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﻪ » ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﺎﻗﺪ ﺷﺮاﻳﻂ «1 ﻋﺮﺿﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺑﺨﺶ ﻋﻤـﺪه ای از ﺑﺮق ﺧﻮد را از ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺑﻪ » ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن واﺟـﺪ ﺷـﺮاﻳﻂ «2 ﻳـﺎ ﺑﻨﮕـﺎه ﻫـﺎی ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﻣﻲ ﻓﺮوﺷﻨﺪ . اﻳﻦ دﺳﺘﻪ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن ﻗﺎدر ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺣﺪاﻛﺜﺮ 20 درﺻﺪ از ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﺷـﺎن ﺑـﻪ ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﻫﺴـﺘﻨﺪ .3 ﺧﻮدﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻴﺰ از ﺣﻖ ﻓﺮوش50 درﺻﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﺷﺎن در ﺑﺎزار، ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻳـﺎ ﺑﻨﮕـﺎه ﻫـﺎی ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻛﻠﻴﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺮق ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔ ﺎن واﺟـﺪ ﺷـﺮاﻳﻂ ﺑﻔﺮوﺷـﻨﺪ؛ ﺑـﺎ اﻳـﻦ ﺗﻔـﺎوت ﻛـﻪ TETAŞ اﺟﺎزه ی ﻓﺮوش ﺑﺮق ﺑﻪ ﻫﻴﭻ ﻳﻚ از ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﺪﻳﺪ را ﻧﺪارد . از ﻃﺮﻓﻲ دﻳﮕـﺮ، اﻳـﻦ ﺷـﺮﻛﺖ ﻫـﺎ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺎ ﺗﺎﻳﻴﺪ MENR وEMRA ، ﺑﺮق در اﺧﺘﻴﺎر ﺧﻮد را ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﺻﺎدر ﻧﻤـﻮده و ﻳـﺎ از آن ﻫـ ﺎ وارد ﻧﻤﺎﻳـﺪ . اﻣـﺎ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻧﻴﺰ ﻣﻮاﺟﻪ اﻧﺪ از ﺟﻤﻠﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﻫﻴﭻ ﺷﺮﻛﺖ ﻋﻤـﺪه ﻓـﺮوش ﺧﺼﻮﺻـﻲ ﻫﻤـﺮاه ﺑـﺎ ﺗﻤـﺎﻣﻲ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی واﺑﺴﺘﻪ اش ﻧﻤﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺳﻬﻤﻲ ﺑﻴﺶ از 10 درﺻﺪ ﻛﻞ ﺑﺮق ﻣﺼﺮف ﺷﺪه در ﻳﻚ ﺳﺎل ﻣﺸﺨﺺ در ﺑـﺎزار را ﺑـﻪ ﺧـﻮد اﺧﺘﺼﺎص دﻫﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺴﻮول راه اﻧﺪازی و ﺑﻬﺮه ﺑ ﺮداری از ﺷﺒﻜﻪ ﻫـﺎی ﺗﻮزﻳـﻊ، آﺧـﺮﻳﻦ ﻣﺮﺟـﻊ ﻋﺮﺿـﻪ ﻛﻨﻨـﺪه و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺗﻘﺎﺿﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﻪ ﺣﺴﺎب ﻣﻲ آﻳﻨﺪ ﻛﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺮق، درﮔﻴﺮ ﻣﺒﺎدﻻت ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ، ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ آن و ﻳﺎ ﺣﺘﻲ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺰ ﺷﻮﻧﺪ . اﻣﺎ اﻳﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﺑﻪ ﻫﻴﭻ ﻋﻨﻮان ﺣﻖ ﻣﺸـﺎرﻛﺖ در ﻓﻌـﺎ ﻟﻴﺘﻲ ﻏﻴﺮ از ﻣﻮارد ﻓﻮق را ﻧﺪارﻧﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ، دارﻧﺪﮔﺎن ﻣﺠﻮز ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . اﻳـﻦ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ و ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ آن را ﺑﺪون ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﺑﺮ ﻋﻬﺪه داﺷﺘﻪ و از ﺣﻖ واردات ﺑﺮق ﻧﻴ ﺰ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﻧﻘﺶ، ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻫﺎ و وﻇﺎﻳﻒ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﺑﻴﺎﻧﮕﺮ ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﻧﺠﺎم ﻣﺒﺎدﻻت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻴﺰ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺷـﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 2 - 36 (زﻳﺮ ﻣﺮاﺣﻞ ﻛﻠﻲ و ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻫﺮ ﻣﺮﺣﻠﻪ از داد و ﺳﺘﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزار را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . 1- Non-Eligible Customers 2- Eligible Customers 3 - اﻳﻦ ﺳﻬﻢ از ﺟﺎﻧﺐEMRA ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻣﻮرد ﺗﺠﺪﻳﺪ ﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد . 96 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺷﻜﻞ 2 - 36 - ﺳﺎﺧﺘ ﺎر ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ 2 - 7 - 4 - ﻧﺤﻮه ی ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ در ﺑﺎزار ﺑ ﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ دوﻟﺖ ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﺳﺎل 2006 ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻮﻗﺘﻲ ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﺮاز1 ﺗﺸﻜﻴﻞ داد ﻛﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ آن ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮآورد ﻫﺎی ﺧﻮد از ﻣﻴﺰان ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از روز ﺟﺎری را در اﺧﺘﻴﺎر ﺑﺎزار ﻗﺮار ﻣﻲ . داد ﺳﭙﺲ واﺣ ﺪﻫﺎی ﻣﺴﻮول ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﺮاز ) اﻋﻀﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﺮاز ، ( ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﺷﺎن در ﺑﺎزه ﻫﺎی زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺸﺨﺺ ﺑـﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ارﺳﺎل ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ . اﻋﻀﺎی اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻋﺒـﺎرت از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ) ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﻣﺴـﺘﻘﻞ، EUAS و ﺧﻮدﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ، ( ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﺗﻮزﻳ ﻊ ﺑﻮدﻧﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ارﺳﺎﻟﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی ﭘﺎﻳﮕﺎه داده ﺑﺮای ﻛﺸﻒ ﻗﻴﻤـﺖ و ﻣﻴـﺰان ﺑﻬﻴﻨﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻣﻲ ﺷﺪﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس دﺳﺘﻮرات ﻻزم از ﺟﺎﻧﺐ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن درﺑـﺎره ی اﻓﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺑﺎ ﻣﻴﺰان ﺗﻘﺎﺿﺎی روزاﻧﻪ، ﺻﺎدر ﻣﻲ ﺮددﮔ . اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻪ ﺗﺎ دﺳﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل 2009 اداﻣﻪ داﺷﺖ، از وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی زﻳﺮ ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮد : − ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻮازن ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس دﺳﺘﻮرات ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت روزاﻧﻪ − ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ی ﻳﻚ ﻃﺮﻓﻪ از ﺟﺎﻧﺐ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ﺑﺎزار − ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﻪ ﻣﺎه ﻳﻚ ﺑﺎر اﻳ ﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ از آن ﺟﻬﺖ ﻣﻮﻗﺘﻲ ﻧﺎﻣﻴﺪه ﺷﺪ ﻛﻪ ﻃﺒﻖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺑـﺎزار ﺑـﺮق ﺗﺮﻛﻴـﻪ ﺑﺎﻳـﺪ ﭘـﺲ از ﻳـﻚ ی ه دور زﻣﺎﻧﻲ 5 ﺳﺎﻟﻪ ، ی ه دور اﻧﺘﻘﺎل از ، ﻳﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر رﻗﺎﺑﺘﻲ در ﻫﺮ دو ﺑﺨﺶ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ و ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮﺧـﻮردار ﮔـﺮدد . 1- Settlement and Balancing Market (BM) EUAS BO-BOT-TO IPPs ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺴﺘﻘﻞ TETAS ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ) ﺧﺼﻮﺻﻲ ( TEiAS ) اﻧﺘﻘﺎل، ﺑﺎزار و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﺳﻴﺴﺘﻢ ( ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ و ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ) دوﻟﺘﻲ و ﺧﺼﻮﺻﻲ ( واردات و ﺻﺎدرات واردات ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن اﻧﺤﺼﺎری در اﺧﺘﻴﺎر ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﺸﺘﺮﻳﺎن ﺟﺪﻳﺪ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﺴﻮﻳﻪ و ﺗﺮاز ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﺎن ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺑﺎزار / ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﺎن ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﺼﻞ دوم - ﻣﺮوری اﺟﻤﺎﻟﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان و ﺑﺮﺧﻲ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ 05 / 09 / 93 97 در دﺳﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل2009 ، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻮﻗﺘﻲ ﻣﺬﻛﻮر ﺑﻪ » ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺑ ﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی روز ﻗﺒﻞ «1 ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻳﺎﻓﺖ . در اﻳﻦ ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻫﻤﭽﻨﺎن ﻳﻚ ﻃﺮﻓﻪ و از ﺟﺎﻧﺐ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن / ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻮد اﻣﺎ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت ﻣﺨﺘﻠﻒ روز ﺑﻌﺪ و ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻋﺘﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﺮﻓﺖ .2 در ﻧﻬﺎﻳﺖ در دﺳﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل2011 ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓـﺖ ﻛﻪ در آن ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﻗﺎدر ﺑﻪ اراﺋﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺧﻮد ﺑﺮای ﻓﺮوش و ﺧﺮﻳﺪ ﺑﻮده و ﻗﻴﻤـﺖ ﺷﻜﻞ ﮔﺮﻓﺘﻪ از ﺑﺮ ﻫﻢ ﻛﻨﺶ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻫﺎی ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از روز ﺑﻌﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار را ﺷـﻜﻞ ﻣـﻲ دﻫـﺪ .3 ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ) ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . ب- ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ اﻟﻒ- ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی روز ﻗﺒﻞ Source: USAID/CAUCASUS Office of Energy and Environment (2012); Turkish Electricity Price Curve Analysis (2010-2011). p.4. ﺷﻜﻞ2 - 37 - ﺷﻜﻞ ﮔﻴﺮی ﻗﻴﻤﺖ در ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻳﺰی ر و ﺑﺎزار روز ﻗﺒﻞ ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ، ﺗﻌﺎدل ﺑﻴﻦ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ در ﻃﻮل دوره ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی روز ﻗﺒﻞ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﺑﺮق در اﺛﺮ ﻋﻮاﻣﻞ زﻳﺮ از ﺑﻴﻦ ﺑﺮود : − اﻧﺤﺮاف از ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه − ﺷﺮاﻳﻂ آب و ﻫﻮاﻳﻲ ﻏﻴﺮﻗﺎﺑﻞ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ − ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻏﻴﺮﻗﺎﺑﻞ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی − ﺧﺮاﺑﻲ ﻏﻴﺮﻗﺎﺑﻞ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﺳﺮاﺳﺮی ﻛﻪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﺟﺮﻳﺎن اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺷﻮد در ﭼﻨﻴﻦ ﺷﺮاﻳﻄﻲ، » ﻣﺮﻛﺰ ﻣﻠﻲ ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺎر «4 ﺗﺮﻛﻴﻪ )MYTM (ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺪاوم ﺗـﺮاز ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ را ﻣﻮرد ارزﻳﺎﺑﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺑﺮای ﻣﻮاﺟﻬﻪ ﺑﺎ اﺗﻔ ﺎﻗﺎت اﺣﺘﻤﺎﻟﻲ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻋﺪم ﺗﻮازن ﺳﻴﺴﺘﻢ در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ذﺧﻴﺮه ی اوﻟﻴﻪ، ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ و ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ در زﻣﺎن ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن اﺳﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﻋـﻼوه ﺑـﺮ ﻣﻨـﺎﺑﻊ 1- Day-ahead Planning Mechanism (DAPM) 2- Electricity Generation and Market in Turkey; 2009 3- USAID/CAUCASUS Office of Energy and Environment (2012); Turkish Electricity Price Curve Analysis (2010-2011). p. 4. 4- Turkey National Load Distribution Center (NLDC) 98 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﺬﻛﻮر، ذﺧﺎﻳﺮ دﻳﮕﺮی ﻫﻤﭽﻮن ذﺧﻴﺮه ی ﭘﻴﻚ و ذﺧﺎﻳﺮ ﺷﺮاﻳﻂ ﻏﻴﺮﻃﺒﻴﻌﻲ ﺑﺮای اﻣﻨﻴﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه ﻛـﻪ ﻣ ﺴﻮوﻟﻴﺖ ﻋﺮﺿﻪ ﻫ ی آن ﺎ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 2 - 7 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺳﻬﻢ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﺟﻬﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . اﻣﺎ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ از اﻳـﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺻﺮﻓﺎ در ﺑﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪه ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛ ﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس و در ﻗﺎﻟﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اوﻟﻴﻦ اﺑﺰار ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻫﻤﺎن ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺳﺎل 2001 )ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره ی 4628 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﭼﺎرﭼﻮب اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن اﻓﺮاد و ﻳﺎ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ اﻗﺪام ﺑﻪ اﻳﺠﺎد ﺗﺎﺳﻴﺴ ﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘ ﺬﻳﺮ اﻧﺮژی ﺑـﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼـﺐ ﺣﺪاﻛﺜﺮ 500 ﻛﻴﻠﻮوات ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، از اﻟﺰاﻣﺎت ﺻﺪور ﻣﺠﻮز راه اﻧﺪازی ﻣﻌﺎف ﻣﻲ ﺷﺪﻧﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻣﻘﺮرات ﺑﺎزار اﻧﺮژی )EMRA (ﺗﺎﺳﻴﺲ ﮔﺮدﻳﺪ و ﻛﺎرآﻓﺮﻳﻨﺎن ﺑﺨﺶ ﺧﺼﻮﺻﻲ اﺟﺎزه ی ﺳﺎﺧﺖ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را ﺑﺎ اﺧﺬ ﻣﺠﻮز از EMRA ﭘﻴﺪا ﻛﺮدﻧﺪ . در ﻣﺎه ﻣﻲ ﺳﺎل 2005 ﻗﺎﻧﻮن اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ) ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره ی 5436 ( ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻮﺳﻌﻪ ی اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻨﻮع ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸـﺎر GHG ، ﺟﺮﻳﻤـﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪات زاﺋﺪ، ﻣﺤﺎﻓﻈﺖ از ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ و ﺗ ﻮﺳﻌﻪ ی ﺻﻨﺎﻳﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻣﻮﻟﺪﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن ﺑﺎدی، ﺧﻮرﺷﻴﺪی، زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، ﺑﻴﻮﻣﺎس، ﺑﻴﻮﮔﺎز، اﻧﺮژی ﻣﻮﺟﻲ و ﺟﺰ و ﻣﺪی، واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻫﻴﺪروژﻧﻲ، واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﻛﻢ ﺗﺮ از 50 ﻣﮕﺎوات، واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ذﺧﻴﺮه ای ﺑﺎ ﺳﻄﺢ ذﺧﻴﺮه ی ﻛﻢ از ﺗﺮ 15 ﻛﻴﻠﻮﻣﺘﺮﻣﺮﺑﻊ ﻳﺎ ﺣﺠﻢ ذﺧﻴﺮه ی ﻛﻢ ﺗـﺮ از 100 ﻣﻴﻠﻴﻮن ﻣﺘﺮﻣﻜﻌﺐ را در ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد .1 ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس ﻣﺸﻤﻮل اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻧﻤﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ در زﻣﻴﻨﻪ ی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﻗﺎﻟﺐ دو ﻗﺎﻧﻮن ﻓﻮق را ﻣﻲ ﺗﻮان د ر ﺳـﻪ دﺳﺘﻪ ی ﺻﺪور ﻣﺠﻮز، ﺗﺨﺼﻴﺺ زﻣﻴﻦ و ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺎ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺛﺎﺑﺖ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻛﺮد . ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃـﻮر ﺧﻼﺻـﻪ در ﺟـﺪول )2 - 26 ( ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 2 - 26 - ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ اﺣﺪاث و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺷﻤﺎر ه ی 4628 و5346 ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﺸﻮﻳﻘ ﻲ ﺗﺸﻮﻳﻘﺎت ﺻﺪور ﻣﺠﻮز اﻟﻒ- ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻫﺎی500ﻛﻴﻠﻮوات از درﻳﺎﻓﺖ ﻣﺠﻮز راه اﻧﺪازی ﻣﻌﺎف ﻫﺴﺘﻨﺪ ب- ﺗﻨﻬﺎ ﻳﻚ درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺻﺪور ﻣﺠﻮز ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻬﺎدﻫﺎی درﺧﻮاﺳﺖ ﻛﻨﻨﺪه ﭘﺮداﺧﺖ ﺷﻮد . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻳﻦ ﮔﻮﻧـﻪ ﻧﻬﺎدﻫـﺎ ﺑـﻪ ﻣﺪت ﻫﺸﺖ ﺳﺎل از ﺗﺎرﻳﺦ ﺛﺒﺖ ﺷﺪه در ﻣﺠﻮزﺷﺎن از ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی از ﭘﺮ داﺧﺖ ﻣﺒﻠﻎ ﻣﺠﻮز ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﻣﻌﺎف ﻫﺴﺘﻨﺪ . ج- از اوﻟﻮﻳﺖ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . ﺗﺨﺼﻴﺺ زﻣﻴﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی اﺟﺎره، ﺣﻖ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﻳﺎ اﺳﺘﻔﺎده از زﻣﻴﻦ ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ دوﻟﺖ در ده ﺳﺎل اﺑﺘﺪاﻳﻲ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻳﺎ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری از ﻃﺮح ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﺒﻞ از 31 / 12 / 2012 ﺑﻪ اﺗﻤﺎم ﻣﻲ رﺳﻨﺪ و از ﻣﺎﻟ ﻜﻴﺖ آن ﻫﺎ ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد، ﺑﻪ ﻣﻴﺰان 85 درﺻﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﺪ . ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ دوﻟﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ را ﺑﻪ ﻣﺪت10 ﺳﺎل ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮﻳﺪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑـﻴﻦ5 ﺗـﺎ5.5 ﺳـﻨﺖ ﻳـﻮرو ﺑـﻪ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ، ﺿﻤﺎﻧﺖ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ Source: Kucukali, S. and K. Baris, (2011), ibid, p. 2458 1- Kucukali, S. and K. Baris, (2011), Renewable Energy Plicy in Turkey, World Renewable Energy Congress, Sweden. p. 2457. 3 ﻓﺼﻞ3 اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و روش ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 101 ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و روش ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 3 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺷﺒﻜﻪ، ﻳﻜﻲ از ﻣﺴﺎﻳﻞ ﺑﺴﻴﺎر ﻣﻬﻤﻲ ﻛﻪ در ﺗ ﺠﺪﻳﺪ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻣـﺪ ﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺖ ﻫﻤﺎﻧﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﻗﺎﺑﻞ اﺗﻜﺎ و ﻣﻄﻤﺌﻦ ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ اﺳﺖ . ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﻀﻤﻴﻦ و ﺑﺮآورده ﻛـﺮدن اﻟﺰاﻣﺎت ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ی ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول ﺑﻲ ﻃﺮف ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﺴﺘﻘﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ )ISO (ﮔﺬ ارده ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ رﺻﺪ داﺋﻤﻲ وﺿﻌﻴﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺳﺮاﺳﺮی از ﺣﻴﺚ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻮازن ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺮق در ﻫﺮ ﻟﺤﻈﻪ از زﻣﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻬﻢ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ و ﻋﺮﺿﻪ ی ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ در ﺷـﺒﻜﻪ ی ﺑـﺮق اﺳـﺖ ﻛﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ1 ﺧﻮاﻧﺪه ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . در ﻳﻚ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻪ ﻫﻢ ﭘ ﻴﻮﺳﺘﻪ، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮای ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از اﻧﺘﻘﺎل ﻗﺪرت و ﺣﻔﻆ ﭘﺎﻳﺪاری ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺣﺼﻮل اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻴﻔﻴﺖ و اﻣﻨﻴﺖ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز آن، ﺿﺮوری ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ .2 اﻳـﻦ ﺧـﺪﻣﺎت از ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ی ﻣﻬﻢ ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﻛﻪ در دﻫﻪ ﻫﺎی ا ﺧﻴﺮ ﺑﺎ و ﻇﻬﻮر ﺑﺎزارﻫﺎ ی ﺑـﺮق ﺗـﻼش ﺷـﺪه ﺗـﺎ ﺣـﺪودی ﺑـﻪ ﺻ ﻮرت ﺧﺪﻣﺎت ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻌﺎﻣﻠﻪ در ﺑﺎزارﻫﺎ ی رﻗﺎﺑﺘﻲ درآﻳ .ﻨﺪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺗﻔﺎوت در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت، ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی و ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری ﺑﺎزار، از ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . اﻣﺎ در ﻳﻚ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻛﻠﻲ، ﺧ ﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛ اراﺋﻪ ﻪ ﺎ ﻫ ی آن ﺗﻮﺳﻂ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺗﻮﻟﻴﺪ، اﻧﺘﻘﺎ ل و ادوات ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺑﺮای ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از اﻧﺘﻘﺎل ﺗﻮان اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺧﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎﻳﻲ اﻃﻼق ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻗﺎﺑﻞ اﻃﻤﻴﻨﺎن از ﺷﺒﻜﻪ ی ﻗﺪرت ﺿﺮوری ﻫﺴﺘﻨﺪ .3 ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔﻲ ﻧﻴﺰ ا ز اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻗـﺪرت اﻧﺠـﺎم ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻛـﻪ در ﻳـﻚ ﻃﺒﻘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﻠﻲ اﻧﻮاع اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت را ﻣﻲ ﺗﻮان در ﻗﺎﻟﺐ ﻫﺎی ذﻳﻞ دﺳﺘﻪ ﺑﻨﺪی ﻛﺮد : − ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ4 ) FCAS ( − ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺷﺒﻜﻪ5 ) NCAS ( − ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ و ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ6 ﺷﺒﻜﻪ ﻳﺎ ﺧﺪﻣﺎت راه اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد ﺷﺒﻜﻪ7 ) SRAS ( 1- Ancillary Services 2- M. Pirbazari, Ali; (2009); Ancillary Services: Definitions, Market and Practices in the World, Chalmers University of Technology, Sweden. 3 - ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان، ﻣﺮوری ﺑﺮ اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق دﻧﻴﺎ، دﻓﺘﺮ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻗﺘﺼﺎدی و ارﺗﻘﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق، 1387 . 4- Frequency Control Ancillary Service 5- Network Controlled Ancillary Service 6- Restoration 7- System Restart Ancillary Service 102 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 3 - 2 - اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ 3 - 2 - 1 - ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﺣﻔﻆ و ﺗﺜﺒﻴﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ در ﻣﻘﺪار ﻧﺎﻣﻲ ﺧﻮد ﻛﺎر و ﺳﺮ دارﻧﺪ . ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻣﻔﻬـﻮم اﺳـﺘﻔﺎده از ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، ﺟﻬﺖ ﻛﻨﺘﺮل دﻗﻴﻘﻪ ﺑﻪ دﻗﻴﻘﻪ و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﺑﻴﻦ ﺗﻮ ﻟﻴﺪ و ﻣﺼـﺮف در ﻳـﻚ ﻧﺎﺣﻴـﻪ ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ اﻳﻦ . ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ، ﺧﻮد ﺑﻪ ﭼﻨﺪ دﺳﺘﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ ﻛـﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ1 ﻳﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ، رزروﻫﺎی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) ﭼﺮﺧﺎن2 ﻳﺎ ﻏﻴﺮﭼﺮﺧﺎن3 ، ﻛﻨﺘـﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳـﻪ ﻳـﺎ ﺛﺎﻟﺜﻴـﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ( و ﺧﺪﻣﺎ ت ﺗﻌﻘﻴﺐ ﺑﺎر 4 .ﻳﻚ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﻣﻮﺟﺐ ﻣـﻲ ﺷـﻮد ﺗـﺎ ﺳﻴﺴـﺘﻢ از اﻧـﺮژی ﺟﻨﺒﺸﻲ ذﺧﻴﺮه ﺷﺪه در ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺎی ﭼﺮﺧﺎن ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺟﻬﺖ ﺟﺒﺮان اﻳﻦ ﻛﻤﺒﻮد اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ . زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ ﻣﺼﺮف ﺑﺎﺷﺪ، اﻧﺮژی اﺿﺎﻓﻲ ﺑﺎﻋﺚ اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﺮﻋﺖ روﺗﻮر ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﺑﺮﻋﻜﺲ در ﻣﻮارد ﻛﻤﺒـﻮد ﺗـﻮان ﺗﻮﻟﻴـﺪی، ﺳـﺮﻋﺖ ﻛـﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ﻟﺬا ﺳﻴﮕﻨﺎل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﺸﺨﺼﻪ ﺧﻮﺑﻲ ﺟﻬﺖ ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﻳﻚ در ﻧﺎﺣﻴﻪ ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ در . ﺷﻜﻞ )3 - 1 (ﻧﻤﻮﻧﻪ ای روﻧﺪ از ﺗﻐﻴﻴﺮات و ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ازای ﺑﻪ از دﺳﺖ رﻓﺘﻦ ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻫﻤـﺎن ﻃـﻮر ﻛـﻪ ﻣﺸـﺎﻫ ﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد ﺑﺮای ﺑﺎﻻﻧﺲ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ازای ﺧﺮوج ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﭘﺎﺳﺦ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻔـﻲ ﺑـﺎ ﺳـﺮﻋﺖ ﻫـﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺖ . ﺷﻜﻞ 3 - 1 - ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ازای ﺧﺮوج ﻳﻚ واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ 1- Primary Frequency Control 2- Spinning Reserve 3- Non-Spinning Reserve 4- Load Following ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 103 3 - 2 - 2 - ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ یﻫﺎ ﺟﻨﺒﻪ ﻛﻴﻔﻲ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق از ﻛﻪ ) ﺟﻨﺲ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ( ﻣﺮﺑﻮط ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی و ﻫﻤﺎﻫﻨﮕﻲ ﻋﻤﺪﺗﺎ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﻧﻘﺎط در ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق و ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان ﻋﺒﻮری از (ﻓﻠﻮ ) ﻗﺴﻤﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ اﺳﺖ . ﻣﺘﺪاول ﺗﺮﻳﻦ ﺗﺠﻬﻴﺰاﺗﻲ ﺑﺮای ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﻣﻲ ﻛﺎر ﺑﻪ روﻧﺪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ، ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮرﻫﺎی ﺳﻨﻜﺮون، ﺧﺎزن ﻫﺎ، راﻛﺘﻮرﻫﺎ ، SVC ﻫﺎ و ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭘﺮاﻛﻨﺪه ﺑﻪ . ﻃﻮر ﻛﻠـﻲ اﻳـﻦ ﻧـﻮع ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺧﻮد ﺳﻪ ﺑﻪ دﺳﺘﻪ ﻋﻤﺪ ه ی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ و رﺑﺎ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . 3 - 2 - 2 - 1 - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺎر اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ اﻗﺪاﻣﺎت زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از ﭘﺎﻳﺪاری ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺣﻀﻮر ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻳﺎ ﺑﺎر ﺗﻘﺎﺿﺎ اﻃﻼق ﻣﻲ ﺪﺗﻮاﻧ ﻣﻲ و ﺷﻮد ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺗﻜﻤﻴﻞ ﻣﺒﺎدﻻت ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﻗﺮارداد ﺑﻴﻦ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﻧﻴﺰ را در ﺑﺮﮔﻴﺮد اﻳﻦ . ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی ﻣﻨﺎ از ﺑﻊ ﺗ ﻮﻟﻴﺪ و ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﻘﺎل در دﺳﺘﺮس، ﺷﺎﻣﻞ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻣﻨﺎﺳﺐ از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻮزﻳﻊ ﺑﺎر، ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺠـﺎم ﺷـﺪه و ا ﻣﻜﺎن اراﺋﻪ ﺑﻪ آن ﺻﻮرت رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻣﻘﺪور ﺎﺷﺪﺑ ﻤﻲﻧ . اﻧﺘﻈﺎر رود ﻣﻲ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﻣﺮﺑﻮط اﻳﻦ ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎت، ﻴﻦﭘﺎﻳ ﺑﺎﺷﺪ زﻳﺮا ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ادوات و ﺗﺠﻬﻴﺰات اﻧـﺪازه ﮔﻴـﺮی ، ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎﺗﻲ و وﺳـﺎﻳﻞ ارﺗﺒـﺎﻃﻲ و ﻣﺨـﺎﺑﺮاﺗﻲ ﺑـﻪ ﻋـﻼوه ﭘﺮﺳـﻨﻠﻲ ﺑـﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار از ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻴﺎز اﺳﺖ اﻳﻦ و ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺴﺘﻠﺰم اﻧﺠﺎم ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮ ﺟﻪ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ . 3 - 2 - 2 - 2 - ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در زﻣﺎن ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف، ﺧﺪﻣﺖ ﻛﻨﺘـﺮل وﻟﺘـﺎژ ﺑـﺮای ﺣﻔـﻆ وﻟﺘـﺎژ ﺷـﺒﻜﻪ در ﺳـﻄﺤﻲ ﻣﺸـﺨﺺ از ﻃﺮﻳـﻖ ﺣﺪاﻛﺜﺮﺳﺎزی ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﻗﺎﺑﻞ ارﺳﺎل ) اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ( ، ﺿﺮوری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺻﻨﻌﺘﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳ ﻦ ﺿﺮورت، ﺟﺒﺮان ﻛﻨﻨﺪه ﻫـﺎی ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ ﺷـﺎﻣﻞ SVC ﻫـﺎ1 ، STATCOM ﻫـﺎ و ﻛﻨﺪاﻧﺴـﻮرﻫﺎی ﺳـﻨﻜﺮون ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﺑﺎﻳﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻧﺮﻣﺎل و اﺿﻄﺮاری ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری را ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار دﻫﺪ . در ﺷﺮاﻳﻂ ﻧﺮﻣﺎل ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری، ﺳـﻄﺢ وﻟﺘﺎژ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻴﻦ 95 /0 و05 /1 ﺑﻪ ازای ﻫﺮ واﺣﺪ ﺣﻔﻆ ﺷﻮد و در ﺷﺮاﻳﻂ ﻏﻴﺮﻧﺮ ﻣﺎل ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻛﺎﻓﻲ ﺑﺮای ﺟﻠـﻮﮔﻴﺮی از اﻓـﺖ ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ وﻟﺘﺎژ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎﻳﺪ ﻓﺮاﻫﻢ ﺷﻮد . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ، ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺷـﺮاﻳﻂ ﻏﻴﺮﻧﺮﻣـﺎل از اﻫﻤﻴـﺖ ﺑﺴـﻴﺎر ﺑﻴﺶ ﺗﺮی ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻧﺮﻣﺎل ﺑﺮﺧﻮردار اﺳﺖ .2 ﮔﺎﻫﻲ اوﻗﺎت ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اﻳﻦ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﭘﺎﻳﺪاری وﻟﺘﺎژ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری ﻋﻤﻞ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺣﺎﻟـﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴـﻮر ﺣﺎﻟﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ﭘﺎﻳﺪاری وﻟﺘﺎژ ﻣـﻲ ﭘـﺮدازد . اﻳـﻦ ﻋﻤـﻞ ﺑـﺮای ﺗﻀـﻤﻴﻦ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان ﺑﺎﻛﻴﻔﻴﺖ، ﺑﺎ اﻣﻨﻴﺖ و ﻗﺎﺑﻞ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﭘـﺬﻳﺮد . ﺗـﻮان ﺧﺮوﺟـﻲ ژﻧﺮاﺗـﻮر ﺳـﻨﻜﺮون، ﻣﻌﻤـﻮﻻ ﺑـﻪ 1- Static VAR Compensators 2- M. Pirbazari, Ali; (2009); ibid, p.2. 104 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻣﻘﺪار ی در ﻣﺤﺪوده MVA ﮔﺮدان اوﻟﻴﻪ1 آن ﻣﺤﺪود ﻣﻲ ﺷـﻮد . زﻣـﺎﻧﻲ ﻛـﻪ ﺗـﻮان ﺣﻘﻴﻘـﻲ و وﻟﺘـﺎژ ﺗﺮﻣﻴﻨـﺎل ﺛﺎﺑـﺖ ﺑﺎﺷـﻨﺪ، ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ ﻫﺎ ی آرﻣﻴﭽﺮ و ﻣﻴﺪان ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ژﻧﺮاﺗﻮر ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد . ﻣﺤـﺪوده ی ﮔﺮﻣـﺎﻳﻲ ﺳـﻴﻢ ﭘﻴﭽـ ﻲ آرﻣﻴﭽﺮ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺷﻜﻞ )6 - 2( داﻳﺮه ای ﺑﻪ ﺷﻌﺎع2 1 t a R (V I ) = و ﺑﻪ ﻣﺮﻛﺰی ﻛﻪ در ﻣﻌﺎدﻟﻪ ی )1 (ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه ﻣﻲ ، ﺑﺎﺷـﺪ و ﻣﺤﺪوده ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ ﭘﻴﭽ ﺳﻴﻢ ﻲ ﻣﻴﺪان، داﻳﺮه ای ﺑـﻪ ﺷـﻌﺎع t af 2 s V E R X = و ﺑـﻪ ﻣﺮﻛـﺰی ﻧﻘﻄـﻪ ی2 C ﺑـﺎ ﻣﺨﺘﺼـﺎت 2 t s V (0, ) X − ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ در ﻣﻌﺎدﻟﻪ 2 ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ .t V ،وﻟﺘﺎژ ﺑﺎس ژﻧﺮاﺗﻮرaI ،ﺟﺮﻳﺎن ﻣﺎﻧﺪﮔﺎر آرﻣﻴﭽﺮaf E وﻟﺘﺎژ ﺗﺤﺮﻳـﻚ وs X راﻛﺘﺎﻧﺲ ﺳﻨﻜﺮون ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺷﻜﻞ3 - 2 - ﻧﻤﻮدار ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮ ان راﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺳﻨﻜﺮون )1( 2 2 2 t a P Q V I + ≤ )2( 2 2 2 2 t t af S S V V E P Q X X ⎛ ⎞ ⎛ ⎞ + + ≤ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎜ ⎟ ⎝ ⎠ ⎝ ⎠ ﻧﻘﻄﻪ ی ﻧﺎﻣﻲ ﻛﺎر ﻣﺎﺷﻴﻦ، ﻣﺤﻞ ﺗﻼﻗﻲ دو داﻳﺮه )R در ﺷﻜﻞ )3 - 2( ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ R P P < ، Q ﺗﻮﺳـﻂ ﺣـﺪ دﻣـﺎﻳﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ ﻣﻴﺪان ﻣﺤﺪود ﻣﻲ ﺷﻮد . زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ R P P > ، ﺣﺪ دﻣﺎﻳﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ آرﻣﻴﭽﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ را ﻣﺤـﺪود ﺧﻮاﻫـﺪ .ﻛﺮدR P ﺗﻮان ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﺗﻮان ﻧﺎﻣﻲ ﻣﺎﺷﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮای ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ژﻧﺮاﺗﻮر ﺳﻨﻜﺮون ﺷﻜﻞ )3 - 3( را در ﻧﻈﺮ ﺑﮕﻴﺮﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺷﻜﻞ،Base Q ﺗـﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺮای ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻛﻤﻜﻲ ﺧﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﮔﺮ ﻧﻘﻄﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی داﺧﻞ ﻣﺤﺪوده ﻧﻤﻮدار ﻗﺮار ﮔﻴﺮد، ﺑـﺮای ﻣﺜﺎل A Base (P ,Q )، در اﻳﻦ ﺻﻮرت واﺣﺪ ﻗﺎدر ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺧﻮد را ازBase Q ﺗﺎA Q ﺑﺪون ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ اﻓﺰاﻳﺶ دﻫﺪ . اﮔﺮﭼﻪ اﻳﻦ ﻛﺎر ﺑﺎﻋﺚ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻠﻔﺎت در ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭽﻲ ﻫﺎ و ﻣﺘﻌﺎﻗﺐ آن اﻓﺰاﻳﺶ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺗﻠﻔﺎت ﺧﻮاﻫﺪ .ﺷﺪ 1- Prime Mover ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 105 ﺷﻜﻞ3 - 3 - ﻧﻤﻮدار ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮر ﺳﻨﻜﺮون درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺮ روی ﻣ ﺤﺪوده ی ﻣﻮرد ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻗﺮار ﮔﻴﺮد، در اﻳﻦ ﺻـﻮرت ﻫـﺮ ﮔﻮﻧـﻪ اﻓـﺰاﻳﺶ در Q ﻣﺴـﺘﻠﺰم ﻛﺎﻫﺶ در ﺗﻮﻟﻴﺪ P ﺑـﺮای ﻗـﺮار ﮔـﺮﻓﺘﻦ در ﻣﺤـﺪود ه ی ﮔﺮﻣـﺎﻳﻲ ﺳـﻴﻢ ﭘﻴﭽـﻲ ﻫـﺎ ﺧﻮاﻫـﺪ ﺑـﻮد . ﻧﻘﻄـﻪ ی A را در ﻧﻤـﻮدار ﺑـﺎ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖA A (P ,Q ) در ﻧﻈﺮ ﺑﮕﻴﺮﻳﺪ . در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ، ﺑﺮای ﻣﺜﺎلB Q ، ﺑﺎﻳﺪ ﻧﻘﻄﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﻪ ﻧﻘﻄﻪ ی B ﺑﺎ ﻣﻮﻗﻌﻴﺖB B (P ,Q ) ﺎ و ﺑB A P P < ﺟﺎﺑﺠﺎ ﺷﻮد اﻳ . ﻦ ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ی آن اﺳﺖ ﻛﻪ واﺣﺪ در ﺻﻮرت ﻧﻴـﺎز ﺑـﻪ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ، ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮای ﻗﺮار داﺷﺘﻦ در ﻣﺤﺪوده ﮔﺮ ﻣﺎﻳﻲ ﭘﻴﭽ ﺳﻴﻢ ﻲ ﻫﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺧﻮد را ﻛﺎﻫﺶ دﻫﺪ . ﺷﻜﻞ )3 - 3( ﻫﻤﭽﻨﺎن ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ﻳﻚ ﺣﺪ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺑﺮای Q ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﻣﺤﺪوده ی ﻋﻤﻠﻜـﺮدی واﺣـﺪ را در ﻧﺎﺣﻴـﻪ زﻳـﺮ ﺗﺤﺮﻳﻚ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ وﺟﻮد ﻧﻘﺎط ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ در ﻧﻘﺎط اﻧﺘﻬﺎﻳﻲ ﻧﺎﺣﻴﻪ آرﻣﻴﭽﺮ، ﻣﺤﺪود ﻣﻲ ﺳﺎزد . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه اﻳﻦ ی ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻈﺮ از ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ و اﻗﺘﺼﺎدی از ﻗﺒﻴﻞ ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳـﺦ دﻫـﻲ، ﺗﻮاﻧـﺎﻳﻲ ﭘﺸـﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از ﺮاتﻴﺗﻐﻴ وﻟﺘﺎژ و ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺑﺎ ی ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﻣﺘﻔﺎوت ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻋﻤﺪ یﻫﺎ اﻳﻦ ی ه ﺧﺪﻣﺎت ﺷـﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی، ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری، اﺳﺘﻬﻼک و ﻫﺰﻳﻨ ی ﻪ ﺳﻠﺐ ﻓﺮ اﺳﺖ ﺻﺖ . 3 - 2 - 3 - ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ و ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺑﺎزﮔﺸﺖ ﺑﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻋﺎدی ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از وﻗﻮع ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﻫﺎی ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺰرگ ﻫﺴﺘﻨﺪ اﻳﻦ . ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل ﺗﻮﺳﻂ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ ی ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧـﻮد راه اﻧـﺪازی اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . 3 - 2 - 3 - 1 - ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺘﻌﻠﻖ ﺑﻪ دﺳﺘﻪ از ای ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﺷﺒﻜﻪ اﺳﺖ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻨﺪ ﺑﺪون ﻧﻴﺎز ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ، ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻛﻨﻨﺪ . اﻏﻠﺐ اﻳﻦ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﭘﺲ از وﻗﻮع ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی در ﺷﺒﻜﻪ در و ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻘﺶ ﻣﻬﻤﻲ ﺑﺮ را ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ؛ ﻟـﺬا ﺑﺮای ﻛﻤﻚ ﺑﺎ ﺑﻪ زﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﺾ وﻗﻮع اﻏﺘﺸﺎﺷﺎت ﺑﺰرگ ﻳﺎ ﻓﺮوﭘﺎﺷـﻲ ﺷـﺒﻜﻪ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﻫﺴـﺘﻨﺪ . ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎی دارای 106 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑﺎﻳﺪ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﺟﺬب ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻛﻨﺘـﺮل وﻟﺘـﺎژ در ﺣـﻴﻦ ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﺑﺎزﻳـﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ دارا ﺑﻮدن اﻣﻜﺎﻧﺎت ارﺗﺒﺎﻃﻲ و ﻻزم ﻫﻤﺎﻫ ﻨﮕﻲ ﻣﻴﺎن ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑـﺮای ﺣﻔـﻆ اﻧﻌﻄـﺎف ﭘـﺬﻳﺮی ﺷـﺒﻜﻪ و ﭘﺎﻳﺪاری ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺣﺪاﻗﻞ ﻛﺮدن ﻃﻮل ی ه دور ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی و ﺗﻀﻤﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ در ﺣﻴﻦ اﻧﺠـﺎم ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﺑﺎزﻳـﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ، ﺿﺮوری اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﻋﻤﺪه اﻳﻦ ی دﺳﺘﻪ از ﺧﺪﻣﺎت اﻏﻠﺐ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ﺗﺠﻬﻴﺰات و ﺑﻬﺮه ﺑﺮد و ی ار ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری ﻫ آن از ﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ اﻳﻦ ﺑﺎ . وﺟﻮد ﻫﺰﻳﻨﻪ در ﻧﻴﺰ ﻳﻲﻫﺎ ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار از ی ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل در ﻃـﻮل ی دوره ﺑﺎزﻳـﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ وﺟﻮد دارد ﻛﻪ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻠﻔﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ اﺳـﺖ در . ﺑﺮﺧـﻲ ﻣـﻮارد ﻫﺰﻳﻨـﻪ را ﻳﻲﻫـﺎ ﻧﻴـﺰ در ارﺗﺒـﺎط ﺑـﺎ ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت اﻣﻜﺎن ﭘﺬﻳﺮی ﺑﺮای اﻳﻦ ﺧﺪﻣ در ﺎت ﻧﻈﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . 3 - 2 - 3 - 2 - رزرو ﻣﻜﻤﻞ ﻳﺎ ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ اﻳﻦ رزرو، وﻇﻴﻔﻪ ی ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ از رزروﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار را ی ﺑﺮﻋﻬﺪه دارد ﺑﺎﻳﺪ و ﻗﺎدر ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ ﺗﺎ ﻣﻨﻈﻮر ﺣﻔﻆ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﻧـﺎﻣﻲ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار در ی ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦ اﻳﻦ رزروﻫﺎ ﺷﻮد، اﻳﻦ از رو ﻧﻴﺎزی ﻧﻴﺴﺖ ﻛﻪ ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫـﻲ ﺎ ﻫـ آن ﻛـﻢ ﺑﺎﺷـ ﺪ ) ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﻳﻚ ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﻨﻜﺮون ﺷﻮﻧﺪ (. رزروﻫﺎ ی ﻣﻜﻤﻞ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎ زﻣﺎن رﺳﻴﺪن ﺳﻄﺢ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺑﻪ ی ﻣﻘـﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﻣﺪاوم ﺳﺮوﻳﺲ دﻫﻲ را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ رد . ﺣﺎﻟﺖ ﻋﻤﻮﻣﻲ، رزروﻫﺎ ی ﻣﻜﻤﻞ ﺑﺎﻳﺪ ﺣـﺪاﻗﻞ ﺑـﺮای دو ﺳـﺎﻋﺖ در دﺳﺘﺮس ﺑﺎﺷﻨﺪ ) اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ . ( ﻋﻤﺪه ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫـﺎ اﻳـﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ یﻫـﺎ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی، ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﺠﻬﻴﺰات اﺳﺖ .1 در اداﻣﻪ ﺑﻪ ﺑﺮرﺳﻲ ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ و اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ در ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻳـﻦ ﺧـﺪﻣﺎت، در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق ﺑﺮرﺳﻲ ﺷﺪه در ﻓﺼﻞ ﭘﻨﺠﻢ ﮔﺰارش ﺣﺎﺿﺮ، ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 3 - 3 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﺑﺮق 3 - 3 - 1 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان در اﻳﺮان ﺳﻪ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺖ ﺟﺎﻧﺒﻲ در آﻳﻴﻦ ﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ ﻛﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﻧﻴـﺰ ﺑﺎﺑـﺖ اراﺋـ ﻪ ی ﺑﻪ ﺎﻫ آن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − ﻛﻨﺘﺮل ا وﻟﻴﻪ ی ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ − ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ − ذﺧﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 1 - ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق اﻳﺮان، ﻫﻤﺎن ، 1387 ، ﺻﺺ13 - 9. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 107 3 - 3 - 1 - 1 - ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ روﻳﻪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان در ﺟﻠﺴﻪ ﻫﺸﺘﺎد و ﭘﻨﺠﻢ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار ﺑـﺮق اﻳﺮان در ﺗﺎرﻳﺦ 11 /2/ 1386 ﺑﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ رﺳﻴﺪ ﺳﺎل ﺗﺎ . 1386 وﻇﻴﻔﻪ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛ ﺎﻧﺲ در ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق اﻳﺮان ﺗﻨﻬﺎ ﺑـﻪ ﻋﻬـﺪ ه ی واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺮق ) آﺑﻲ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻮد ( دز ﺑﻪ اﻣﺎ . دﻟﻴﻞ ﻛﻢ ﺑﻮدن ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﻴﺰ و ﻫﺎ ﻧﻮﺳﺎن ﻣﺤﻠﻲ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺑﺮوز ﻣﺸﻜﻼت ﻓﻨﻲ، ﺣﺎل در ﺣﺎﺿﺮ اﻳﻦ وﻇﻴﻔﻪ ﺑﻪ ﻋﻬﺪه ﺗﻤﺎﻣﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺳﺮاﺳﺮ ﻛﺸﻮر ﻛﻪ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺷﺮﻛﺖ اﻳﻦ ی ﻪ اراﺋ در ﺧﺪﻣﺖ را دارﻧﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﺮ . اﺳﺎس ی ﻪ روﻳ ﻣﺬﻛﻮر ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎﻳﻲ ﺑـﻪ ﻧﻴﺰ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪ ه ی ﺧـﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ی ﻪ اوﻟﻴ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ی ﻪﺷﺒﻜ ﺳﺮاﺳﺮی ﺑﺮق ﻛﺸﻮر ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺗﻨﻬﺎ واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان واﺣﺪﻫﺎی ﻓﻌﺎل در ﺑﺨﺶ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺎﻫـ آن ، ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫـﺎی زﻳﺮ در ﻣﺤﺪوده ای ﻛﻪ از ﻃﺮف ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ اﻋﻼم ﻣﻲ ﺷﻮد ﻗﺮار داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ : اﻟﻒ- درﺻﺪ دروپ ﮔﺎورﻧﺮ ب- ﺑﺎﻧﺪ ﻣﺮده ﻋﻤﻠﻜﺮد ﮔﺎورﻧﺮ پ- زﻣﺎن ﺗﺎﺧﻴﺮ ﭘﺎﺳﺦ ﮔﺎورﻧﺮ ت- ﺣﺪاﻗﻞ ﻗﺪرت ﻓﺼﻠ ﻲ واﺣﺪ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ واﺣﺪﻫﺎی ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎﻳﺪ از اﻣﻜﺎﻧﺎت اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی و ﻣﺨﺎﺑﺮاﺗﻲ ﺑﺮای ﻗﺮا ﺋﺖ ﺗـﻮان ﺧﺮوﺟـﻲ واﺣـﺪ از راه دور ) ﻣـﻮرد ﺗﺎﻳﻴﺪ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ( ، ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻣﻜﺎن ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﻳﺎ ﻧﺎﺣﻴﻪ اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ، ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺘﻲ روی ﭘﺮداﺧﺖ ﺑـﻪ واﺣﺪﻫﺎی ﻓﻌﺎل در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ اﻳﺠﺎد ﻧ .ﻛﻨﺪ ﻤﻲ ﺑﺮ ﻫﻤﻴﻦ اﺳﺎس، ﺑﻪ ﻫﻤﻪ واﺣﺪﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﮔﺎورﻧﺮ ﻓﻌﺎل داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷـﻨﺪ و ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﺎﻫ نآﺢ ﻴﺻﺤ از ﻃﺮف ﻣﺮﻛﺰ ﺗﺎﻳﻴﺪ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ، ﺑﻬﺎ ﻳﻲ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟ ﻴ ﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . دو روش ﻛﻠ یﺑﺮا ﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟ ﻴ ﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺷـﺮﻛﺖ ﻣـﺪ ﻳﺮﻳ ﺖ ﺷـﺒﻜﻪ ﺗـﺎ زﻣﺎن ﻓﺮاﻫﻢ ﺷﺪن اﻣﻜﺎﻧﺎت ﻻزم ﺟﻬﺖ اﺟﺮا ی روش اول از روش دوم اﺳﺘﻔﺎده ﻧﻤ ﻣﻲ ﺎﻳﺪ . ﭘﺲ از ﻓﺮاﻫﻢ ﺷﺪن اﻣﻜﺎﻧﺎت اﺟـﺮا ی روش اول، ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪ ﻳﺮﻳ ﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎ ﻳ ﺪ ﺿﻤﻦ اﻋﻼم ﻣﺮاﺗﺐ ﺑﻪ ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈ ﻴ ﻢ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﻓﻌﺎﻻن ﺑـﺎزار، روش اول را ﺟـﺎ ﻦ ﻳﮕﺰﻳ روش دوم ﻧﻤﺎ ﻳﺪ. روش اول ﻛﺎﻣﻞ ﺗﺮ و دﻗ ﺗﺮ ﻖﻴ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻲ ، وﻟ ﺑﻪ دﻟ ﻴ ﻞ ﻛﻤﺒﻮد اﻃﻼﻋﺎت دﻗ ﻴ ﻖ ﻓﻨ ﻲ از واﺣﺪﻫﺎ و ﻋـﺪم ﺗﻮاﻧـﺎ ﻳﻲ در ﻣﺤﺎ ﺳﺒﻪ ﺑﻌﻀ ﻲ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎ ی اﻳ ﻦ روش، از روش دوم ﻛﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﺮ ﻣﺒﻨﺎ ی ﺗﺠﺮﺑﻪ و اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻮﺟﻮد در ﺷـﺮﻛﺖ ﻣـﺪ ﺖ ﻳﺮﻳ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﮔﺮدد . روش اول : ﺗﻌﻴﻴﻦ دﻗﻴﻖ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺳﻬﻢ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻫﺮ واﺣﺪ در اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ و ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮ ﻟﻴ ﺪ، ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺳﻬﻢ ﻣﺸﺎرﻛﺖ، ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭘﺬﻳ ﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی واﺣﺪ در ﺑﺎزار و ﻣﻴﺰان ﺗﻮان ﻋﻤﻠﻲ واﺣﺪ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ )i PFC− وi PFC+ ( ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد : {} ac min max i i i i PFC min P P ,PFC − − = − 108 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ { } max ac max i i i i PFC min P P ,PFC + + = − min iP :ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮان ﺗﻮﻟ ﻴﺪی واﺣﺪ ) ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨ ﻲ ﺷﻨﺎﺳﻨﺎﻣﻪ ﻫﺮ واﺣﺪ ( max iP :ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﺗﻮﻟ ﻴﺪی واﺣﺪ )ﻣﻴ ﺰان آﻣﺎدﮔ ﻲ واﺣﺪ ( ac iP: ﻣﻴ ﺰان اﻧﺮژ ﻳﭘﺬ ی ﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﺑﺎزار در ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺮﺑﻮط max i PFC+ :ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺳﻬﻢ ﻣﺸﺎرﻛﺖ واﺣﺪ در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺳﻤﺖ اﻓﺰا ﻳ ﺶ ﺗﻮان max i PFC− :ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺳﻬﻢ ﻣﺸﺎرﻛﺖ واﺣﺪ در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺳﻤﺖ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان ﭘﺎراﻣﺘﺮmax i PFC− ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪ ه ی ﻣﻴ ﺰان ﺗﻮاﻧ ﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳ ﻚ واﺣﺪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻋﻤﻠ ﻲ در ﻣﺪت زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺼـ ﻲ، ﻛـﻪ واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺨ ﻴ ﺺ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪ ﻳﺮﻳ ﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، در ﺟﻬﺖ ﻛﺎﻫﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺗﺼﺤ ﻴ ﺢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ ﻛﺎﻫﺶ دﻫﺪ ﻳـ ا . ﻦ ﺗﺎﺧﻴﺮ در ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان ﻧﺎﺷ از ﻲ ﺗﺎﺧﻴﺮ در ﺳ ﻴ ﺴﺘﻢ ﺗﺸﺨ ﻴﺺ دﻫﻨﺪه ﻳ اﻓﺰا ی ﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺗﺎﺧﻴﺮ در ﺳ ﻴ ﺴﺘﻢ ﻣﺨﺎﺑﺮاﺗ ﺑﻴﺶ و ﻲ ﺗـﺮ از ﻫﻤﻪ ﻟﺨﺘ ﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﻣﻜﺎﻧ ﻴﻜﻲ و ﻛﻨﺘﺮﻟ ﻲ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﮔﺮ ا ﻳ ﻦ ﺗﻮان ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﻘـﺪار ac min i i P P − ) ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺗـﻮان ﻗﺎﺑﻞ اﻓﺰا ﻳ ﺶ از ﻧﻈﺮ ﻓﻨ ( ﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ا ﻳ ﻦ ﻣﻘﺪار ﺑﻪ ﻋﻨﻮانi PFC− در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﭘﺎراﻣﺘﺮmax i PFC+ ﻧﻴﺰ ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪ ه ی ﻣﻴﺰان ﺗﻮاﻧﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻋﻤﻠﻲ در ﻣـﺪت زﻣـﺎن ﻣﺸﺨﺼـﻲ ﻛﻪ واﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺗﺸﺨﻴﺺ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، در ﺟﻬﺖ اﻓﺰاﻳﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ و ﺗﺼﺤﻴﺢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ، اﻓﺰاﻳﺶ دﻫـﺪ . اﻳﻦ ﺗﺎﺧﻴﺮ در اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﺎﺧﻴﺮ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺸﺨﻴﺺ دﻫﻨﺪه اﻓﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺗﺎﺧﻴﺮ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺨﺎﺑﺮاﺗﻲ و ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ ﻫﻤﻪ ﻟﺨﺘﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ی ﻣﻜﺎﻧﻴﻜﻲ و ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﮔﺮ اﻳﻦ ﺗﻮان ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﻘﺪارmax ac i i P P − ) ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ ﻛﺎﻫﺶ از ﻧﻈﺮ ﻓﻨﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ، اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺑﻪ ﻋﻨﻮانi PFC+ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺗﺒﺼﺮه : در ﻣﻮاردی ﻛﻪ ﺑﺎﻧﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨ ﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﻞ ﺑـﺎزه ﺣـﺪاﻗﻞ ﺗـﺎ آﻣـﺎدﮔﻲ اﺑـﺮاز ﺷـﺪه را در ﺑـﺮ ﻤﻲﻧ ﮔﻴﺮد ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺑﺎﻧﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻦmin iP وmax iP ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻬﺎی اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻫﺮ دو ﺳﻤﺖ ﻛﺎﻫﺸﻲ و اﻓﺰاﻳﺸﻲ را در ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و ﻧﺮخ ﻫ ﺮ دو ﻳﻜﺴﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻬﺎی اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ :ﺷﻮد ﻣﻲ i i Payment (PFC PFC ) (RF 1) BA + − = + × − × BA :ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ RF : ﺿﺮﻳﺐ دﻫﻲ وزن ارزش 1 ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎده ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ1 ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎده ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 109 ﻣ ﻘﺪارi i PFC PFC + − + ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه ﻛﻞ ﺑﺎزه ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻫﻢ در ﺟﻬﺖ ﻛﺎﻫﺶ و ﻫﻢ در ﺟﻬﺖ اﻓﺰاﻳﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﺪ و در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ داﺷﺘﻦ اﻳﻦ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺑﻪ ازای ﻛﻞ اﻳﻦ ﺑﺎزه ﺑﻬﺎی ﺷـﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛ ﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ واﺣﺪ ﺑﺮای ﻛﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺑﺮاز ﺷﺪه واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ارﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ در ﺻﻮرت ﻓﻌﺎل ﺷﺪن ﺗﻤﺎم ﻳﺎ ﺑﺨﺸﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ اﺧﺘﺼﺎص ﻳﺎﻓﺘﻪ ﺑﻪ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴـﻪ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ، ﺑﻬـﺎی اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی واﺣﺪ ﭘﺮداﺧ ﻣﻲﺖ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﺑﻨﺪ ﺑﻴﺎن ﻛﻨﻨﺪه اﻳﻦ ﻣﻄﻠﺐ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﻛـﻪ در ﺻـﻮرﺗﻲ ﻛـﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺮﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ، ﻋﻼوه ﺑﺮ درﻳﺎﻓﺖ داﺋﻤﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺷﺮﻛﺖ در اﻳﻦ ﺑﺎزار )Payment ( ﻛﻪ در ﺑﻨﺪ ﺑﺎﻻ ﺑﻪ آن اﺷﺎره ﺷﺪ، درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺛﺮ ﻛﺎﻫﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، واﺣﺪ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﺠﺒﻮر ﺑﻪ اﻓﺰ اﻳﺶ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﺧـﻮد ﮔﺮدد، ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی را ﻛﻪ ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺑﺮای ﻣﺪت ﻛﻮﺗﺎﻫﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ را ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدی ﺧـﻮد در ﺑـﺎزار اﻧﺮژی از ﺑﺎزار درﻳﺎﻓﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . روش دوم : اﺿﺎﻓﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﺑﺎزه ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ واﺣﺪی ﻛﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻣﺮﻛـﺰ در ﻛﺘـﺮل اوﻟﻴـﻪ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﻣﺸـﺎ رﻛﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ ، ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﭘﻬﻨﺎی ﺑﺎﻧﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮدی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ )s iP ( ، ﺑﺎ ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻣﺮﻛﺰ، اﺿﺎﻓﻪ ﭘﺮداﺧﺖ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . اﻳـﻦ اﺿﺎﻓﻪ ﭘﺮداﺧﺖ، در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد s i Payment P (RF 1) BA = × − × BA :ﭘﺎﻳﻪ ﻧﺮخ آﻣﺎدﮔﻲ s iP: ﭘﻬﻨﺎی ﺑﺎﻧﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮدی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﻮرد ﺗﺎﻳﻴﺪ ﺑﺎزار RF : ﺿﺮﻳﺐ دﻫﻲ وزن ارزش ﻳﻚ ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎده واﺣﺪی ﻛﻪ در ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻧﺴﺒﺖ ﺑـﻪ 1 ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎده واﺣﺪی ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر ﻣﺸﺎرﻛﺖ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ در اﻳﺮان ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻛﻤﺒﻮد اﻃﻼﻋﺎت ﻓﻨﻲ دﻗﻴـﻖ از ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ و ﻧﺒـﻮد روش دﻗﻴﻘـﻲ ﺑـﺮای ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﺑـﺎزه i i PFC PFC + − + ، اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﺠﺮﺑﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ و ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﻗﺒﻠﻲ ﻣﻮﺟﻮد از ﻫﺮ واﺣﺪ، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد و ﺑﺮ اﺳﺎس آن و ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ روش اول ﺑﻬﺎی ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻫـﺮ واﺣـﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﻣﻮرد واﺣﺪﻫﺎب آﺑﻲ ﻓﻌﺎل در ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻬﺎ در ﺧﺎرج از ﻣﺤﺪوده ﻫﺎ ی ﺳـﺨﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی (Hard/Forbidden Zone) ﻮرﺻ .ﻴﺮدﮔ ﻣﻲ ت 110 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ در ﻣﻮرد آن دﺳﺘﻪ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی ﻛﻪ ﻣﺠﻬﺰ ﺑﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻛﻨﺘـﺮل ﻳﻜﭙﺎرﭼـﻪ ﺗـﻮان (Joint Control) ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ ، ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ اﻳﻦ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ ﺗﻌﺪاد واﺣﺪﻫﺎی در ﻣـﺪار آن ﻧﻴﺮوﮔﺎه، واﺑﺴﺘﻪ اﺳﺖ . RF ﺑﺮای ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮﻳﻦ دروپ ﻣﻮﺟﻮد در ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮاﺑﺮ 01 /1 و ﺑﺮای ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ دروپ ﻣﺪرد ﻗﺒﻮل ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮاﺑﺮ 005 /1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﻘﺪار RF ﺑﺮای ﻓﺎﺻﻠﻪ ﺑﻴﻦ اﻳﻦ دو واﺣﺪ دارای ﺗﻮزﻳﻊ ﺧﻄﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺑﺨﺶ ﻧﻜﺎت ﻓﻨﻲ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﺷﺎره ﺷﺪ، ﻫﺮ ﭼﻪ دروپ ﻳﻚ واﺣـﺪ ﺗـﺮ ﻛـﻢ ﺑﺎﺷـﺪ، در ﺻـﻮرت اﻓـﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ، آن واﺣﺪ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی در اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ و در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﻬﺎی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی در ازای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی درﻳﺎﻓﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺿﺮﻳﺐ RF ﺑﺮای اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺰرگ ﺗـﺮ ﺧﻮاﻫـﺪ ﺑـﻮد و ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻋﻜـﺲ ﺑـﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺑﺎ دروپ ﺑﺰرگ ﺗﺮ اﻳﻦ ﺿﺮﻳﺐ ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮ اﻧﺘﺨﺎب ﺧﻮاﻫﺪ ﺷ . ﺪ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ و ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮ ﻳﻦ دروپ ﻣﻮﺟﻮد در ﺷﺒﻜﻪ و دروپ ﻫﺮ واﺣﺪ، ﺿﺮﻳﺐ RF ﺑﺮای ﻫﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه از ﻓﺮﻣﻮل زﻳ ﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺷﻜﻞ3 - 4 - ﻧﻤﻮدار ﻧﺸﺎن دﻫﻨﺪه راﺑﻄﻪ ﺧﻄﻲ دروپ ﺑﺎ RF min i i max min 0.005 RF (SG SG ) 1.01 SG SG − = − + − ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﺸﺨﺺ ﺷﻮد واﺣﺪی ﻛﻪ ﭘﻴﺸﺘﺮ آﻣ ﺎدﮔﻲ ﺧﻮد را ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در اراﺋ ﻪ ی ﺧـﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘـﺮل اوﻟﻴـﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﻋﻼم ﻛﺮده اﺳﺖ، ﺑﺪون اﻋﻼم ﻗﺒﻠﻲ، اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت را اراﺋﻪ ﻧ ﻤﻲ دﻫـﺪ ، ﻣﺸـﻤﻮل ﻛﺴـﺮ درآﻣـﺪ ﻧﺎﺷـﻲ از ﻋـﺪم اﺟـﺮای ﺗﻌﻬﺪات ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻫﺮﮔﻮﻧﻪ اﻧﺤﺮاف ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨ ﻲ ﮔﺎورﻧﺮ از ﻣﻘﺎد ﻳ ﺮ از ﻗﺒﻞ اﻋﻼم ﺷﺪه ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻣـﺪ ﻳﺮﻳ ﺖ ﺷـﺒﻜﻪ، در ﺣﻜـﻢ ﻋـﺪم اﺟـﺮا ی ﺗﻌﻬﺪات داﻧﺴﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد از ﻟﺤﻈﻪ ی اﻋﻼم ا ﻳ ﻦ ﻣﻄﻠﺐ ﺑﻪ ﺑﺎزار، واﺣﺪ از ﻟ ﻴ ﺴﺖ واﺣﺪﻫﺎ اراﺋﻪ ی ﻛﻨﻨﺪه ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒ ﻲ ﺧﺎرج ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ، ﻛﺴﺮ درآﻣﺪ ﻧﺎﺷ ﻲ از ﻋﺪم اﺟﺮا ی ﺗﻌﻬﺪات، ﻣﻌﺎدل 1/1 ﺑﺮاﺑﺮ ﻧﺮخ ﭘﺎ ﻳ ﻪ آﻣﺎدﮔ ﻲ ﺑﻪ ازا ی ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓ ﻴﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ واﺣﺪ ﺑﺮا ی آن ﺑﻬﺎ ی ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﻳ ﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﺮده اﺳﺖ . اﻳ ﻦ ﻛﺴﺮ درآﻣﺪ، از ﻟﺤﻈﻪ ﻓﻌﺎل ﺳﺎزی ﻣﺠﺪد ﮔﺎورﻧﺮ ) ﺑﺎ ﺗﻨﻈ ﻴ ﻤﺎت از ﭘ ﻴ ﺶ ﺗﻌ ﻴﻴ ﻦ ﺷﺪه ( ﻣﻨﺘﻔ ﻣﻲ ﻲ .ﺷﻮد ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 111 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ا ﻳ ﻨﻜﻪ ﻋﺪد 1/1 ﻳﺟﺮ یﺑﺮا ﻳﻤﻪ ﻚ واﺣﺪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ اﻋﺪاد 01 /0 و005 /0 (RF-1) ﻴﺑﺴ ﺎر ﺑﺰرگ و ﻏ ﻴ ﺮ ﻣﻨﻄﻘـ ﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻳ ، ا ﻦ ﻋﺪد در ﺟﻠﺴﻪ 99 ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈ ﻴ ﻢ ﺑﻪ ﻋﺪد 1/0 ﺗﺼﺤ ﻴ ﺢ ﮔﺮد .ﺪﻳ ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ د ر ﺻﻮرت ﻋﺪم ﻣﻮﻓﻘﻴﺖ واﺣﺪ در آزﻣﻮن ﻇﺮﻓﻴﺖ، ﻛﺴﺮ درآﻣﺪ اﺿﺎﻓﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺧـﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘـﺮل اوﻟﻴـﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﺘﻮﺟﻪ واﺣﺪ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - 3 - 1 - 2 - ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان ﺧ ﺪﻣﺎﺗﻲ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻛﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻛﻨ ﺘﺮل و ﺣﻔﻆ ﺳﻄﻮح وﻟﺘـﺎژ ﻫـﺎ ﻨﻪﻴﺷـ در ی ﺷـﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﻓﻮق و ﻊ،ﻳﺗﻮز در ﺳﻄﺢ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎ ی ﻣﻮرد ﻗﺒﻮل ﺻﻨﻌﺖ ﺑﺮق ﻛﺸﻮر اراﺋﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﺮ اﺳﺎس روﻳﻪ ﻫﺎ و دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺮان، ﺗﻌﺎرﻳﻒ و ﻣﻔﺎﻫﻴﻤﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای درک رواﺑﻂ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ و ﭘﺮدا ﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺖ ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎﻳﺪ ﻣﺪﻧﻈﺮ ﻗﺮار ﮔﻴﺮﻧـﺪ . اﻳـﻦ ﻣﻔـﺎﻫﻴﻢ ﺑـﻪ ﺷـﺮح زﻳـﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ : ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻗﺎﺑﻞ ﻮﻴ ) ﺪﻴﺗﻮﻟ ﺟﺬب (: ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴﻮی اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﻓﺎرغ از ﻧﻘﻄﻪ ﻛـﺎر و ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨ ﻲ ﻣﻮرد ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻛﺎرﺷﻨﺎس ﻫﻴﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ، ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( آن ﺎﺷﺪﺑ ﻣﻲ . ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗـﻮان راﻛﺘ ﻮﻴـ ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻮﻟ ﺪﻴـ ) ﺟﺬب ﺎﺑ ( max max (Q_ Lead )Q_ Lag ﺶﻳﻧﻤﺎ داده ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳـﻦ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ در اﻳـﻦ دﺳـﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ و رواﺑـﻂ ﻣﻮﺟـﻮد در آن ﻫﻤﻮاره ﻣﺜﺒﺖ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( در ﻳﻚ ﻧﻘﻄﻪ ﻛﺎر : ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮی اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻨﺒ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲﻊ ﺪ در ﻧﻘﻄﻪ ﻛﺎر و ﺑﺪون ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( ﻛﻨﺪ . ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ) ﺟـﺬب ( در ﻫـﺮ ﻧﻘﻄـﻪ ﻛـﺎر در ﺳـﺎﻋﺖ h ﺑﺎmax,r,h max,r,h (Q _ LeadOpr )Q _ LagOpr ﻧﻤﺎﻳﺶ داده ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻣﻘﺎدﻳﺮ در اﻳﻦ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ و رواﺑﻂ ﻣﻮﺟﻮد در آن ﻫﻤﻮاره ﻣﺜﺒﺖ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ درﺧﻮاﺳﺘﻲ : ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ ﻛﻪ دﺳﺘﻮر ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( آن در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛـﺰ ﺑـﻪ ﻣﻨﺒـﻊ اﻋـﻼم ﺷﺪه اﺳﺖ و ﺑﺎacc,r,h acc,r,h (Q_ Lead )Q _ Lag ﻧﻤﺎﻳﺶ داده ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻣﻘﺎدﻳﺮ در اﻳﻦ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ و رواﺑـﻂ ﻣﻮﺟـﻮد در آن ﻫﻤﻮاره ﻣﺜﺒﺖ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ی ﺟﺬﺑﻲ ( در ﺣﺎﻟﺖ ﭘﺲ ﻓﺎز ﭘﻴﺶ ) (ﻓﺎز را ﺑﺎ (Q _ Lead)Q _ Lag ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫﻨـﺪ . اﻳـﻦ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ در اﻳـﻦ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ و رواﺑﻂ ﻣﻮﺟﻮد در آن ﻫﻤﻮاره ﻣﺜﺒﺖ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺧﻄﻮط ارﺗﺒﺎﻃﻲ : ﻣﻨﻈﻮر آن دﺳﺘﻪ از ﺧﻄﻮط اﻧﺘﻘﺎل اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺒﺪا و ﻣﻘﺼﺪ آن دو ﺑﺮق ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻧﺮژ ی راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ) ﺟﺬﺑﻲ ( ﻣﻨﺒﻊ r در ﺳﺎﻋﺖh ﺑﺎr,h r,h (RE _ Lead )RE _ Lag ﻧﺸﺎن داده ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﻣﻘﺎدﻳﺮ در اﻳﻦ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ و رواﺑﻂ ﻣﻮﺟﻮد در آن ﻫﻤﻮاره ﻣﺜﺒﺖ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘ ﻴﻮ اﺟﺒﺎر ی: ﻣﺤﺪوده اﺳﺖ ای ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ درآن ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ( بﺟﺬ ) اﻧﺮژی راﻛﺘ ﻴﻮ، ﺑﻬﺎی اﻧﺮژ ی راﻛﺘ ﺎﻓﺖﻳ در ﻮﻴ ﻤﻲﻧ ﻛﻨﻨﺪ اﻳﻦ . ﻣﺤﺪوده در ﺣﺎﻟﺖ ﭘﺲ ﻓﺎزی ) ﺗﻮﻟﻴﺪی ، ( ﻧﻘﺎط ﻛﺎری دارایCos 0.9 ϕ < در و ﺣﺎﻟﺖ ﭘﻴﺶ ﻓﺎزی 112 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ )ﺟــﺬﺑﻲ ( ﻧﻘــﺎط ﻛــﺎری دارایCos 0.95 ϕ < را در ﺑــﺮ ﻣــﻲ ﮔﻴــﺮد . ﻣﺤــﺪوده اﺟﺒــﺎری ﻛﻨﺘــﺮل ﺗــﻮان راﻛﺘ ﻮﻴــ ﺑــﻪ ﻮرتﺻ[ ] NP NP Q _ Lead ,Q _ Lag − ﻧﺸﺎن داده ﻣﻲ .ﺷﻮد 2 t NP t P Q _ Lag (1 0.9 ) 0.484 P 0.9 = − = × 2 t NP t P Q_ Lead (1 0.95 ) 0.329 P 0.95 = − = × ﺗﻮﺿﻴﺢ : ﻣﻨﻈﻮر ازtP ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی اﻛﺘﻴﻮ ﻣﻨﺒﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺮﺑﻮط ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺧﺼﻮص ﻣﻨـﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴـﻚ ﻏﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻣﻘﺪار اﻳﻦ ﭘﺎر اﻣﺘﺮ ﺻﻔﺮ ﻟﺤﺎظ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻧﺮخ اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ : ﻧﺮﺧﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮ اﺳﺎس آن ﺑﻪ ازای ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟـﺬب ( ﻫﺮﻣﮕـﺎوا ت ﺧـﺎرج از ﺑﺎﻧـﺪ راﻛﺘ ﻮﻴـ اﺟﺒﺎر ی ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻣﻨﻄﻘﻪ اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ : ﻣﺤﺪوده ﻫﺎ ﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ از ﻃﺮف ﻣﺮﻛﺰ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ ، ﭘﺴـﺖ ﻫـﺎی ﻣﺼـﺮﻓﻲ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪی و ﺧﺮﻳﺪاران ﻣﻮﺟﻮد در ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻣﺸﺨﺺ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﻮارد ذﻳﻞ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : اﻟﻒ- ﻣﻨﺒﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ اﻋﻢ از واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺣﺎﻟﺖ ژﻧﺮاﺗﻮر و واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون ب- ﻣﻨﺒﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﮔﺮدان ﻏﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻧﻈﻴﺮﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜﺮون ج- ﻣ ﻨﺒﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻏﻴﺮﮔﺮدان ﻧﻈﻴﺮSVC و دﻳﮕﺮ ادوات د- ﻣﻨﺒﻊ اﺳﺘﺎﺗﻴﻚ ﻧﻈﻴﺮ ﺧﺎزن و راﻛﺘﻮر ﺛﺎﺑﺖ و ﭘﻠﻪ ای ﺗﻤﺎم ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜ ﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻪﻴﻛﻠ . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻮﻇﻔﻨﺪ ز ﻳﺮ ﻧﻈﺮ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪ ﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ در ﻣﺤﺪوده[ ] max max Q_ Lead ,Q_ Lag − ﺟﻬﺖ ﺣﻔﻆ ﭘﺎ ﻳﻲﺎﻳ ﺷﺒﻜﻪ ﻮانﺗ ، راﻛﺘ ﺗﻮﻟ ﻮﻴـ ﺪﻴـ ) ﺟﺬب ( . ﻨﺪﻳﻧﻤﺎ ﻋﺪم ﻫﻤﻜﺎری ﺑﺎ ﺷﺮﻛﺖ ﺖﻳﺮﻳﻣﺪ ﺷﺒﻜﻪ در اﻳﻦ زﻣﻴﻨﻪ ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻘﺾ دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی ﺗﻠﻘﻲ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﻧﻘﻄﻪ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی اﻧﺮژی راﻛﺘ ﻳﺧﺮ ﻮﻴ ﺪاران، ﻛﻨﺘﻮرﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻫﺮ ﭘﺴﺖ ﺗﻐﺬﻳﻪ ﻛﻨﻨﺪ ﻣﻲ ﺎﻫ آن ی ه ﺑﺎﺷﺪ . در ﻣﻮرد ﺧﻄﻮط ارﺗﺒﺎﻃﻲ، درﻫﺮﺳﺎﻋﺖ، درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﻨﺪ ه ی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ) ﻣﺴﺘﻘﻞ از ﺟﻬﺖ اﻧﺘﻘـﺎل ﺗـﻮان اﻛﺘﻴـﻮ ( ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺧﺮﻳﺪار ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 113 ﺷﻜﻞ 3 - 5 - ﻣﻨﺤﻨﻲ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ راﻛﺘﻴﻮ ﻣﻨﺒﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﻧ ﺤﻮه ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﮔﺮدان ﻏﻴـﺮ ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﺻﻮرت اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﻠﻴﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻧ ﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﮔﺮدان ﻏﻴﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ، ﻳﺪﺑﺎ درﺧﻮاﺳﺖ یﻫﺎ ﺧﻮد را ﺟﻬـﺖ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴﻮ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ 10 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ از روز ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪ ﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ اﻋﻼم ﻧﻤﺎ .ﻳﻨﺪ ﻣﻮارد ﻳﺪﺑﺎ ﻳﻞ ذ در ﻫﺮ درﺧﻮاﺳﺖ ذﻛﺮ ﺷﻮد : اﻟﻒ- ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤﺖ ﺑﺮای درﻳﺎﻓﺖ ﺑﻬﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ )ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤﺖ ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎLag β ﻧﺸﺎن داده ﻣـﻲ ﺷـﻮد ( ﺑـﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻋﺘﻲ، ﺑﺮﺣﺴﺐ ﺿﺮﻳﺒﻲ ) ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮ ﻳﺎ ﻣﺴﺎوی ﻳﻚ ( از ﻧﺮخ اﻧﺮژ ی راﻛﺘ .ﻮﻴ ب- ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤﺖ ﺑﺮای درﻳﺎﻓﺖ ﺑﻬﺎی ﺟﺬب ﺗ ﻮان راﻛﺘﻴﻮ )ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤﺖ ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎLead β ﻧﺸﺎن داده ﻣﻲ ﺷﻮد ( ﺑـﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻋﺘﻲ، ﺑﺮﺣﺴﺐ ﺿﺮﻳﺒﻲ ) ﻛﻮﭼﻚ ﺗﺮ ﻳﺎ ﻣﺴﺎوی ﻳﻚ ( از ﻧﺮخ اﻧﺮژ ی راﻛﺘ .ﻮﻴ ﺗﺒﺼﺮه : ﺗﺎ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ در ﻓﻀﺎی رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻗﺮار ﻧﺪارﻳﻢ و اﻣﻜﺎن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮای ﻣﻨﺒﻊ وﺟﻮد ﻧﺪارد، ﻣﻘﺪارβ ﺑﺮاﺑﺮ ﻳـﻚ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺿﺮاﻳﺐβ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺻﻌﻮدی ﻣﺮﺗﺐ ﻣﻲ ﺷﻮد (merit order) و اﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ در اﺧﺘﻴﺎر ﻣﺮﻛﺰ ﻗﺮار داده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﺮﻛﺰ ﺣﺘﻲ اﻻﻣﻜﺎن ﺑﺎ رﻋﺎﻳﺖ اﻳﻦ ﺗﺮﺗﻴﺐ و ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻟﺤﺎظ ﻧﻤﻮدن ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎ و ﺷﺮاﻳﻂ ﺷﺒﻜﻪ، از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ ﺗﻮﻟﻴـﺪی ) ﺟﺬﺑﻲ ( درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺑﻌﺪ از اﺗﻤﺎم ﻫﺮ روز ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ، ﻧﺤﻮه ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﻣﻨـﺎﺑﻊ در ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻧـﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ ﺗﻮﺳـﻂ ﻣﺮﻛـﺰ و ﻣﻴـﺰان اﻧـﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ واﺣﺪ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ، ﺑﻪ ﻣﺪﻳﺮ ﺑﺎزار اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد 114 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺑﺨﺶ اراﺋ ﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻧﺤﻮ ه ی ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺎﺑﺖ ﺗـﺎﻣﻴﻦ آن ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑـﻪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻧ ﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﺷﺎﻣﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮا ﺗﻮﻟ ی ﻴـﺪ و ﺟـﺬب اﻧـﺮژ ی راﻛﺘ ﻴـﻮ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑـﻪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ اﺳﺘﺎﺗﻴﻚ، در ﻗﺎﻟﺐ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎی ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﺻﻮرت ﮔﺮﻓﺘﻪ و در ﻗﺎﻟﺐ اﻳﻦ روﻳﻪ ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﻨ .ﺪ ﻧﺮخ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( اﻧﺮژ ی راﻛﺘ ﻴﻮ ﺑﺮا ی ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ ﻧ ﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ و ﻣﻨﺎﺑﻊ دﻳﻨﺎﻣﻴﻚ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎ درﺻـﺪی از ﻧﺮخ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻣﻮزون اﻧﺮژ اﻛﺘ ی ﻴﻮ آن ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . Lag,h Lag AVG,h _ RE _ E π = α × π Lead,h Lead AVG,h _ RE _ E π = α × π AVG,h _ E π: ﻧﺮخ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻣﻮزون ا ﻧﺮژی اﻛﺘﻴﻮ در ﺳﺎﻋﺖ h ام [Rial/MWh] Lead,h Lag,h ( _ RE ) _ RE π π : ﻧﺮخ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ در ﺳﺎﻋﺖ h ام [Rial/MVArh] ﺿﺮاﻳﺐLag α وLead α ﺗﻮﺳﻂ ﻫ ﻴﺎت ﺗﻨﻈ ﻴﻢ در زﻣﺴﺘﺎن ﻫﺮ ﺳﺎل ﻫﺠﺮ ی ﺷﻤﺴ یﺑﺮا ﻲ ﺳﺎل ﺑﻌﺪ ﺗﻌ ﻴﻴﻦ و اﻋﻼم ﻣﻲ ﺷـﻮد . در ﺻﻮرت اﻋﻼم ﻧﺸﺪن ، ﺿﺮاﻳﺐ ﺳﺎل ﻗﺒﻞ ﺑﺮا ی ﻧﺮخ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ و ﺟﺬب اﻧﺮژی راﻛﺘ ﻴﻮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻣﻘﺪار اﻧﺮژ ی راﻛﺘ ﺗﻮﻟ ﻴﻮ ﻴﺪی ) ( ﻲﺟﺬﺑ ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ در ﺳﺎﻋﺖ h ﻧﻴﺰ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ : {} Lag,r,h r,h NP,r,h REP max (RE _ Lag Q_ Lag ),0 = − { } Lead,r,h r,h NP,r,h REP max (RE _ Lead Q _ Lead ),0 = − r,h r,h (RE _ Lead )RE _ Lag : ﻣﻘﺪار اﻧـﺮژی راﻛﺘ ﻴـﻮ ﺗﻮﻟﻴـﺪی ) ﺟـﺬﺑﻲ ( اﻧـﺪازه ﮔﻴـﺮی ﺷـﺪه ﻣﻨﺒـﻊ r ام در ﺳـﺎﻋﺖh ام [MVArh] Lead,r,h Lag,r,h (REP )REP : ﻣﻘﺪار اﻧﺮژی راﻛﺘ ﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ) ﺟﺬﺑﻲ ( ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻨﺒﻊ r ام در ﺳﺎﻋﺖhم ا [MVArh] ﺗﻮﻟ یﺑﻬﺎ ﻴﺪ و ﺟﺬب اﻧﺮژ ی راﻛﺘ ﺑﺮا ﻴﻮ ی ﻣﻨﺒﻊ r در ﺳﺎﻋﺖh ﺑﻪ ﺻﻮرت ز ﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد Lag,r,h Lag,r,h Lag,h Lag,r,h Cost _ RE REP _ RE = × π ×β Lead,r,h Lead,r,h Lead,h Lead,r,h Cost _ RE REP _ RE = × π ×β Lead,r,h Lag,r,h (Cost _ RE )Cost _ RE : ﺑﻬﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺟﺬب ( اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ ﻣﻨﺒﻊ r در ﺳﺎﻋﺖh ام [Rial] Lag,r,h β وLead,r,h β : ﺿﺮﻳﺐ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻨﺒﻊrام در ﺳﺎﻋﺖh ام ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻣﻨﺒﻌﻲ ﺑﻪ دﺳﺘﻮر ﺷﺮﻛﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ در ﺧﺎرج از ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴـﻮ اﺟﺒـﺎری ﺑـﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻧـﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ ﺑﭙـﺮدازد؛ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد : اﻟﻒ- ﺧﺴﺎرت ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰاﻧـﻲ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻣﻨﺤﻨـﻲ ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ راﻛﺘﻴـﻮ ﻣﻨﺒـﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧـﺮژی اﻛﺘﻴـﻮ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ی هﺷﺪ ﻣﻨﺒﻊ در آن ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺤﺪود ﻣﻲ ﺷﻮد؛ ب- اﻧﺮژ یﺑﻬﺎ ی راﻛﺘ ﻮﻴ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 115 3 - 3 - 1 - 3 - ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﻧﺎﻣﻲ، آزادﺳﺎزی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺟﺒﺮان ﺧﻄﺎﻫﺎی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف و ﺑﺎزﮔﺮداﻧﺪن ﺗﺒﺎدﻻت ﺑﻴﻦ ﻧﻮاﺣﻲ اﻟﻜﺘﺮﻳﻜﻲ ﺑـﻪ ﻣﺤـﺪوده اﻣـﻦ ﺷـﺒﻜﻪ ﻣﻮر د اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﺑﺎﻳﺪ در ﺑﺎزه زﻣـﺎﻧﻲ ﻣﺸـﺨﺺ ﺑـﻪ ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻴـﺰان ﺗـﻮان ﺗﻌﻬﺪی ﺑﺮﺳﺪ و ﺗﺎ زﻣﺎن ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺘﻤﺮار داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . اراﺋﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از واﺣـﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ ) در ﻣـﺪار و ﺧـﺎرج از ﻣـﺪار ( و ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺰرگ ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ای ﻛﻪ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﻳﺎ ﻓﻮق ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﺘﺼﻞ اﺳﺖ ، ﻛﻪ در ﺻﻮرت دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ ﻗـﺎدر ﺑـﻪ ﻛـﺎﻫﺶ ﻣﺼـﺮف ﺧـﻮد ﺟﻬﺖ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺬﻛﻮر ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻧﻮع ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻳﻚ ﻧﻴﺮوﮔﺎه در دوره ﻫﺎ ی زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻧﺒﺎﻳﺪ ﻫﻴﭻ ﮔﻮﻧﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺘﻲ در اراﺋﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺮه ﻴ ذﺧ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری واﺣﺪ ا ﻳ ﺠﺎد ﻧ . ﺪﻳﻤﺎ ﭼﻨﺎن ﭼﻪ واﺣﺪ ﻴ دﻟ ی ﻞ ﻋﺪم اراﺋﻪ ﻣﻄﻠﻮب ا ﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺎت از ﺳﻮ ی ﺧﻮد را ﻧـﻮع ﺳـﻮﺧﺖ ﻋﻨﻮان ﻛﻨﺪ از او ﭘﺬ ﻳ ﺮﻓﺘﻪ ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺷﺪو ﺑﺎ ا ﻳ ﻦ واﺣﺪ ﻣﺎﻧﻨﺪ واﺣﺪ ی ﻛﻪ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺻﺤ ﻴﺤﻲ در اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﺮه ﻴ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری ﻧﺪاﺷﺘﻪ اﺳﺖ رﻓﺘﺎر ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻧ ﻴ ﺮوﮔﺎﻫ ﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ ه ی ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑـﺮداری در ﺷـﺒﻜﻪ ی ﺑـﺮق ﺳﺮاﺳـﺮ ی ﺑـﺮ ﻋﻬـﺪه ی ﺮﻳﻣﺪ ﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ اﺳﺖ . ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺎت از واﺣﺪﻫﺎ ی ﻧﻴ ﺮوﮔﺎﻫ ﻲ در ﺟﻬﺖ اﻓﺰا ﻳ ﺶ ﺗﻮان، از ﻃﺮ ﻳ ﻖ ﺑﺮﮔـﺰار ی ﻣﻨﺎﻗﺼـﻪ در ﻣﻨﺎﻃﻖ اﻟﻜﺘﺮ ﻳﻜﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮد . ﺑﺪﻳﻦ ﻧﺤﻮ ﻛﻪ ﻣﺮﻛﺰ ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﭘ ﻴ ﺸﺎﻣﺪﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ) ﻋﺪم ﻗﻄﻌ یﻫـﺎ ﺖﻴ ﻣﺘﻨﺎﻇﺮ ﺑﺎ ﺗﻐ ﻴﻴ ﺮ ﺑﺎر ﻳ ﺎ ﺧﺮوج اﺿﻄﺮار ی ﺧﻄﻮط ﻳ ﺎ واﺣﺪﻫﺎ ( و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﺠﺮﺑ ﻴـ ﺎت ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری ، ﻣ ﻴـ ﺰان ﺗـﻮان ﻛـﻞ ﺷـﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮ ی ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﺮه ﻴ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﻫﺮ دو ﺟﻬﺖ اﻓﺰا ﻳﺸﻲ و ﻛﺎﻫﺸ )ﻲ ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎوات ( ، ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻫﺮ ﻳـ ﻚ از ﻣﻨﺎﻃﻖ اﻟﻜﺘﺮ از ﻣ ﻲﻜﻳ ﻴ ﺰان ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ی ﻴﺮه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻣﻮرد ﻧ ﻴ ﺎز در ﺟﻬﺖ اﻓﺰا ﻳﺸﻲ و ﻛﺎﻫﺸ )ﻲ ﺑﺮ ﺣﺴﺐ درﺻﺪ ( و ﺳﻬﻢ واﺣﺪﻫﺎ ی در ﻣﺪار در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﺟﻬﺖ اﻓﺰا )ﻲ ﺸﻳ ﺑﺮ ﺣﺴﺐ درﺻﺪ ( را ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 10 ﺻﺒﺢ ﺑـﺮا ی ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ از روز ﺑﻌﺪ ﺑﻪ ﺑﺎزار اﻋﻼم .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ واﺣﺪﻫﺎ ی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﺮه ﻴ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ، ﺑﺮا ی ﺣ ﻀﻮر در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ا ﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﻫﻢﺪ ﻳ زﻣﺎن ﺑـﺎ اراﺋـﻪ ﭘ ﻴ ﺸـﻨﻬﺎد ﻗﻴ ﻤﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژ ی ، ﺑﻪ ﻃﻮر ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ در ﻳ ﻚ ﭘﻠﻪ ﻗ ﻴ ﻤﺖ ﭘ ﻴ ﺸﻨﻬﺎد ی ﺧﻮد ﺟﻬﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺎت را ﺑﻪ ﺑﺎزار ارﺳﺎل ﻛﻨﻨـﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴ ﺸﻨﻬﺎد ﻳﺎﺑ ﻫﺎ ﺪ در ﻣﺤﺪوده ﺗﻌ ﻴﻴ ﻦ ﺷﺪه ﻫﻴﺎت ﻳا یﺑﺮا ﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻗﺮار داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ .1 ﺑﺎزار ﺑﺎ در ﻳ ﺎﻓﺖ ا ﻃﻼﻋﺎت ﻣ ﻴ ﺰان ﻧ ﻴ ﺎز ﻛﻞ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮ ی ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ، ﺣﺪاﻗﻞ و ﺣـﺪاﻛﺜﺮ ﺳـﻬﻢ ﻫـﺮ ﻳ ﻚ از ﻣﻨﺎﻃﻖ اﻟﻜﺘﺮ ﻳﻜﻲ از ﻛﻞ ا ﻳ ﻴﻦ ﻣ ﺰان و ﺳﻬﻢ واﺣﺪﻫﺎ ی در ﻣﺪار در ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻳـ ا ﻦ ﺧـﺪﻣﺎت از ﺳـﻮ ی ﻣﺮﻛـﺰ و ﻫﻤ ﻦ ﻴﭽﻨـ ﻳ در ﺎﻓﺖ ﭘ ﻴ ﺸﻨﻬﺎدﻫﺎ ی ﻗﻴ ﻤﺖ واﺣﺪﻫﺎ ی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﻫﻢ ، زﻣﺎن ﺑﺎ اﺟﺮا ﺑﺎز ی ار اﻧـﺮژ ی، ﻣﻨﺎﻗﺼـﻪ ی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ذﺧ ی ﻴـﺮه 1 - ﺣﺪاﻗﻞ ﻗﻴﻤﺖ و ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت ﺑﺮای ﺗﺴﻠﻴﻢ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ذﺧﻴـﺮه ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری، ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ x1,x2 درﺻﺪ ﻧﺮخ ﭘﺎﻳﻪ آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 116 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻲﺸﻳ اﻓﺰا در ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ اﻟﻜﺘﺮ ﻳﻜﻲ را اﺟﺮا ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ و ﻧﺘـﺎ ﻳ ﺞ آن را در اﺧﺘ ﻴـ ﺎر ﻣﺮﻛـﺰ و ﻣـﺎﻟﻜ ﻦ ﻴ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﻗـﺮار دﻫﺪ ﻣﻲ . ﭘﺲ از ﺗﻌ ﻴﻴ ﻦ واﺣﺪﻫﺎ ی ﺑﺮﻧﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺬﻛﻮر ، ﺑﺎزار ﻟ ﻴ ﺴﺖ اوﻟﻮ ﻳ ﺖ واﺣﺪﻫﺎ ی اراﺋﻪ دﻫﻨـﺪه ی ﺧـﺪﻣﺎت ﺮهﺑﻬ ﺑﺮداری در ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ اﻟﻜﺘﺮ ) را ﻲﻜﻳ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗ ﻴ ﻤﺖ اﻧﺮژ ی ﭘﻴ ﺸﻨﻬﺎد ی واﺣﺪﻫﺎ در ﺑﺎزار اﻧﺮژ ( ی ﺑﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﻓﺮاﺧـﻮاﻧ ﻲ ﺑـﻪ ﻣﺮﻛﺰ ارﺳﺎل ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻣﺮﻛﺰ ﻧ ﻴ ﺰ ﺣﺘ ﻲ اﻻﻣﻜﺎن ﻓﺮاﺧﻮاﻧ ﻲ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮا ﻳﺗﺒﺪ ی ﻞ ذﺧ ی ﻴﺮه ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺎﻫ آن ﺑﻪ اﻧـﺮژ ی را ﻣﻄـﺎﺑﻖ ﻟﻴ ﺴﺖ ﻓﻮق اﻟﺬﻛﺮ اﻧﺠﺎم دﻫﺪ ﻣﻲ . در ﻫﺮ ﺳ ﺎﻋﺖ، ﻛﻠ ﻴ ﻪ واﺣﺪﻫﺎ ی ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ در ﺟﻬﺖ اﻓﺰا ﻳ ﺶ ﺗﻮان ﻛﻪ در اراﺋـ ﻳـ ا ی ﻪ ﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﻧـﺎﺗﻮان ﻧﺒـﻮده ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﻣﻄﺎﺑﻖ راﺑﻄﻪ زﻳﺮ ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻬﺎی آﻣﺎدﮔﻲ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﻲ ی ﺷﻮﻧﺪ . accepted OR Acc,i,h OR i,h OR i,h Availability Payment P bid − = × Acc,i,h OR Availability Payment : ﻣﺒﻠﻎ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑ ﺖ آﻣﺎدﮔﻲ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﻪ واﺣﺪ i ام ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﺳﺎﻋﺖ h accepted OR i,h P − : ﻣﻴﺰان ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه واﺣﺪi ام در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺳﺎﻋﺖ h )ﻣﮕﺎوات ( OR i,h bid : ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ واﺣ ﺪ i ام ﺟﻬﺖ ﺣﻀﻮر در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی ﺳـﺎﻋﺖ h ) رﻳـﺎل ﺑـﺮ ﻣﮕﺎوات (. در ﺻﻮرت ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ ﻳﻚ واﺣﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﻣﻘﺪار ﺑﺮﻧﺪه ﺷـﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼـﻪ و ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻣﻨﺎﺳﺐ واﺣﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ، ﻋﻼوه ﺑﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ اراﺋﻪ ﺧ ﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی، ﺑﻪ واﺣـﺪ اﺿـﺎﻓﻪ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﻄﺎﺑﻖ راﺑﻄﻪ زﻳﺮ ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . Ext,i,h OR OR i,h OR Availability Payment P Price cap = × Ext,i,h OR Availability Payment : اﺿﺎﻓﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ واﺣﺪi ام ﻛﻪ ﺑﻪ دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ در ﺳﺎﻋﺖh ﺑﻪ ﻣﻴـﺰان ﺑـﻴﺶ از ﻣﻘـﺪار ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ داﺷﺘﻪ اﺳﺖ . OR i,h P: ﻣﻴﺰان اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪi ام در ﺳﺎﻋﺖh )ﺑﻪ دﺳﺘﻮر ﻣﺮﻛﺰ ( ﺑﻪ ﺑﻴﺶ از ﻣﻘﺪار ﺑﺮﻧﺪه ﺷﺪه واﺣﺪ در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ) ی ﻣﮕﺎوات (. OR Price cap : ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻫﻴﺎت ﺑﺮای اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣـﺎﻟﻜﻴﻦ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ در ﻣﻨﺎﻗﺼـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮ ه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار .ی ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻗ ﻴ ﻮد ﻣ ﻴ ﺰان ﻧ ﻴ ﺎز ﻛﻞ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﺮاﺳﺮ ی ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﺟﻬﺖ ﻛﺎﻫﺸ ﻲ و ﺣﺪاﻗﻞ ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻳ ﻚ از ﻣﻨﺎﻃﻖ اﻟﻜﺘﺮ از ﻲﻜﻳ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری در ﺟﻬﺖ ﻛﺎﻫﺸ ﻲ ﻣﻮﺟﺐ ﻛﺎﻫﺶ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ ﺗﻮﻟ ﻴـ ﺪ واﺣـﺪ در ﺑـﺎزار اﻧـﺮژ در ی ﻳﻣﻘﺎ ﺴﻪ ﺑﺎ آرا ﻳ ﺶ اﻗﺘﺼﺎد ی واﺣﺪ ) ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ا ﻳ ( ﻮدﻴﻦ ﻗ ﺷﻮد، واﺣﺪ ﺑﻪ ﻣ ﻴ ﺰان ﺗﻮان ﻛﺎﻫﺶ ﻳ ﺎﻓﺘﻪ ﻣﺸﻤﻮل در ﻳ ﺎﻓـﺖ ﺧﺴﺎرت ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 117 در ﺻﻮرت ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) اﻋﻢ از ﭘﺬﻳﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه ﻳـﺎ ﻧﺸـﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼـﻪ ( ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﺎﻳ ﻴﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ در اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ، ﺑﻬﺎی اﻧـﺮژی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﺑـﻪ واﺣـﺪ ﻣﻄﺎﺑﻖ ﭘﻠﻪ ﻫﺎی ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی آن واﺣﺪ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺮﻋﻜﺲ در ﺻﻮرت ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ) اﻋﻢ از ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﻳﺎ ﻧﺸﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺗ ( ﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـﻮر ﻛـﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ در اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ، واﺣﺪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﻣﺸﻤﻮل درﻳﺎﻓﺖ ﻣﺒﻠﻎ ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺻﻮرت ﻓﺮاﺧﻮاﻧ ﻲ واﺣﺪﻫﺎ ی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه ﺧﺪﻣﺎت ذﺧ ﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺧﺎرج از ﻣﺪار ) اﻋﻢ از ﭘﺬ ﻳ ﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﻳ ﺎ ﻧﺸﺪه در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ( ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻓﺰا ﻳ ﺶ ﺗﻮﻟ ﻴ ﺪ و ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻋﻤﻠﻜﺮد واﺣﺪ در اراﺋﻪ ا ﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺮﻛﺰ، ﺑﻪ ا ﻳﻦ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﻨﻪ ﻳﻫﺰ ، راه اﻧﺪازی واﺣﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰ ﻨﻪ ﻳ راه اﻧﺪازی ﺑﻪ ا ﻳ ﻦ واﺣﺪﻫﺎ، ﺗﺎﺑﻊ ﻣﻘﺮرات ﻛﻠ ﻲ ﺟﺒﺮان ﻫﺰ ﻨﻪ ﻳ راه اﻧﺪاز ی ﻣﺼﻮب ﻫﻴﺎت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - 3 - 2 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺑﺨﺶ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮرﭘﻮل ﻓﺼﻞ ﭘﻨﺠﻢ اﺷﺎره ﺷـﺪ، ﻫـﻢ اﻛﻨـﻮن ﻓﻌﺎﻟﻴـﺖ ﻫـﺎی ﻣـﺮﺗﺒﻂ ﺑـﺎ ﺑـﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای و ﺗﺤﻮﻳﻞ ﻓﻴﺰﻳﻜﻲ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ ﺗﺤﺖ ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ Nord Pool Spot AS ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ اﻟﺰاﻣﺎت اﻳﻤﻨﻲ ﺳﻴﺴ ﺘﻢ ﺑـﺮ ﻋﻬـﺪه ی Nord Pool Clearing AS ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻳـﻦ دو ﺷـﺮﻛﺖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ ﻣﺸﺘﺮﻛﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ و Nord Pool ASA را در دﺳﺖ دارﻧﺪ . ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ، ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد، ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﻫ ﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﻃﺮﻳﻖ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل - ﻛـﻪ ﻛﺎﻣﻼ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ- ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻧﻮردﭘﻮل ﺑﻪ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ی ﻛﻠﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ : − ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ − رزرو ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ − ﺳﺎﻳﺮ ﺧﺪﻣﺎت 3 - 3 - 2 - 1 - ﺗ ﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 3 - 3 - 2 - 1 - 1 - ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی اوﻟﻴﻪ ) ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ( ﺑﺮاﺳﺎس اﺻﻄﻼﺣﺎت ﻓﻨﻲ در ﻧﻮردل، ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﺷﺎﻣﻞ رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟـﺖ ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﻧﺮﻣـﺎل )FCNOR ( و رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل )FCDR ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در اﻳﻦ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﺑﻪ دو روش ﺗﺠﺎری و اﺟﺒﺎری اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در داﻧﻤﺎرک و ﺳﻮﺋﺪ ﻫﻤﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗﺠﺎری اﺳﺖ و ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ اﺟﺒﺎری ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻳـﻦ ﺧﺪﻣﺎت وﺟﻮد ﻧﺪارد درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ در ﻧﺮوژ و ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﺎﻣﻼ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ . در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺳـﻮﺋﺪ و ﻧـﺮوژ، 118 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻋﻤﺪﺗﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ ه ی رزروﻫﺎ ی اوﻟﻴﻪ ﺑﻪ ﺷﻤ ﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . در داﻧﻤﺎرک، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺣﺮارﺗﻲ و ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎ ی ﺑﺎدی و در ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻧﻴﺰ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی و ﺣﺮارﺗﻲ و ﻧﻴﺰ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻐﺬﻳﻪ از ﺧﻂ DC ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ روﺳـﻴﻪ وﻇﻴﻔـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻳﻦ رزروﻫﺎ ی اوﻟﻴﻪ را ﺑﺮﻋﻬﺪه دارﻧﺪ . - ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﻋﺎدی )FCNOR ( ﺗﻐﻴﻴﺮا ت ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺨﺶ ﻫﺎ ی ﺳﻨﻜﺮون در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻮردل ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در ﻣﺤﺪود ه ی 9/ 49 و1/ 50 ﻗﺮار ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳـﻦ اﺳﺎس ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی 600 ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮان ﺑﺎ ﭘﺎﺳـﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺴـﻲMW/Hz 6000 ﺑـﺮای اﻳـﻦ رزروﻫـﺎ در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ . اﻧﺪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ در ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 9/ 49 و1/ 50 ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ در زﻣ ﺎﻧﻲ ﺑﻴﻦ 2 ﺗﺎ3 دﻗﻴﻘﻪ ﻓﻌﺎل ﺷﻮﻧﺪ . ﻣﻴﺰان ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل ﺑﺮ اﺳﺎس ﺧﺮوج ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد و ﻣﺒﺘﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻣﺼـﺮف ﺳﺎﻟﻴﺎﻧ ﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻴﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ ﺳﻬﻢ ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺳﻮﺋﺪ و ﻧﺮوژ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺑﺮﺧﻮرداری از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻲ آﺑ ﺑﺮق ﻓﺮاوان ﺑﻴﺶ ﺗﺮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ - ﭼﺮا ﻛﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﻪ ﺧﻮﺑﻲ ﻓﺮﻣـﺎن ﭘـﺬﻳﺮ ﻫﺴـﺘﻨﺪ . ﻣﻴـﺰان ﺗﻮزﻳـﻊ واﻗﻌـﻲ FCNOR ﺑﻴﻦ زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ی ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎ ﻗﺒﻞ از اول ﻣﺎه ﻣﺎرس ﻫﺮ ﺳﺎل ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺼﺮف ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ در ﺳﺎل ﻗﺒﻞ، ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ ﺷﻮد . ﻫﺮ زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻗﻞ دو ﺳﻮم FCNOR را از ﺳﻴ ﺴﺘﻢ داﺧﻠـﻲ ﺧـﻮدش ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨـﺪ .1 ﻣﻄـﺎﺑﻖ دﺳـﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ی ﻪﺷﺒﻜ ﺑﺮق ﻧﻮردﻳﻚ در ﺳﺎل 2007 ﺳﻬﻢ ﻫﺮ ﻛﺸﻮر از ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺮ اﺳﺎس اﻃﻼﻋﺎت ﺳﺎل 2005 ﺑﻪ ﺷـﺮح ﺟـﺪول ﻣﻲ زﻳﺮ ﺑﺎﺷﺪ . ﺟﺪول 3 - 1 - ﻣﻴﺰان ﺧﺪﻣﺎتFCNOR در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی در ﺳﺎل2006 زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻞ ﻣﺼﺮف ﺳﺎل 2005 ) TWH ( FCNOR (MW) ﺷﺮق داﻧﻤﺎرک 4/ 14 23 ﻓﻨﻼﻧﺪ 9/ 84 137 ﻧﺮوژ 9/ 125 203 ﺳﻮﺋﺪ 3/ 147 237 ﻛﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻨﻜﺮون 5/ 372 600 Source: Nordic Grid Code 2007; Nordic Collection of Rules, January 2007, p. 69. - ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺻﻮرت ﺑﺮوز اﺧﺘﻼل (FCDR) در ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﺑﻴﺶ از0.1 ﻫﺮﺗﺰ از اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ از ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 49.9 و50.1 ﻫﺮﺗﺰ ﺷﺮوع ﺑﻪ ﻛﺎر ﻛﺮده و در ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 49.5 و50.5 ﻫﺮﺗﺰ ﺑﻪ ﺻﺪ درﺻﺪ ﺧﻮد ﻣﻲ رﺳﺪ . ﻣﻴﺰان ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای اﻳﻦ ﺧـﺪﻣﺖ ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﺧﻄﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺗﺎﺛﻴﺮ را ﺑﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت دارد، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺧـﺪﻣﺎت FCNOR ، ﺣـﺪاﻗﻞ دو ﺳـﻮم اﻳـﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﺧﻮد ﻛﺸﻮرﻫﺎ زﻳﺮ ) ﺳﻴﺴﺘﻢ ( ﻫﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ .ﺷﻮد 1- Nordic Grid Code 2007; Nordic Collection of Rules, January 2007, p. 69. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 119 ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺧﻄﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ 1200 ﻣﮕﺎوات و اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﻗﺎﺑﻞ ﻗﺒﻮل0.5 ﻫﺮﺗﺰ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و از آﻧﺠـﺎ ﻛﻪ ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ در ﺑﺮاﺑﺮ اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ 200 ﻣﮕﺎوات ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ، ﻟﺬا ﻇﺮﻓﻴﺖ درﻧﻈ ﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﺣﺪود 1000 ﻣﮕﺎوات ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺻﻮرت اﻓﺖ ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗـﺎ 5/ 49 ﻫﺮﺗـﺰ ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻟﺤﻈـﻪ ای، 50 درﺻـﺪ ﺗـﻮان رزرو در ﺣﺎﻟﺖFCDR در ﻣﺪت5 ﺛﺎﻧﻴﻪ و100 درﺻﺪ ﺗﻮان رزرو در ﻋﺮض30 ﺛﺎﻧﻴﻪ ﻓﻌﺎل ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﻮزﻳﻊ ﺧـﺪﻣﺎت FCDR ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﻴﻦ زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﻬﻢ داﻣﻨ ﻪ ی ﺧﻄﺎی ﻫﺮ زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎر ﻳﻚ در ﻫﻔﺘﻪ ) و در ﺻﻮرت اﺿﻄﺮار ﺑﻴﺶ از ﺑﺎر ﻳﻚ ﻪﺑ ( ﻫﻨﮕﺎم ﺷﻮد .1 ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 3 - 2( ﻣﺜﺎﻟﻲ اﺳﺖ از ﻧﺤﻮ ه ی دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﺗﻮزﻳـﻊ ﺧـﺪﻣﺎت FCDR ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل . ﺟﺪول 3 - 2 - ﺗﻮزﻳ ﻊ ﺧﺪﻣﺎت FCNOR ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﺧﻄﺎ )MW ( FCNOR (MW) FCNOR (%) ﺷﺮق داﻧﻤﺎرک 580 153 15 ﻓﻨﻼﻧﺪ 865 228 4/ 22 ﻧﺮوژ 1200 317 31 ﺳﻮﺋﺪ 1220 322 6/ 31 ﻛﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻨﻜﺮون - 1020 100 Source: Nordic Grid Code 2007; Nordic Collection of Rules, January 2007, p. 70. زﻣﺎن ﺑﻨﺪی رزروﻫﺎ در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل در ﺟﺪول زﻳﺮ اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 3 - 3 - زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ذﺧﻴﺮه ﻫﺎ در ﺑﺎزار ﻧﻮردﭘﻮل ذﺧﻴﺮه ﺷﺮوع در دﺳﺘﺮس ﺑﻮدن ﻛﺎﻣﻞ ﭘﺎﻳﺎن ذﺧﻴﺮه ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻓﻮری ﺑﺮاﺳﺎس ﺗﻮاﻓﻖ 3min ≤ ذﺧﻴﺮه ﮔﺬرا ﻮریﻓ 5s ≤ 30s ≥ ذﺧﻴﺮه ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺳﺮﻳﻊ 15min ≤ ﺑﺮاﺳﺎس ﺗﻮاﻓﻖ 1h ≤ ذﺧﻴﺮه ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﻨﺪ 1h ≥ ﺑﺮاﺳﺎس ﺗﻮاﻓﻖ 4h ≥ - رزرو ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل ) ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺮای ﺧﻄﻮط DC ( رزرو ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل ﺑﻪ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﻟﺤﻈﻪ ای در زﻣﺎن ﻫﺎ ی وﻗﻮع ﻋﻴﺐ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷـﻮد ﻛـﻪ اﻳـﻦ رزرو ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺧﻮدﻛﺎر ﺗﻮﺳﻂ وﻟﺘﺎژ ﺷﺒﻜﻪ ﻓﻌﺎل ﺷﻮد . ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺤﻠﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ اﺟ ﺒﺎری اﺳـﺖ . ﻣﻘـﺪار اﻳـ ﻦ ﺑـﺎزه ی اﺟﺒـﺎری ﺑـﻪ ﺿﺮﻳﺐ ﻗﺪرت ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺴﺘﮕﻲ داﺷﺘﻪ و ﺿﺮﻳﺐ ﻗﺪرت ﺑﺎﻳ ﺎﻫ آن ﺪ در ﻣﺤﺪوده ی (0.9284<PF<0. 98) ﺑﺎﺷﺪ . زﻣﺎن ﭘﺎﺳﺦ دﻫـﻲ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ 5 ﺛﺎﻧﻴﻪ ﺑﺎﺷﺪ و اﻳﻦ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﭘﺸـﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـ ﻮ را در دوره ی ﻣـﻮرد ﻧﻴـ ﺎز ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴ ﺘﻢ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﭘﺎﻳﺶ و ﻧﻈﺎرت ﺧﺎﺻﻲ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ . 1 - ﭘﮋوﻫﺸﮕﺎه ﻧﻴﺮو، ﺗﺪوﻳﻦ روﻳﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو ﺑﺮای ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت اﻳﺮان، ﮔﺮوه اﻗﺘﺼﺎد و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺑﺮق ﭘﮋوﻫﺸﮕﺎه ﻧﻴﺮو، 1388 ، ﺻﺺ12 - 13 . 120 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺳﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﻳﻨﻜﻪ اﻛﺜﺮ واﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ در اﻳـﻦ ﻛﺸـﻮرﻫﺎ آﺑـﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﻣﺒﺎدﻻت اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﺻﻮرت اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺎ ﻧﺮخ ﺛﺎﺑﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ازای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ در ﺧﺎرج از ﺑﺎزه ﻫﺎی اﺟﺒﺎری ، ﭘﻮل درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻴـﺰ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻣﺒﻠﻐﻲ در ﺣﺪود 2.7 دﻻر ﺑﺮ ﻣﮕﺎوﻟﺖ آﻣﭙﺮ ﺳﺎﻋﺖ را ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺧـﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ . ﺟﺪاول )3 - 4 ( و )3 - 5 ( ﻧﺤﻮه اراﺋﻪ رزروﻫﺎ ی اوﻟﻴﻪ را در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺣﻮزه ﻧﻮردﻳﻚ ﺑﻪ ﺗﻔﻜﻴﻚ ﻧﺸـﺎن ﻣـﻲ دﻫﻨـﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺧﻮدﻛﺎر در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﺑﺎ دروپ 8 % - 2 % در اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ1/0 ± 50 ﻫﺮﺗﺰ را دارا ﺑ ﺎﺷﻨﺪ . ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ دروپ ﺑﺎﻳﺪ در ﻣﺤﺪوده 2 % ﺗﺎ8 %ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻋﺎدی ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺑﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ در ﻣﺤﺪوده 4 % ﺗﺎ6 % اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺟﺪول 3 - 4 - واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ ه ی رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﻧﺮﻣﺎل (FCNOR) ﻛﺸﻮر ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎ ت داﻧﻤﺎرک Energinet.dk east ﻛﻨﺘﺮل دروپ در واﺣﺪ ﺣﺮارﺗﻲ ﻓﻨﻼﻧﺪ Fingrid ﻛﻨﺘﺮل دروپ در واﺣﺪ آﺑﻲ - ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ و اﺳﺘﻔﺎده از ﺧﻂDC ﺑﺎ روﺳﻴﻪ ﻧﺮوژ Statnett واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ ﺳﻮﺋﺪ Svenska kvaftnat واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ ﺟﺪول3 - 5 - واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل (FCDR) ﻛﺸﻮر ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎت داﻧﻤﺎرک ﻗﻄﻊ ﮔﺮﻣﺎﻳﺶ ﻧﺎﺣﻴﻪ ای، ﺑﺎز ﺷﺪن درﻳﭽﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮرﺑﻴﻦ در واﺣﺪﻫﺎی ﺣﺮارﺗﻲ، ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از ﺧﻄﻮط HVDC ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻛﻨﺘﺮل دروپ در واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ-ﺣﺮارﺗﻲ، ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻴﺰان ﺑﺎر ﺑﻪ ﻛﻤﻚ ﺑﺎرﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﻗﻄﻊ ﻧﺮوژ واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ، اﺳﺘﻔﺎده از ﺧﻄﻮط HVDC ﺳﻮﺋﺪ وا ﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ، اﺳﺘﻔﺎده از ﺧﻄﻮطHVDC، راه اﻧﺪازی ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎی ﮔﺎزی ) ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ( 3 - 3 - 2 - 1 - 2 - ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺧﻮدﻛﺎر ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻛﻨﺘﺮل اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﻨﺘﻲ )AGC (در ﻧﻮردل اﻋﻤﺎل ﻧ ﻤـﻲ ﺷـﻮد . در ﺣـﻮزه ﻏـﺮب داﻧﻤﺎرک ﺳﻴﺴﺘﻢ AGC ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻣﻠﺰوﻣﺎتUCTE اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 3 - 3 - 2 - 1 - 3 - ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺗﻌﺎدﻟﻲ ) رزروﻫﺎ ی ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ( ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﺷﺎﻣﻞ رزروﻫﺎ ی اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل، ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ، رزرو اﻛﺘﻴـﻮ آﻫﺴـﺘﻪ ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل و رزرو ﺣﺎﻟﺖ ﭘﻴﻚ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 121 - رزروﻫﺎ ی اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل وﺟﻮد رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮ ر ﺑﺎزﮔﺮداﻧﺪن FCNOR وFCDR ، ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ ذﺧﺎﻳﺮ ﻣﺼـﺮف ﺷـﺪه و ﻳـﺎ از دﺳـﺖ رﻓﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ، و ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺎزﮔﺮداﻧﺪن ﺧﺪﻣﺎت اﻧﺘﻘﺎل ﭘﺲ از ﺑﺮوز اﺧﺘﻼﻻت، ﺿﺮوری اﺳﺖ . اﻳـﻦ رزرو ﺑﺎﻳـﺪ در ﻋـﺮض 15 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻧﺪاز ه ی آن از ﻃﺮﻳﻖ ارزﻳﺎﺑﻲ ﻫﺎی ﻫﺮ ﻳﻚ از زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ از ﻫﺎ ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﻣﺤﻠﻲ ﺷﺎن ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎﻳﻲ ﭼﻮن ﺗﻨﮕﻨﺎ ﻫﺎی ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﺳﺮاﺳﺮی، ﮔﺴﺘﺮ ه ی اﺧﺘﻼﻻت و ﻧﻈﺎﻳﺮ آن، ﺑﻪ دﺳﺖ . آﻳﺪ ﻣﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ان ﺳﻴﺴﺘﻢ )TSO( ﻫﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻮاﻓﻖ و ﻳﺎ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ، از ﻳﻚ رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳـﺮﻳﻊ در ﺣﺎﻟـﺖ اﺧـﺘﻼل ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ ﻛﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در ﺑﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪ ه ی ﺗﻮرﺑﻴﻦ ﻫﺎ ی ﮔﺎزی، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺣﺮارﺗﻲ، آﺑﻲ ﺑﺮق و ﻳﺎ ﻗﻄﻊ ﺑـﺎر ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑـﻪ ﺻﻮرت ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ان Fingrid ، Svenska Kraftnat ، Energinet.dk ،ﺷﺮق داﻧﻤﺎرکEnerginet.dk ﻏﺮب داﻧﻤﺎرک و Statnett ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ1000 ، 1200 ، 600 ، 620 و1600 ﻣﮕﺎوات از اﻳﻦ ﻧﻮع رزرو را در اﺧﺘﻴ ﺎر دارﻧﺪ . اﻟﺒﺘﻪ در ﻫﻨﮕﺎم ﺿﺮورت و ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻴﻜﺎر وﺟﻮد داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻫﺮ ﻳﻚ از زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻫﺎ ﻨﺪ ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺼـﻲ از اﻳـﻦ رزرو را ﺑـﺮای زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ دﻳﮕﺮی ﻧﮕﻪ دارﻧﺪ . - ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺎﻋﺚ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﻋﻤﻠﻴﺎت رزروﻫﺎ ی ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧ ﻣﻲﺲ ﺷﻮد . زﻣﺎن ﻓﻌـﺎل ﺳـﺎزی اﻳـﻦ ﺳـﺮوﻳﺲ 10 - 15 دﻗﻴﻘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ در ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻤﻲ ﻧﻮردﭘـﻮل ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﺗـﻮان ﺗﻨﻈﻴﻤـﻲ ﻗـﺮاردادی ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ رزرو اﻛﺘﻴﻮ ﺳﺮﻳﻊ از ﻟﺤﺎظ ﻓﻨﻲ ﻣﺸﺎﺑﻪ رزروﻫﺎ ی ﺳﺮﻳﻊ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . - رزرو اﻛﺘﻴﻮ آﻫﺴﺘﻪ ﺑﺮای ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل رزرو ا ﻛﺘﻴﻮ آﻫﺴﺘﻪ رزروی اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺳﺮﻳﻊ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد و زﻣﺎن ﻓﻌﺎل ﺳﺎزی ﺑﻴﺶ ﺎﻫ آن از ﺗﺮ 15 دﻗﻴﻘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺎﻛﻨﻮن ﻫﻴﭻ ﻧﻮع ﺗﺒﺎدﻟﻲ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻧﻮع ﺳﺮوﻳﺲ در ﺑﻴﻦ زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠـﻒ اﻧﺠـﺎم ﻧﮕﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . 3 - 3 - 2 - 2 - رزرو ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻮردﭘﻮل ، رزرو ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺣﺪ ﻛﺎﻓﻲ ﺑﺰرگ ﺑﻮده و ﺑـﻪ ﺧـﻮﺑﻲ ﺟﺎﻳـﺎﺑﻲ و ﻣﺤﺎﻓﻈـﺖ ﺷـﺪه ﺑﺎﺷـﺪ ﺗـﺎ از ﺧﻄﺎﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺎﻋﺚ ﻗﻄﻊ ﺳﺮاﺳﺮی ﻣﻲ ﺷﻮد ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی ﻛﺮد . ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻓﺮاﻫﻢ آوردن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﻛﺸـﻮرﻫﺎی اﺳـﻜﺎﻧﺪﻳﻨﺎوی ﺑﻪ دﻟﻴﻞ اﻳﻨﻜﻪ اﻛﺜﺮ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ی ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ آﺑﻲ ﺑﺮق ﻫﺴﺘﻨﺪ ، ﭘﺎﻳﻴﻦ اﺳﺖ . ﺳﺎز و ﻛﺎر ﻣﺒﺎدﻟ ﻪ ی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﺻﻮرت اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺎ ﻧﺮخ ﺛﺎﺑﺖ ﺑﻮده و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ازای ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ در ﺧﺎرج از ﺑﺎزه ﻫﺎی ﻛﺎر اﺟﺒﺎری، ﭘﻮل درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﻮع رزرو را ﻧ ﺗﻮان ﻤﻲ ﺑﻴﻦ زﻳﺮ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻫـﺎ ی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﺮد . 122 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 3 - 3 - 2 - 3 - ﺳﺎﻳﺮ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻋﻼوه ﺑﺮ رزروﻫﺎ ی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻧﻮردﻳﻚ ﺷﺎﻣﻞ ﻗﻄﻊ ﺑﺎر، دﻧﺒﺎﻟﻪ روی ﺑﺎر، ﺣﻔﺎﻇـﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ، ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﺗﻮان ﺧﺮوﺟﻲ، ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﭘﺲ از ﺧﺎﻣﻮﺷـﻲ ﺳﺮاﺳـﺮی و رزرو ﺛﺎﻧﻮﻳـﻪ در ﺧﻄـﻮط DC ﻧﻴـﺰ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . ﺑﺮﺧـﻲ از اﻳـﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ را ﺗﻨﻬﺎ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺤﻠﻲ ﺑﻪ ﻛﺎر ﺑﺮد و ﺑﺮﺧﻲ دﻳﮕﺮ از اﻣﻜﺎن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﺪن ﺑﻴ ﻦ زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ از ﻃﺮﻳﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮادادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ، ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ . − ﻗﻄﻊ ﺑﺎر : وﻗﺘﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎ ﻳﻚ ﺧﻄﺎی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ و ﻳﺎ اﺧﺘﻼل ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﻣﻮاﺟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺑﺮای ﻗﻄﻊ ﺳﺮﻳﻊ ﺑـﺎر ﺑﺴﻴﺎر اﻫﻤﻴﺖ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . ﻛﺎﻫﺶ در ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ) زﻳﺮ 7/ 48 ﻫﺮﺗﺰ ( ﺑﺎﻋﺚ ﻓﻌﺎل ﺷﺪن ﻗﻄﻊ ﺑﺎر، ﻫﻢ ﺑﻪ ﺻـﻮرت دﺳـﺘﻲ و ﻫﻢ ﺑﻪ ﺻﻮرت اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ ﻣﻲ ﮔﺮدد . − دﻧﺒﺎﻟﻪ روی :ﺑﺎر دﻧﺒﺎﻟﻪ روی ﺑﺎر اﻳﻦ اﻟﺰام را اﻳﺠﺎد ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺧﻮد را ﻫﺮ 15 دﻗﻴﻘﻪ ﺑﺎر ﻳﻚ ﮔﺰارش ﻛﻨﻨﺪ . دﻧﺒﺎﻟﻪ روی ﺑﺎر ﺑﺎﻋﺚ اﻓﺰاﻳﺶ ﻛﻴﻔﻴﺖ ﻓﺮﻛﺎ ﻧﺲ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻨﻜﺮون ﻣﻲ ﮔـﺮدد . اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ را ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻴﻦ زﻳﺮ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﺮ د، زﻳﺮا ﺑﺎﻋﺚ ﺑﻬﺒﻮد ﻛﻴﻔﻴﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . − ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﻔﺎﻇﺘﻲ : ﺷﺎﻣﻞ ﺗﺠﻬ ﻴ ﺰات اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ ﺑﺮای ﺣﻔﺎﻇـﺖ از ﻛـﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺑـﺮای ﻣﺜـﺎل، ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺣﻔﺎﻇﺘﻲ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻧﺎﺷﻲ از ﺧﻄﺎ را ﺑ ﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻮﻟﻴﺪزداﻳﻲ ﻣﺤﺪود ﺳﺎزد . ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ از ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺣﻔـﺎﻇﺘﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﻇﺮﻓﻴ ﺖ ﺷﺒﻜﻪ ی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺪون اﻓﺰاﻳﺶ رﻳﺴﻚ از ﺑﻴﻦ رﻓﺘﻦ اﻣﻨﻴـﺖ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻧﻴـﺰ اﺳـﺘﻔﺎده ﻛﺮد . ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﻔﺎﻇﺘﻲ ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪ ﺳﻄﺤﻲ از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن در ﻳﻚ ﺧﻂ ﺑـﺎ ﺣﻔﺎﻇـﺖ اوﻟﻴـﻪ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﺳـﺮوﻳﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﻔﺎﻇﺘﻲ ﺑﻴﻦ داﻧﻤﺎرک ﻏﺮﺑﻲ، Svenska وStatnett ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد − ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺗﻮان ﺧﺮوﺟﻲ1: ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺗﻮان ﺧﺮوﺟﻲ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰﻣﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﺒـﺎدل ﺑـﻴﻦ دو ﻗﺴـﻤﺖ ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺷـﺒﻜﻪ را ﺑـﺮای ﺗﺜﺒﻴﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗﻨﻈﻴﻢ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ − ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی : اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ در اﺻﻞ ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻣﺤﻠـﻲ ﻋﻤـﻞ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ و ﻣﻌﻤﻮﻻ ﺗﻮﺳﻂ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﮔﺎزی در داﻧﻤﺎرک و ﻓﻨﻼﻧﺪ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق در ﻧﺮوژ و ﺳﻮﺋﺪ اﻧﺠـﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت راﻳﮕﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت را اراﺋﻪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . − رزرو ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ : اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ، در اﺻﻞ، ﺑﻴﻦ ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺧﻄﻮط DC ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺷﻮد . 1- Ramping ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 123 ﺟ ﺪول 3 - 6 - اﻧﻮاع ﺧﺪ ﻣﺎت رزرو در ﺑﺎزار ﻧﻮردل ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻋﻤﻠﻜﺮد و ﻣﻠﺰوﻣﺎت FCNOR FCDR ذﺧﻴﺮ ه ی ﺳﺮﻳﻊ ذﺧﻴﺮ ﻛﻨﺪ ی ه ﻣﻌﻴﺎر ﻋﻤﻠﻜﺮد اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻴﻦ 49.9 - 50.1 ﻫﺮﺗﺰ اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻴﻦ 9/ 49 - 5/ 49 ﻫﺮﺗﺰ در ﺻﻮرت ﻛﺎﻫﺶ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻴﺶ از 0.5 ﻫﺮﺗﺰ و اﺣﺴﺎس ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺟﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ FCDR در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺟﺎﻳﮕﺰ ﻳﻨﻲ ذﺧﻴﺮ ه ی ﺳﺮﻳﻊ ﻧﺤﻮ ه ی ﻛﻨﺘﺮل و ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻪ ﺻﻮرت اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ در ﺻﻮرت اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﺻﻮرت اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ در ﺻﻮرت اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت دﺳﺘﻲ ﻓﺮاﺧﻮاﻧﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت دﺳﺘﻲ اﻣﻜﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ﺧﻴﺮ ﺑﻠﻲ ﺑﻠﻲ ﺑﻠﻲ زﻣﺎن ﭘﺎﺳﺦ 100@ 0.1Hz ± در ﻣﺪت زﻣﺎ ن 2 - 3 دﻗﻴﻘﻪ 100@ 0.5Hz%50 ± در10 ﺛﺎﻧﻴﻪ و 100 درﺻﺪ در30 ﺛﺎﻧﻴﻪ 100 درﺻﺪ در ﻣﺪت15 دﻗﻴﻘﻪ 4 ﺗﺎ8 ﺳﺎﻋﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎ ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﻳﺎ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس MW ، MW/Hz ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﻳﺎ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎسMW ، MW/Hz ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﻳﺎ ﺳﺎﻟﻴﺎﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس MW ، MWh ﭘﺮداﺧﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس MWh ﻧﻈﺎرت و اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺑﻼدرﻧﮓ و ﺑﺎزدﻳﺪ دوره ای ﺑﻼدرﻧﮓ و ﺑﺎزدﻳﺪ دوره ای ﺑﻼدرﻧﮓ ﺑﻼدرﻧﮓ 3 - 3 - 2 - 4 - ﺗﻮازن ﺑﺨﺸﻲ و روش ﻫﺎ ی ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻋﺪم ﺗﻮازن در ﻳﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل و ﺑﺎزﻳﮕﺮان رخ ﻣﻲ دﻫﺪ و از اﺧﺘﻼف ﻣﻴﺰان ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷـﺪه ﺑﺎ ﻣﻴﺰان واﻗﻌﻲ ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آﻳﺪ . ﻫﺮ ﮔﻮﻧﻪ اﺷﺘﺒﺎه در ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار در ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺑﺮق زﻳﺎن ﻫـﺎی ﻣـﺎﻟﻲ را ﺑـﺮ ﻫ آن ﺎ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﺟﺪول )3 - 10 (ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب رزروﻫﺎی اوﻟﻴﻪ، ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎی ﻧﺎﺷﻲ از آﻣﺎدﮔﻲ آن ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ی ﺷﺒﻜﻪ اﻓﺰود ه ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻣﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺎی ﺗﺴـﻮﻳﻪ ی ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻫـﺎی ﺗﻌـﺎدﻟﻲ ) رزروﻫﺎی ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ( در ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان1 ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺎ آﻏﺎز ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺎزار، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺴﻮوﻟﻴﺖ ﺗﻮازن ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد و ﺑـﺎ اﺳـﺘﻔﺎده از ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻨﻈﻴﻤﻲ اﻓﺰاﻳﺸﻲ و ﻛﺎﻫﺸﻲ ﻣﻮﺟﻮد، ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮ ان ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﻣﺘﻮازن ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . اﻳﻦ ﺑﺎزار از ﺳﭙﺘﺎﻣﺒﺮ ﺳﺎل 2002 آﻏـﺎز ﺑـﻪ ﻛﺎر ﻛﺮده اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ارﺳﺎﻟﻲ از ﻃﺮف اراﺋﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻫﺮ ﻛﺸﻮر در ﻳﻚ ﻓﻬﺮﺳﺖ اوﻟﻮﻳﺖ ﺑﻨﺪی ) از ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺑـﻪ ﺑﻴﺶ ﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ( ﮔﻨﺠﺎﻧﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد و در دﺳﺘﺮس ﺗﻤﺎم ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﺬاری ﺧﺪﻣﺎت در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس اراﺋﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ، ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه را درﻳﺎﻓﺖ و اراﺋﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﺎﻫﺸﻲ، ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه را ﭘﺮداﺧﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . اﮔﺮ در ﻃﻮل ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ در ﻣﺠﻤﻮع ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ب اﺳﺎس ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و اﮔﺮ در ﻣﺠﻤﻮع ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﺎﻫﺸﻲ ﺑﺎﺷﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﺎﻫﺸـﻲ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد و ﭼﻨﺎﻧﭽـﻪ در ﻣﺠﻤﻮع ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻫﻴﭻ ﺗﻮازﻧﻲ در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﺒﺎﺷﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 1- Regulation Power Market (RPM) 124 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در دو ﺳﻄﺢ، ﺑﻴﻦ زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ )ﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮداران ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﻧﺘﻘـﺎل ( و درون زﻳﺮﺳﻴﺴـﺘﻢ ) ﺑﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل و ﺑﺎزﻳﮕﺮ ﻣﺴﻮول ﺗﻮازن و ﻳﺎ ﺑﻴﻦ ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ( اﻧﺠـﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻋـﺪم ﺗﻮازن ﻫﺎ ﺑﻪ دو ﻧﻮع ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻣﺜﺒﺖ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﺎی اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﺼﺮف و ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻣﻨﻔﻲ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﺎی ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻓﺰاﻳﺶ ﻣﺼﺮف، ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺣﺴﺎب ﻋﺪم ﺗﻮازن ﺑﻴﻦ زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان اﻧﺠﺎم ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد و در ﺻـﻮرت ﺑـﺮوز ﺗـﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط، ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان دو ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . از ﻃﺮﻓﻲ دﻳﮕﺮ، ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻫـﺎی درون زﻳﺮﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﺗﻌﺪﻳﻞ و ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺷﻮﻧﺪ . ﺳﻮﺋﺪ و داﻧﻤﺎرک، ﻋﺪم ﺗﻮازن ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻣﺼﺮف و ﻛﻞ را ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺠـﺰا ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺗﺎ ﻣﺎﻧﻊ ﺳﻮدﺟﻮﻳﻲ ﺑﺎزﻳﮕﺮاﻧﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻛﻪ ﺑـﺎ دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ اﻃﻼﻋـﺎت ﺑـﺎزار، ﻋﺮﺿـﻪ و ﺗﻘﺎﺿـﺎی ﺧـﻮد را ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . اﻣﺎ در ﻧﺮوژ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻚ ﻗﻴﻤﺘﻲ ) ﻗﻴﻤﺖ ﻳﻜﺴﺎن ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ( ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﺣﻮزه ﻧﻮردﻳﻚ از دو روش ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺮای ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻫﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻚ ﻗﻴﻤﺘﻲ : در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ از ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان )RPM (ﺑﺮای ﺗﺴ ﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب اﺳـﺘﻔﺎد ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑـﺪﻳﻦ ﻣﻌﻨﻲ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﺑﺎزار در اﻳﻦ ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻫﺎ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻣﺜﺒﺖ و ﻳﺎ ﻣﻨﻔـﻲ دارﻧـﺪ، ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻨﻬﺎ در ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺳﻴﺴﺘﻢ دو ﻗﻴﻤﺘﻲ : در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ، در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺑﺎزﻳﮕﺮ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻋﺪم ﺗـﻮازن ﻣﻨﻔـﻲ ﺷـﻮد، از ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان و در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻣﻨﺠﺮ ﺑﻪ ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻣﺜﺒﺖ ﮔﺮدد از ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﻄﻘﻪ ای 1 اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺳﻴﺴﺘﻢ دو ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺳﺒﺐ ﻛﺴﺐ درآﻣﺪ ﺑﺮای TSOﻫﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد، درﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ TSO در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻚ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻓﺎﻗﺪ درآﻣﺪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی از ﺑﻴﻦ ﺑﺮدن ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﻫﺎ در ﻫﺮ ﻛﺸﻮر ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ . ﻓﻨﻼﻧﺪ از روش ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ stand-alone ﺑـﺮای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻌﺎدﻟﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ در اﻳﻦ روش ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت اﻗﺘﺼﺎدی ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺳﻮد ﻧﺎﺷﻲ از ﺳﻴﺴﺘﻢ دو ﻗﻴﻤﺘﻲ ﺑﺮای ﻣﺘﻌﺎدل ﻛﺮد ن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﻫﺎ ی Fingrid ) TSO ﻓﻨﻼﻧﺪ ( اﺳﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﺷـﻮد . در داﻧﻤﺎرک اﻳﻦ ﺳﻮد ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺎﻟﻲ ﺑﺮای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی ﺛﺎﺑـﺖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ رزرو، ﺷـﺎﻣﻞ رزرو ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﺣﺎﻟﺖ اﺧﺘﻼل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺎﻋﺚ ﻧﮕﻬﺪاری ﺗﻌﺎدل ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻫﻨﮕﺎم ﺧﺮوج واﺣﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺷـﻮد . در ﻧـﺮ وژ ﺗﻌـﺎدل ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﻪ ﻫﺎ وﺳﻴﻠﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺷﺒﻜﻪ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﺎﻟﻲ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . 3 - 3 - 3 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM ﺑﺮ اﺳﺎس دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺷﻤﺎر ه ی 888 ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻘﺮرات اﻧﺮژی ﻓﺪرال اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪ ه ی آﻣﺮﻳﻜﺎ )FERC (، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺷﺒﻜﻪ ی ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﺶ ﺑﺨﺶ زﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ : − زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ، ﻛﻨﺘﺮل ﺳﻴﺴﺘﻢ و ﭘﺨﺶ ﺑﺎر 1- Local Marginal Price ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 125 − ﻋﺮﺿ ﻪ ی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ − ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ و ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ − ﺧﺪﻣﺎت ﻋﺪم ﺗﻮازن اﻧﺮژی − رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی- ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﺳﻨﻜﺮون − رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی- ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﻣﻜﻤﻞ از اﻳﻦ ﺑﻴﻦ، در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ PJM ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ، ﻋﺪم ﺗﻮزان اﻧﺮژی، رزرو ﺳـﻨﻜﺮون و رز رو ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮداری - ﺧـﺪﻣﺎت رزرو ﻣﻜﻤﻞ را از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺑﺎزار ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﻪ ﻧﺤﻮی ﻛﻪ ﻋﺪم ﺗﻮازن اﻧﺮژی از ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺎزار اﻧﺮژی زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ و ﻣﺎﺑﻘﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﻤﺎم ﺷﺪه آن ﻫﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﮔﺮﭼﻪ ﺧﻮدراه اﻧﺪازی از ﺟﺎﻧﺐ FERC ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺧﺪﻣﺖ ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ، اﻣﺎ ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻧﻘﺶ ﺧﺪﻣﺖ ﺟﺎﻧﺒﻲ را در ﺷﺒﻜﻪ ی ﺳﺮاﺳـﺮی ﺑﺎزی ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس، ﺧﺪﻣﺖ ﻣﺬﻛﻮر ﻧﻴﺰ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻧﺮخ ﻫﺎی اﻧﮕﻴﺰﺷﻲ و ﻳﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﻤﺎم ﺷﺪه اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ، ﺳﻄﺢ ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺑﺎر ﺷﺒﻜﻪ از ﻃﺮﻳﻖ اﻓ ﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻛـﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻣﻨﺘﺨـﺐ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻴﮕﻨﺎل ﻫﺎی ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ اﺗﻮﻣﺎﺗﻴﻚ ﻣﺘﻌﺎدل ﻣﻲ ﺳﺎزد . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ واﻛﻨﺶ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻛﻢ ) ﺗﺮ از ﭘﻨﺞ دﻗﻴﻘﻪ ( ﺑﺮﺧﻮردارﻧﺪ و ﻳﺎ ﻋﻜﺲ اﻟﻌﻤﻞ ﺳﻤﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎ1 ) DSR (ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻧﺤﺮاف ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﻴﻦ ﺑـﺎر و ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ از ﻃﺮﻳﻖ رزروﻫﺎی اوﻟﻴﻪ و ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . رزرو ﺳﻨﻜﺮون ﻧﻮﻋﻲ ﺧﺪﻣﺖ اوﻟﻴﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ آن ﻳﻚ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻨﻜﺮون ﺷﺪه و ﻗﺎدر ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻧﺮژی در 10 دﻗﻴﻘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ از ﻃﺮﻳﻖ DSR ﻧﻴﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﺮ دوی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ) رزرو ﺳﻨﻜﺮون و ﺗﻨﻈﻴﻢ ( در ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺗﺴﻮﻳﻪ ی اﻳﻦ ﺑﺎزارﻫﺎ در ﺗﻌﺎﻣﻞ ﺑـﺎ ﺑﺎزار اﻧﺮژی و اﻟﺰاﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺑﺎ ﻫﺪف ﺣﺪاﻗﻞ ﻛﺮدن ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻠﻴـﻪ ی ﻣﺤﺼـﻮﻻت ) اﻧـﺮژی و ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ( ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ، ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ، ﺟﺮﻳﺎن ﺗﻮان ﺑﺮﻧﺎﻣ ﻪ رﻳﺰی ﻧﺸﺪه، ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی اﻧﺘﻘـﺎل ﺑﻴﻦ ﺣﻮزه ای، وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻨﺎﺑﻊ، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺤﺪود، ﻣﻌﺎﻣﻼت دو ﺟﺎﻧﺒﻪ، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺧـﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰ، ﻣﺤـﺪودﻳﺖ ﻫـﺎی ﻫﻴﺪروﻟﻮژﻳﻜﻲ، اﻟﺰﻣﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ و اﻟﺰاﻣﺎت ﺧﺪﻣﺎت، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﺪف ﺑﺎزار رزرو زﻣﺎن ﺑﻨﺪی روز ﻗﺒﻞ )DASR (، ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻟﺰاﻣﺎت رزرو ﻣﻜﻤﻞ )30 دﻗﻴﻘﻪ ( از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺑﺎزار ﻣﺤﻮر اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ اﻣﻜﺎن را ﻣﻲ دﻫﺪ ﺗﺎ اﻧﺮژی رزرو ﺧﻮد را در ﺳﻄﺢ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار ﻋﺮﺿﻪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . در PJM ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺎزاری وﺟﻮد ﻧﺪارد . اﻣﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻨﺎﺳﺐ آن از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺤﻤﻴﻞ اﻟﺰاﻣﺎت و زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﻫﺎی ﻣﺸﺨﺺ ﺑﻪ اﻋﻀﺎ، ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- Demand-side Response 126 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 3 - 3 - 3 - 1 - ﻧﺤﻮ ه ی ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری و ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺖ ﻛﺷﺮ ﻛﻨﻨﺪ ﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴ ﺸﻨﻬﺎدات رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺧﻮد را ﺗﺎ ﺳﺎﻋﺖ 12 ر وز ﻗﺒﻞ ﺑﻪ PJM اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . اﻳﻦ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎدات ﺑﺮ اﺳﺎس د ﺑﻻر ﺮ ﻣﮕﺎ و ات ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﺲ از درﻳﺎﻓﺖ و ﺛﺒﺖ ﻛﻠﻴﻪ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات، ﺑﺎز ار PJM رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ اﻧﺮژی و ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻳﺎﺑﻲ ﻗ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺎزار رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ﺳﺎﻋﺎت ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﺷـﺪه و ﺗـﺎ ﺳﺎﻋﺖ 16 روز ﻗﺒﻞ اﻋﻼم ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﺑ ﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴ ﻤﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻨﺪﮔﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ و رزر ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗ ﺴ ﻮﻳﻪ ﺣ ﺴ ﺎب اﻳﻦ ﺑﺎزار ﻳﻚ ، ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎ ﻣﺠﻤﻮع اﺳﺖ ﺮﺻﻔ . ﺑﺪﻳﻦ ﻣﻌﻨﻲ ﻛﻪ ﻣﻘﺪار ﭘـﻮ ل ﭘﺮد اﺧﺘـﻲ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن و ﭘـﻮل درﻳـﺎﻓﺘﻲ از ﻣﺼـﺮف ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑﺮاﺑـﺮ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗـﺎﻣﻴﻦ رزرو ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی ﺑـﺮای ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪا ر ﺳﻬﻢ ﺎﻫ آن از ﺑﺎر ﻛﻞ ﺑﺮآورد ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﻧﻬﺎﻳﺖ ﻣﻨﺎﺑﻌﻲ یﺑﺮا ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو در ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺸﺨﺺ ﺗﻌﻴﻴ ﻦ ﺷﺪه اﻧﺪ، در ﻲﺗﺻﻮر ﻛـﻪ ﻗـﺎدر ﺑـﻪ اراﺋـﻪ ی ﺧـﺪﻣﺎت ﻧﺒﺎﺷﻨﺪ ﻫﻴﭻ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ آن ﻫ ﺎ ﺻﻮرت ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﮔﺮﻓﺖ . اﻣﺎ ﺟﺮﻳﻤﻪ ای ﺑﺎﺑﺖ ﻋﺪم ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨ ﺪﮔﺎن ﺑﺎزار اﻋﻤﺎل ﻧﻤﻲ ﮔﺮدد .1 3 - 3 - 3 - 2 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ، ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری و ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﺎ ﻟﻜﻴﻦ ﻣﻨﺎﺑﻌ ﻲ ﻛﻪ ﺧﻮاﻫﺎن ﻓﺮوش ﺧﺪﻣﺎ ت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺘﺴﻫﻢ ﻴﻈﺗﻨ ﻨﺪ ﺑﺎ ﺪ ﻳ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻓﺮوش ﺧﻮد را ﺗﺎ ﺳﺎ ﺖ ﻋ18 روز ﻗﺒـ زﻞ ا ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی اراﺋﻪ دﻫ ﻨﺪ. ﭘﻴﺸﻨ ﻬﺎد ات در ﺳﺎﻋﺖ 18 روز ﻗﺒﻞ ﺑﺴﺘﻪ ﺷـﺪه و ﻛﻠﻴـﻪ ی ﻣﻨـﺎﺑﻌ ﻲ ﻛـﻪ ﺑـ ن وﺪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤـﺖ در ﻓ ﻬﺮﺳﺖ ﺛﺒﺖ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﺑﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺻﻔﺮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﺮارﻗ . دادﻫﺎی دو ی ﻪﺟﺎﻧﺒ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓـﺮوش ﺧـ ﺪ ﻣﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ان راﺪﻳﺧﺮ ﺛﺒﺖ ﺷﺪه و ﺳﭙﺲ ﺗﻮﺳﻂ ﻓﺮو ﺷﻨﺪﮔﺎن ﻗﺒ ﻞ از ﺖ ﻋﺎﺳ16 روز ﻗﺒﻞ ﺗﺎﻳﻴﺪ ﺷـﻮ . ﻧﺪ ﻗﺮاردادﻫـﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ای ﻛﻪ وارد ﺑﺎﻧﻚ اﻃﻼ ﻋﺎﺗﻲ ﺷﺪه و ﺗﺎﻳﻴﺪ اﻧﺪ ﺷﺪه ، ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﻴﺴﺘﻨﺪ ﺑﻠﻜﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ دوﺑﺎره وارد ﺷﻮﻧﺪ ﻳﺎ ﺑﻪ ﻛﻠـﻲ از ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﺬف ﺷﻮﻧﺪ . اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﻫﻢ ﻃﻮر زﻣﺎن ﺑﺎ ﺑﺎزا ر رزرو ﺗ ﺴﻮﻳ ﻣﻲﻪ ﺞ ﻳﻧﺘﺎ و ﺷﻮد آن 30 دﻗ ﻴﻘـﻪ ﻞﻗﺒـ از ﺷـﺮوع ﺳـﺎﻋﺖ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی ﺑـﺮای ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ارﺳﺎل ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻗ ﻴﻤﺖ ﻧ ﻬﺎﻳﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ی رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ در ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻫﺰﻳﻨ ﻓﺮ ی ﻪ ﺻﺖ ﺑﺮآوردﺷﺪه ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻣﻘﺪار ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ . ﮔﻔﺘﻨﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﺎر در ﺑـﺎزار ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺘ ﻲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻧﻤﻲ ﺷﻮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺗﺨﻤﻴﻨﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ :ﻮدﺷ ﻣﻲ LMP ED GENOFF − × =ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻪ ﻃﻮری :ﻛﻪ 1- State of the Market Report, Section 6. Ancillary Service Markets, Market Monitoring Unit, 2007. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 127 LMP : LMP ﺳﺎﻋﺘﻲ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه در ﺷﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ED : ﻗ ﻴﻤﺖ ﻣﺘﻨﺎﻇ ﺑﺎ ﺮ ﻧﻘﻄﻪ ا ی ﻛ ﻪ ﻣﻨﺎ ﺑ ﻊ ﺑﺎﻳﺪ ﻧ نآ در ﻘﻄﻪ ﺑﺎﺷﻨ ﺪ ﺗﺎ ﺗﻤﺎم ﻣﻘﺪار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮ اﻫﻢ .ﺷﻮد GENOFF : ﻣﻴﺰان اﺧﺘﻼف ﻣﮕﺎوات ﺑﻴﻦ ﺗﻮزﻳﻊ اﻗﺘﺼﺎدی و ﻣﻘﺪار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺎزار PJM ، ﻣﻨﺎﺑﻊ را ﺑﺎ ﺣﺪاﻗﻞ ﻛﺮدن ﻫﻢ زﻣﺎن ی ﻪﻨﻫﺰﻳ اﻧﺮژی ، رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺪﺧ ﺮﺳﺎﻳ و ﻣﺎت ﺟﺎ ﻧﺒﻲ ﺧﻮ اﺮﻓ ان .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ اﮔﺮ اﺣو ﺑ ﺪی ﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓ ﺮاﺧﻮاﻧ ﻲ ﺷﺪ، ﺑﻪ و اﺣﺪ ﺗﻀﻤﻴﻦ داده ﻣﻲ ﻪﻛـ ﺷﻮد ﻫﺰﻳﻨـﻪ راه یﻫـﺎ اﻧـﺪازی و ﺑﻲ ﺑﺎری آن ﭘﻮﺷﺶ داده .ﺷﻮد ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺑﺎ زار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺮای ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ اﻋﻼم ﻧﺸﻮد، ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒ ﻮﺗﺴ یاﺑﺮﻞ ﻳﻪ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ، ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری، ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓ ﺮاﻫﻢ ﺷﺪ ه د ر ﺑﺎزا ر از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ﻫـﺎ و ﺧﺮﻳﺪار ی ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎر ﺑﺎزار، ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﺠﻤﻮع ﺻﻔﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - 3 - 3 - 3 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ در رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﺎﻧﻲ ز و ﻛﻪ اﺣﺪﻫﺎی آ ﻲ ﺑ ﻃﺒﻖ ﻧﺎﺑﺮ ﻣﻪ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﻲ ی ﺷﻮﻧﺪ و ﻫﻴﭻ ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎ د اﻧﺮژی ﻧﺪ ارﻧﺪ ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓ ﺮﺻﺖ اﻳﻦ واﺣـﺪﻫﺎ ﺑـﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد راﺑﻄﻪ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺑﺎ راﺑﻄ )ﻪ 2 ( در ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ اﺳﺖ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛﻪ ﻣﻘﺪارED ﺑﺮاﺑﺮLMP ﻣﺘﻮﺳـﻂ اﺣـ و ﻦﻴﺷـ در ﺪ ﺑﻲ آ در دوره ﭘﻴﻚ ﻳﺎ ﻏﻴﺮﭘﻴﻚ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﺑﻪ ﺟﺰ ﺳﺎﻋﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎم یﻫﺎﺪ اﺣو آﺑﻲ د ر ﺣﺎل ﻛﺎر ﺑﻮده اﻧـﺪ . در ﺻـﻮرﺗﻲ ﻛـﻪ LMP ﻣﺘﻮﺳ ﺑﻴﺶﻂ از ﺗﺮ LMP واﻗﻌﻲ در ﺗﻮﻟﻴ ﻦﺷﻴ ﺪﻛﻨﻨﺪ ه ﺑﺎﺷ ﺪ ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓ ﺮﺻﺖ اﺑﺑﺮ ﺮ ﺻﻔ اﺳﺖ ﺮ . اﮔﺮ ﻳﻚ واﺣﺪ آﺑﻲ ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ ﺗﻬﻴﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺧﺎرج از ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻗﺮار ﮔﻴﺮد ﻣﻘﺪار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ آن ﺑﺮاﺑﺮ ا ﺳ ﺖ ﺑـﺎ ﻣﻘـﺪا ر ﻣﺘﻮﺳﻂ LMP ﻣﻨﻬﺎی ﻣﻘﺪا ﻗﻌ او ر ﻲ LMP ﻮﺗ سﺑﺎ در ﻟﻴﺪ ا . ﺖﺳ اﮔﺮ ﻣﻘﺪار واﻗﻌـﻲ LMP از ﻣﻘـﺪار ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ ﺑﺎﺷـﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺻﻔﺮ ﻣﻲ .ﺷﻮد 3 - 3 - 3 - 4 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ، ﻗﻴﻤ ﺖ ﮔﺬاری و ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی رزرو ﺳﻨﻜﺮون ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ات ﻗﻴﻤﺘﻲ رزرو ﺳﻨﻜﺮون ، 1800 ﺳﺎﻋﺖ )75 روز ( زودﺗﺮ از روز ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑـﺮای ﺗﻤـﺎم ﻣﻨـﺎﺑﻊ در ﺻﻮرت ﻋﺪم اراﺋﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ، ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻣﻌﺎدل ﺻﻔﺮ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻃﻼﻋﺎت زﻳﺮ ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ 120 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﻓﺮآﻳ ﻨﺪ ﺗﺨﻤﻴﻦ رزرو ﺳﻨﻜﺮون اوﻟﻮﻳﺖ اول اراﺋﻪ و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﮔﺮدد : − ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ رزرو ﺳﻨﻜﺮون − ﺣﺪاﻛﺜﺮ رزرو ﺳﻨﻜﺮون − اﻃﻼﻋﺎت زﻳﺮ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﺎ60 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ی ﺪ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻛﺮده ﻳﺎ ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﮔﺮدد . − دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی رزرو ﺳﻨﻜﺮون ﻣﻨﺎﺑﻊ ) اوﻟﻮﻳﺖ ( دوم − ﻣﻘﺪار ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی رزرو ﺳﻨﻜﺮون 128 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺑﻪ ﻃﻮ ر ﻛﻠﻲ، ﻣﺎ ﻟﻜﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭘﺲ از ﮔﺬﺷﺖ زﻣﺎن ﻣﺬﻛﻮر، ﺑﺴﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار رزرو ، ونﺮﺳﻨﻜ ﻣﻨﺎﺑﻊ رزرو را دﺧﻮ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻤﻲﻧ ﻛﻨﻨﺪ . اﻣﺎ دو در اﻳﻦ ﺑﻴﻦ دو وﺿﻌﻴﺖ اﺳﺘﺜﻨﺎ وﺟﻮد دارد : ﻧﺨﺴﺖ، ﺻ در ﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻣﺎﻟﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﻜـﻲ از ﻣﻨـﺎﺑﻌ ﻲ را ﻛـﻪ ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺧﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه ﻳ ﺎ ﻣﻨﺒﻊ ﻓﺮ اﻫﻢ ﻛﻨﻨﺪه ی هﺮﺧﻴ ذ ی اﺷﺘﺮاﻛﻲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه، از د ﺳ ﻣﻲ ﺪﻫﺪﺖ ﺑ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﻣﻨﺒـ ﻊ دﻳ ﮕﺮی را ﺑﺮا ی ﺟﺒﺮان ﻛﻤﺒﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻛﻨﺪ . دوم، واﺣﺪی ﻛﻪ در ﻣﺪت ز ﺴﺑ نﻣﺎ ﺘﻪ ﺷﺪن ﺑﺎزار اﻧﺮژی د د ر ﺳﺘﺮس ﻧﺒﻮ ه و د در ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮ ﺷﻮد، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺮای ﺗﻬﻴ ﻪ ی رزرو ﺳﻨﻜﺮون در آن زﻣ ﺎن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی .ﺷﻮد ﺑﺎزار PJM ار زﺎﺑ رزرو ﺳﻨﻜﺮون را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺳﻴﺮ زﻣﺎﻧﻲ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ . 90 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺷﺮوع ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ : ﺑﺎزار PJM ﻣﻴﺰان رزرو ﺳﻨﻜﺮون در دﺳﺘﺮس اوﻟﻮﻳﺖ اول ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ را ﺗﺨﻤﻴﻦ زده و ﻧﺘﺎﻳﺞ را ﺑﻪ ﻣﺎﻟﻜﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻨﻌﻜ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲﺲ 60 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺷﺮوع ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ : ﻫﺮ ﻣﺎﻟﻚ ﺗﻮﻟﻴﺪ واﺣﺪﻫﺎی ﺧﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳـﺰی ﺷـﺪه و ﻣﻴـﺰان ﺗﻮﻟﻴـﺪ در ) را ﺎﻫـ آن ﻛﻪﻲ ﺗﻮرﺻ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒ ﻞ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻛﺮده ﺴ ، ﺗﻘ (ﺪﺷﺑﺎ ﻴﻢ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ 30 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ از ﺷﺮوع ﺳﺎﻋﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ : ﺑﺎزار PJM ﺑﻪ ﻃﻮر ﻫﻢ زﻣﺎن ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ و رزرو ﺳﻨﻜﺮون را ﺗﺴﻮﻳﻪ ﻛﺮده و ﻗ ﻴﻤﺖ ﻮﺗﺴ ﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺎزار رزرو و ﺗﻨﻈﻴﻢ و ﻣﻴﺰان ﺗﺨﺼﻴ ﻓﻳﺎ ﺺ ﺘﻪ ﺑﻪ اوﻟﻮﻳﺖ دوم - ﺑﺎ ﻓـﺮض اﻳﻨ ﻪ ﻜـ اوﻟﻮﻳـﺖ و ل وا واﺣـ یﺎﺪﻫ دﺧـﻮ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی رد ی هﺪﺷ ﻳﻒ دوم ﻧﻴﺎز ذ ﺧﻴﺮه ا ر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧ ﻜﻨﻨﺪ- را ﺗ ﻌﻴﻴﻦ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . اﻣـﺎ در ﺻـﻮرﺗﻲ ﻛـﻪ ﻣﻨـﺎﺑ ﻊ اوﻟﻮﻳـﺖ و ل وا دﺧـﻮ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ی هﺷﺪ ردﻳﻒ دوم ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﺎز رزرو ﻛﺎﻓﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ اوﻟﻮﻳﺖ دوم ﺻﻔﺮ ﺑﻮده و ﻫﻴﭻ ﺗﺨﺼﻴﺼﻲ ﺑﺮای آن ﺻﻮرت ﻧ ﻤﻲ ﮔﻴﺮد . در ﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ اوﻟﻮﻳﺖ اول و ﺧﻮد ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی رد ی هﺷﺪ ﻳﻒ دوم ﺑﺮ ای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻴـﺎ ﻧ ز رزرو ﻧﺎ ﻲ ﻓﻛـﺎ ﺑﺎﺷﻨ ﻗ ، ﺪ ﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب اوﻟﻮﻳﺖ دوم ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﺎﻻﺗﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ اوﻟﻮﻳﺖ دوﻣﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻘﻣـﺎﺑ ﻲ ذﺧﻴـﺮه ﻻ م ز ﻫ ﺴﺘﻨﺪ، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻗ ﻴﻤﺖ ﻧ ﻬ ﺎﻳﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ) /MWh $ (ﺑﺮاﺑﺮ ا ﺳ ﺖ ﺑﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد رزرو ﺳﻨﻜﺮو ن ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑﻪ ﻋﻼوه ی ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷـﺪه ﺑﺮ ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ ﺮﻓﻇ ﻴﺖ ﺑ ی هوﻋﻼ ﻪ ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی ﻣﺼﺮ ﻓ ﻲ ﺑﻪ ازای ﻣﮕﺎ وات ﺳﺎﻋﺖ .ﻴﺖﻓﻇﺮ ﻓﺮﺻ ی ﻪﺰﻳﻨﻫ ﺖ ﺗﺨﻤﻴ ﻦ زد ه ﺷﺪه ﺑﺮای واﺣﺪ ﻫ ﺎی ﻛﻨﺪا ﻧﺴﻮر ی ﺑﻪ ﺻ ﻮرت ز ﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد : )1( ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷﺪه ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی دﻳﮕﺮ ﺑﻪ ﻃﺮﻳﻖ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد : )2( | LMP ED | GENOFF − × ﺑﻪ ﻃﻮری :ﻛﻪ LMP : LMP ﺳﺎﻋﺘﻲ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه در ﺷﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴ ﺪﻛﻨﻨﺪه ED : ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺘﻨﺎﻇﺮ ﺑﺎ ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮوﻧﻲ ﻛﻪ واﺣﺪ ﻓﺮاﻫﻢ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ GENOFF : ﻣﻴﺰان ﻣﮕﺎوات ﺳﻨﻜﺮوﻧﻲ ﻛﻪ واﺣﺪ ﻓﺮاﻫﻢ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ [ ]| LMP | × −ﻣﮕﺎوات ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی اﻧﺮژی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو ﺳﻨﻜﺮون ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 129 اﻧﺮژی اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺑﺨﺸﻲ از ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ذﺧﻴﺮه ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺎﻟﻚ آن اراﺋﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . اﻧﺮژی ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺗﺨﻤﻴﻦ زده ﺷﺪه در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳ ﻲ ﺑﻪ ﻃﺮﻳﻖ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد : )3( ،در ﺗﻤﺎم اﻳﻦ ﻣﺤﺎﺳﺒﺎتLMP ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﻜﺎرﮔﻴﺮی اﺑﺰارﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺖ ﭘﻴﺶ رو ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - 3 - 3 - 5 - ﺟﺎﻳﮕﺎه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در رزرو ﺳﻨﻜﺮون ﺑﻪ واﺣﺪﻫﺎی آﺑﻲ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﺑﺮای ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮون، در ﺻﻮرﺗﻲ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ﺺﺼﻴﺨﺗ ﻛـﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ در آن ﺳﺎﻋﺖ ﻧﻴﺰ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی .ﺪﻨﺑﺎﺷ هﺷﺪ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻳﻚ واﺣﺪ آﺑﻲ ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ذﺧﻴـﺮه ﺳـﻨﻜﺮون ﻣﺠﺒـﻮر ﺑـﻪ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺷﻮد، درﺻﻮرﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی در ﻫﻤﺎن ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺎﺷﺪ، ﺑﻪ اﻳـﻦ واﺣـﺪ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻓﺮﺻـﺖ ﺗﺨﺼـﻴﺺ ﻳﺎﺑﺪ ﻲﻣ ﺗﺎ . زﻣﺎﻧ ﻲ ﻛ ﻪ ا ﻳﻦ و ﺣﺪ ا ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﻮد و ﻫﻴﭻ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﻧﺮژی ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺻﻓﺮ ﺖ ا ﻳﻦ واﺣﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳـﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد : راﺑﻄﻪ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻣﺸﺎﺑﻪ راﺑﻄﻪ )2 (ر ﺗ د ﺴﻮﻳ ﻪ ﺑﺎزار روز ﺳﻨﻜ ﺮو د ن ﺑﻮ ه اﺳﺖ ﺑﺎ اﻳﻦ ﺗﻔﺎوت ﻛـﻪ ﻣﻘـﺪار ED ﺑﺮاﺑـﺮLMP ﻣﺘﻮﺳﻂ در ﺷﻴﻦ واﺣﺪ آﺑﻲ در د وره ﭘﻴﻚ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺑﻪ ﺟﺰ ﺳﺎﻋﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺗ ﻤﺎم واﺣﺪﻫﺎی ﻲ آﺑ در ﺣﺎل ﻛﺎر ﺑـﻮده اﻧـﺪ . در ﺻـﻮرﺗﻲ ﻛﻪ LMP ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ LMP واﻗﻌﻲ در ﺑﺎس ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﺑﺎﺷﺪ، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﺮاﺑﺮ ﺻﻔﺮ اﺳﺖ د . ر ﺳـﺎﻋﺎﺗﻲ ﻛـﻪ و اﺣـﺪ آﺑﻲ ﻣﻮر ﻧﻴﺎز ﻧﻴﺴﺖ، ﻣﻘﺪار ED ﺻﻔﺮ اﺳﺖ ﺑﻪ ﻃﻮری ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻣﻞ LMP ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺻ ﻮرﺗﻲ ﻛ ﻪ ﻣﺎﻟ ﻚ واﺣﺪ آﺑﻲ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ذﺧﻴﺮه ﺑﺎﺷﺪ و و اﺣﺪ ﺧﻮد را ﺑﺮای ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﻧﻴﺰ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻛﺮده ﺑﺎﺷـﺪ، PJM دارای اﻳﻦ ﺣﻖ اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺻﻮرت داﺷﺘﻦ ﻣﺰﻳﺖ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ زﻣﺎن ﺑﻨﺪی ﺷﺪه ﻣﺎﻟﻚ را ﺗﻌﺪﻳﻞ ﻛﻨﺪ . 3 - 3 - 3 - 6 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد در ﺑﺎز ارPJM ﺗﻌﺪاد ﻣﺤﺪودی ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی در ﺑﺎزار PJM وﺟﻮد دارد ) در ﺣﺪود 200 ژﻧﺮاﺗـﻮر ( ، ﻛـﻪ ﺗﻨﻬـﺎ ﺣﺪود 100 ژﻧﺮاﺗﻮر ﺑﺮای اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﭘﺮداﺧﺘﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﺑﺮ ﭘﺎﻳﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ آن، ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺷﻮد و از ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺎزار و ﻳﺎ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﺧﺮﻳﺪاری ﻧ ﻤﻲ ﮔﺮدد . ﻫﺰﻳ ی ﻨﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ آن از دو ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷﻮد : ﻧﺨﺴﺖ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺮای ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی اراﺋـﻪ ی ﺧـﺪﻣﺖ ﺑـﻪ ﺗﻮاﻓﻖ ﺑﺮﺳﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﻨﻬﺎ ﺗﻌﺪاد ﻛﻤﻲ از ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ از اﻳـ ﻦ روش اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ و دوم، اﺳـﺘﻔﺎده از روش ﻫـﺎ ی ﻛﻤـﻲ ﺑـﺮای ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری اﺳﺖ ﻫﺰ . ﻫﺎ ﻳﻨﻪ ی ﻣﻮﺟﻮد در اﻳﻦ روش ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : − ﻫﺰﻳ ی ﻨﻪ ﻋﻤﻠﻴﺎت و ﻧﮕﻬﺪاری از ﻫﺮ ﮔﻮﻧﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ) ﺑﺮای ﻣﺜﺎل ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻧﮕﻬﺪاری از ژﻧﺮاﺗﻮر ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ( − ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺳﻮﺧﺖ رزرو ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز − ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﻮزش ﭘﺮﺳﻨﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از ﺗﺠﻬﻴﺰات اﺿﺎﻓﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﻣﺼﺮف اﻧ ﺮژی ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو ﺳﻨﻜﺮون LMP×اﻧﺮژی ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه 130 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 3 - 3 - 3 - 7 - ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار PJM ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ، ﻳﻚ ﺳﺮوﻳ ﺲ اﻧﺘﻘﺎل اﺳﺖ ﻛﻪ ﻫﻤﺎﻧﻨﺪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ اراﺋﻪ یﻫﺎ ی ﺧﺪﻣﺖ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺷﻮد ﻧﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار . ﺑﻪ ﻣﻨ ﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﺒـﺎﻟﻐﻲ ﻣﻄـﺎﺑﻖ ﺑـﺎ ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻣﺼﻮب FERC )ﭘﺮداﺧﺖ درآﻣﺪ راﻛﺘﻴﻮ ( ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷـﻮد . اﻳـﻦ ﻣﺒـﺎﻟﻎ از ﻣﺸـﺘﺮﻳﺎن ﺷـﺒﻜﻪ ﺑـﺮ اﺳـﺎس درﺻـﺪ ﺑـﺎر ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺷﺎن درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد1 3 - 3 - 4 - ﺧ ﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺗﻮﺳﻂ National Grid ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺷﻮد ﺮهﺑﻬ ﺑﺮدار ی از ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﻘﺎل را ﻧﻴﺰ ﺑـﺮ ﻋﻬﺪه دارد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﺑﺎر در ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺎی اﻧﺘﻘﺎل ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺘﻘﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد2 ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ی ﻛﻠﻲ ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ، ﺧﺪﻣﺎت رزرو و ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ .ﺷﻮد 3 - 3 - 4 - 1 - ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧ ﺲ و ﻧﺤﻮه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴﺰان ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز آن ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﺑﻌﺪ از رخ دادن ﻳﻚ ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ ﺑﻪ دو ﻗﺴﻤﺖ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ :ﺷﻮد ﭘﺎﺳﺦ اوﻟﻴﻪ ﺑﺮای ﻣﺤﺪود ﻛﺮدن اﻓـﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴ ﻪ و ﭘﺎﺳﺦ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﻣﺤﺪوده ی ﻣﺠﺎز . ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻫﺎی اﻓﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ در ﭘﻴﺸﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ) ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ ﻏﻴﺮﻋﺎدی و ﻋﻤﺪه ( ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ . ﺧﻄﺎﻫﺎی ﺑﻴﻦ 30 ﻣﮕﺎوات ﺗﺎ1 ﮔﻴ ﮕﺎوات ﺧﻄﺎﻫـﺎی ﻋﻤـﺪه و ﺑـﺎﻻی 1 ﮔﻴﮕـﺎوات ﺧﻄﺎﻫﺎی ﻏﻴﺮ ﻋﺎدی ﻣﺤﺴﻮب ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . در ﺧﻄﺎﻫﺎی ﻣﺘﺪاول ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﺒﺎﻳﺪ ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ 5/0 و در ﺧﻄﺎﻫﺎی ﻏﻴﺮﻋـﺎدی ﺑﻴﺶ ازﺗﺮ 8/0 ﻫﺮﺗﺰ اﻧﺤﺮاف داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﭘﺎﺳﺦ اوﻟﻴﻪ ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟ ﻪ ﺑﻪ دﻳﻨﺎﻣﻴـﻚ ﺳﻴ ﺴـﺘﻢ و ﻣﺸﺨﺼـﻪ ی ﻓﺮﻛﺎﻧﺴـﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﺠﺮﺑﻴﺎت ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ و ﺪﻨ آﻳ ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﭘﺎﺳﺦ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ در ﺣﺎﻟﺖ ﻣﺎﻧﺪﮔﺎر ی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﻨﮕﺎﻣﻲ ﻛﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﺣﺎﻟﺖ ﻣﺎﻧﺪﮔﺎر اﺳﺖ، ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎت از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﺗﺎﺑﻊ ﺧﻄﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﺳﻄﺢ ﺧﻄﺎی اﺣﺘﻤﺎﻟﻲ، ﻣﻴﺰان ﭘﺎﺳﺦ ﺛﺎﻧﻮﻳ ﻪ ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺳﻄﻮح ﺑﺎر ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻪ ﻃﺮﻳﻖ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد sec L GB max,sec R (Risk K D f ) = − Δ sec R : ﻣﻴﺰان ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز Risk :ﺳﻄﺢ ﺧﻄﺎ L K : ﻣﺸﺨﺼﻪ ی ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﺷ ﺒﻜﻪ GB D :ﻣﻴﺰان ﺑﺎر در ﺷﺒﻜﻪ max,sec f Δ :ﺣﺪاﻛﺜﺮ اﻧﺤﺮاف ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﻣﺠﺎز 1- “A Review of Generation Compensation and Cost Elements in the PJM Markets’’ Available: 2- ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨ ﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 131 ﭘﺎﺳﺦ دﻳﻨﺎﻣﻴﻜﻲ اراﺋﻪ ﺷﺪه ﺑﻌﺪ از30 ﺗﺎ60 ﺛﺎﻧﻴﻪ، ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮاﺑﺮ ﺳﻄﺢ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه در ﻣﻌﺎدﻟ ﻪ ی ﻓـﻮق ﺑﺎﺷـﺪ . اﻧﺘﺨـﺎب ﻧـﻮع واﺣﺪﻫﺎ در ﻫﻨﮕﺎم رﺧﺪادﻫﺎی ﻏﻴﺮﻋﺎدی، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﺮ اراﺋ ﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت ﺗـﺎﺛﻴﺮ ﺑﮕـﺬارد، زﻳـﺮا دﻳﻨﺎﻣﻴـﻚ اراﺋـ ﻪ ی ﭘﺎﺳـﺦ از ﻃـﺮف واﺣﺪﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ . ﻣﻴﺰان ﭘﺎﺳﺦ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه در ﻣﻌﺎدﻟﻪ از ﻣﻨﻈﺮ ﺗﺌﻮری ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﻣﺤﺎﻓﻈـﺖ ﻛﻨـﺪ، وﻟﻲ از ﺟﻨﺒ ﻪ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی، ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی دﻳﮕﺮی ﻫﻤﭽﻮن ﻋﺪم ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ واﺣﺪ در ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﺎﻣﻞ و ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﺧـﺪ ﻣﺎت ﻣـﻮرد ﻧﻈـﺮ، ﭘﺎﺳﺦ ﺑﺎر، ﻋﺪم دﻗﺖ در ﻣﺪل ﻫﺎ ی اﺳﺘﻔﺎده ﺷـﺪه، ﺗﻐﻴﻴـﺮات در اﻧﺘﺨـﺎب ﻧـﻮع واﺣـﺪﻫﺎی اراﺋـﻪ دﻫﻨـﺪ ه ی ﺧـﺪﻣﺎت، ﺧﻄـﺎ در ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ، ﺗﻐﻴﻴﺮ در ﻋﻤﻠﻜﺮد رﻟﻪ ﻫﺎی ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ و ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺧﺮوﺟﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﮔﺎزی ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮات دﻣﺎ ﺑﺎﻳﺪ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﻮد . 3 - 3 - 4 - 2 - ﻧﺤﻮه ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴ ﺰان رزرو رزرو ﺑﺮای ﺟﺒﺮان ﻋﺪم ﺗﻮازن ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ در ﺑﺎزه ﻫﺎ ی زﻣﺎﻧﻲ ﻃﻮﻻﻧﻲ ﻣﺪت اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻋﺪم ﺗﻮازن ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﺑـﻪ دﻟﻴﻞ ﺧﻄﺎ در ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ، از دﺳﺖ رﻓﺘﻦ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻋﺪم اﻃﻤﻴﻨﺎن ﻧﺎﺷﻲ از اﻓـﺰاﻳﺶ ﻧﺎﮔﻬـﺎﻧﻲ ﺑـﺎر ﺑﺎﺷـﺪ . 4 دﺳـﺘﻪ ذﺧﻴﺮه ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﺑﺮای ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ :ﺷﻮد − رزرو ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ : اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻀﻤﻴﻦ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﺎﻓﻲ در ﻫﻨﮕﺎم ﺑﺴﺘﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر، اﻣﻨﻴـﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ و ذﺧﻴﺮه و ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺴﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴ ﺎز و ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ دادن ﺧﻄﺎﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪ ﻣـﺪت ) ﻣﺎﻧﻨـﺪ از دﺳـﺖ رﻓـﺘﻦ ﻳﻚ واﺣﺪ ( وﺟﻮد دارد . ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮ اﺳﺎس آﻣﺎر از دﺳ ﺖ رﻓﺘﻦ واﺣﺪﻫﺎ در ﻃﻮﻻﻧﻲ ﻣـﺪت، ﺧﻄـﺎ در ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ در ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت و ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮس ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . − رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه : رزروﻫﺎی ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷ ﺪه ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻄﺎﻫﺎی ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت اﺳـﺖ . اﻳـﻦ ﻧﻴـﺎز از ﻃﺮﻳـﻖ واﺣـﺪﻫﺎی ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻮازن ﻛﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻣﻨﺎﺳﺒﻲ ارﺳﺎل ﻛﺮده اﻧﺪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷـ ﻣﻲ اﻣـﺎ .ﻮﻧﺪ اﮔـﺮ اﻳـﻦ ﻣﻴـﺰان ﻛـﺎﻓﻲ ﻧﺒـﻮد و ﻳـﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات درﻳﺎﻓﺘﻲ اﻗﺘﺼﺎدی ﻧﺒﺎﺷﻨﺪ از ﺳﺎﻳﺮ ﺧﺪﻣﺎت رزرو اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد − رزرو ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت : اﻳﻦ رزرو ﻧﻴﺰ ﻣﺎﻧﻨﺪ رزرو ﺗﻨﻈﻴ ﻢ ﺷﺪه ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﺧﻄﺎﻫﺎی ﺑﻌﺪ از ﺑﺴﺘﻦ ﺑﺎزار اﺳﺖ . ﻣﻴﺰان رزرو ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ﺑﺮ اﺳﺎس آﺧﺮﻳﻦ آﻣﺎر از ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ و ﻣﻘـﺪاری ﻛـﻪ ﺑـﻪ ﻫـﺮ ﻛﺪام ) ذﺧﻴﺮه ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻳﺎ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه ( اﺧﺘﺼﺎص ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺤﺎﺳﺒﺎت اﻗﺘﺼﺎدی و ﺑﺎزه ﻫﺎی زﻣﺎﻧﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . − ذﺧﻴﺮه ﺳﺮﻳﻊ : اﻳﻦ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮای ﺣﻔﺎﻇﺖ از ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﺳﺖ . ﻣﻴﺰان ﻧﻴﺎز ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﻴﺰ ﺑﺮ اﺳـﺎس اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺗﻌﺪاد ﻋﺒﻮر ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ از ﻣﺤﺪوده ی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﺎﻳﺪ از ﺗﺮ ﻛﻢ1500 ﺑﺎر در ﺳﺎل ﺑﺎﺷﺪ ) ﻋﺒﻮر از ﻣﺤﺪوده ی ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺮای ﻣﺪت زﻣﺎن ﺑﻴﺶ از 10 ﺛﺎﻧﻴﻪ ( ﻣﻌﻴﺎر ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻇﺮﻓﻴﺖ رزرو از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎ و روش ﻫﺎ ی اﺣﺘﻤﺎﻻﺗﻲ و ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻌﻴﺎر 1 در365 و ﻳﺎ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺎر د ر 7/ 99 درﺻﺪ ﻣﻮاﻗﻊ ﺑﺮآورد ﻣﻲ .ﺷﻮد 132 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻮﺛﺮ در ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻴﺰان ذﺧﻴﺮه ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻫﺴﺘﻨﺪ : 1 - آﻣﺎر از دﺳﺖ رﻓﺘﻦ واﺣﺪﻫﺎ 2 - ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﭘﻮﺷﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ 3 - ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه 4 - آﻣﺎر ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷﺪه ی ﺗﻘﺎﺿﺎ 5 - آﻣﺎر ﻛﻞ ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف و ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﺳﺎل ﻫﺎی ﻗﺒﻞ و ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻣﻴﺰان ﺎﻫ آن 6 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ ) اﻳﻨﺮﺳﻲ و ﭘﺎﺳﺦ ﺑﺎرﻫﺎ ( 7 - ﻣﻴﺰان ﻧﺎ اﻃﻤﻴﻨﺎﻧﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی 8 - ﻣﻴﺰان ﻣﺼﺮف و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ 9 - ﻣﻴﺰان ﻧﺎاﻃﻤﻴﻨﺎﻧﻲ و ﻓﺮار ﺑﻮدن ﺑﺎرﻫﺎ 10 - ﺑﺰرگ ﻳﺗﺮ ﻦ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه ی ﻫﺮ ﻣﻨﻄﻘﻪ 3 - 3 - 4 - 3 - ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﭘﻴﭽﻴﺪه ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﭘﺮد اﺧﺖ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه را دارا اﺳﺖ و از ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮﻧﻲ ﺑﺮای ﺟﺒﺮان اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎ ی ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪول )3 - 7( اﺳﺖ . ﻫﻤـﺎن ﻃـﻮر ﻛﻪ ﻣﺸﺎﻫﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد اﻳﻦ ﻧﺎﺣﻴﻪ ﺣﺘﻲ ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ﺳﺮﻳﻊ ﻛﻪ ﺟﺰء اﻧﻮاع ذﺧﻴﺮه ) اوﻟﻴـﻪ ( ﺛﺎﻟﺜﻴـﻪ اﺳـﺖ، ﭼﻬـﺎر ﻣﻮﻟﻔـﻪ ﭘﺮداﺧﺖ دارد . در واﻗﻊ ﺗﻨﻮع ﺧﺪﻣﺎت و ﺗﻨﻮع ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺮﺑﻮط و ﻫﻢ ﭼﻨﻴﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻨﺒﻴﻪ ﺳﺨﺖ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺎﻃﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ ﻧﺎﺣﻴﻪ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻛﻮﭼﻚ ﺑﻮدن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت آن و ﺳﻨﻜﺮون ﻧﺒﻮدن ﺑﺎ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ی ﻫـﻢ ﺟـﻮار در ﻣﻌـﺮض اﻏﺘﺸﺎﺷﺎت ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﻗﺮ ار دارد . ﺟﺪول 3 - 7 - ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ رزروﻫﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺎت ﺛﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺮژی دﻓﻌﺎت اﺳﺘﻔﺎده ذﺧﻴﺮه اوﻟﻴﻪ ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗﺠﺎری 3 3 3 3 ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﺟﺒﺎری - 3 3 - ﭘﺎﺳﺦ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎ - 3 - - ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ذﺧﻴﺮه ﺳﺮﻳﻊ 3 3 3 3 ذﺧﻴﺮه ﻛﻮﺗﺎ ه ﻣﺪت - 3 3 - ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﻘﺎﺿﺎ - - 3 - BM Start up - 3 - - ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ ﺗﻮان ﻣﻲ ﭘﻨﺞ ﻣﻮﻟﻔﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻛﺮد اﻳﻦ ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ، ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای آﻣﺎدﮔﻲ، ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ و ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای دﻓﻌﺎت اﺳﺘﻔﺎده از ﺧﺪﻣﺎت . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 133 ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ ﺑ ﻪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه، ﺑﺪون اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﻣﻌﻤﻮﻻ اﻳﻦ ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﺗﻀـﻤﻴﻦ در ﭘﻮﺷـﺶ ﻛﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﻧﻴﺰ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺳﻴﮕﻨﺎﻟﻲ ﺑﺮای ﺗﺸﻮﻳﻖ در ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻠﻘﻲ ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای آﻣﺎدﮔﻲ در زﻣﺎن ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ واﺣﺪ آﻣﺎده اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت اﺳﺖ، ﺑﻪ واﺣﺪ ﻣﺮﺑﻮط ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺮای ﺟﺒﺮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺛﺎﺑﺖ واﺣﺪ اﺳﺖ در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﺮای ﺟﺒﺮان ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺘﻐﻴﺮ ﻣﺮﺗﺒﻂ ﺑﺎ ﺷﺮاﻳﻂ آﻣﺎده ﺑـﻮدن اﺳﺖ . ﭼﻮن ﺗﻔﻜﻴﻚ ﺑﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺛﺎﺑﺖ و آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﻪ ﺳﺎدﮔﻲ ﻣﻴﺴﺮ ﻧﻴﺴﺖ، ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﻣﻌﻤﻮﻻ ﭘﺮداﺧﺖ ﺛﺎﺑـﺖ در ﭘﺮداﺧـﺖ ﺑـﺮ ای آﻣﺎدﮔﻲ ﮔﻨﺠﺎﻧﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﻮﻟﻔﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای اﻧﺮژی، اراﺋﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی اﻧﺮژی را ﺟﺒﺮان ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﻣﻮﻟﻔﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ، ﺳﻮدی را ﻛﻪ اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه در ﺻﻮرت ﻋﺪم اراﺋﻪ ذﺧﻴﺮه ﺑﻪ دﺳﺖ ﻣﻲ آورد را ﺟﺒﺮان ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺷﺮوع ﺑـﻪ اراﺋـﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﻳﻲ را ﺑﻪ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟ ﻴﺪی ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻛﻨﺪ ) اﻓﺰاﻳﺶ اﺳﺘﺮس واﺣﺪ ( ، ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺗﻮان ﻣﻲ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﺑﺎر ﺷﺮوع ﺑﻪ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺖ ﻛﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮای دﻓﻌﺎت اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﻋﻤﻞ ﺗﻌﺪاد ﻣﺤﺪودی ﻣﻮﻟﻔﻪ ﭘﺮداﺧﺖ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺎزه زﻣﺎﻧﻲ ﺑﺎزارﻫﺎ و ﻫﻢ ﭼﻨﻴﻦ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﻛﻪ در دﺳﺘﺮس اﺳﺖ ﻧ ﻴﺰ ﺑﺮ روی اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﮔﺬار اﺳﺖ . ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه اوﻟﻴﻪ در اﻛﺜﺮ ﺑﺎزارﻫﺎ ﺗﻨﻬـﺎ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی آﻣـﺎدﮔﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ، زﻳﺮا اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه اوﻟﻴﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺴﺘﻤﺮ اداﻣﻪ دارد و ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی ﺗﺤﻮﻳﻠﻲ و ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه از ﺷﺒﻜﻪ ﻧﺎﭼﻴﺰ اﺳﺖ . ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ در اﻛﺜﺮ ﺑﺎزارﻫﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی آﻣﺎدﮔﻲ و اﻧﺮژی ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد زﻳﺮا ﻣﻴﺰان اﻧﺮژی ﻛﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ﺑﻪ ﻣﺮاﺗﺐ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه اوﻟﻴﻪ اﺳﺖ . ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴـﺮه ﺛﺎﻟﺜﻴـﻪ ﺑـﻪ دﻟﻴـﻞ ﺗﻨـﻮع و ﺗﻔﺎوت ﺧﺪﻣﺎت، ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺘﻌﺪدی وﺟﻮد دارد . 3 - 3 - 4 - 4 - رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ ﺑﺎﻳﺪ در ﻣﺤﺪوده 5/ 49 ﺗﺎ5/ 50 ﻫﺮﺗﺰ ﺣﻔﻆ ﺷﻮد . در ﺻﻮرت ﺑﺮوز ﭘﻴﺸﺎﻣﺪﻫﺎی اﺿـﻄﺮاری اﻓﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ زﻳﺮ 5/ 49 ﻫﺮﺗﺰ ﺑﻪ ﻣﺪت ﺗﺮ ﻛﻢ از ﻳﻚ دﻗﻴﻘﻪ ﻣﺠﺎز اﺳﺖ . ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ دارای دو رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ و ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻌﻤﻮل ﻣﻘﺎد ﻳﺮ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻛﺮات و روزاﻧﻪ ﻣﻮرد ﺑﺎزﺑﻴﻨﻲ و ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﻧﻤﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ) ﺑﺮرﺳﻲ از ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﺗﺎ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻣﺘﻐﻴﺮ اﺳﺖ .( اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﺷـﺪه ی ﺑـﻴﺶ از 50 ﻣﮕﺎوات اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . اﻳﻦ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺴﺘﻤﺮ ﻗﺎدر ﺑﻪ اراﺋﻪ ﺧـﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘـﺮل اوﻟﻴـﻪ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ . دروپ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی اﻳﻦ ﺷـﺒﻜﻪ ﺑـﻴﻦ 3 ﺗـﺎ5 درﺻـﺪ ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﺷـﺪه و ﺑﺎﻧـﺪه ﻣـﺮده ﻓﺮﻛﺎﻧﺴـﻲ ﻧﻴـﺰ ﺑﺎﻳـ ﺪ ﻛـﻢ ﺗـﺮ از 0015 /0 ﺑﺎﺷـﺪ . ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ﻧﻴﺰ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﺎ ﻗﻄﻊ ﺑﺎر ﺧﻮد در ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺷﺒﻜﻪ ﺳﻬﻴ ﻢ ﺑﺎﺷﻨﺪ، ﻣﺸﺮوط ﺑﺮ ﻨ اﻳ ﻜـﻪ زﻣـﺎن ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ ﺎﻫ آن ﺣﺪاﻛﺜﺮ 10 ﺛﺎﻧﻴﻪ ﺑﺎﺷﺪ و ﻃﻮل ﻣﺪت اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ ﻧﻴﺰ ﺣﺪاﻗﻞ20 ﺛﺎﻧﻴﻪ دوام داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﺎر ﺑﺴﻴﺎر دﺷﻮاری اﺳﺖ و اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت اﻏﻠﺐ از ﻃﺮﻳﻖ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻣﺼﺮف ﻛ ﻨﻨﺪﮔﺎن ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت را از ﻃﺮﻳﻖ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺻﻮرﺗﺤﺴﺎب ﻫـﺎی ﺧـﻮد ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺟﺪول )3 - 8 (ﻧﻮع ﺑﺎزار و ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . 134 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول 3 - 8 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻮع ﺑﺎزار ی ه دور ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺑﻬﻴﻨﻪ ﺳﺎزی ﻫﻢ زﻣﺎن ﺳ ﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺠﺪﻳﺪﻧﻈﺮ در ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻫﺮ ﻣﺎه ﺧﻴﺮ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﻓﺮاواﻧﻲ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی+دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی PBP ﺧﻴﺮ ﻫﺮ ﻣﺎه ﻳﺎ در ﻃﻮل روز ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ ﺗﺠﺎری در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و اراﺋـﻪ آن اﻟﺰاﻣـﻲ ﻧﻴﺴـﺖ . ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻓﺮاﻫﻢ آورﻧﺪه ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳـﻪ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ از AGC و ﻗﻄـﻊ ﺑـﺎر ﺑـﺮای اﻳـﻦ ﻣﻨﻈـﻮر اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ دارای ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ 30 ﺛﺎﻧﻴﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ و ﺣﺪاﻗﻞ ﺑﺮای ﻣﺪت30 دﻗﻴﻘﻪ ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد درﺧﻮاﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮ دار را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﺑﻪ اﻃﻼع ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻣﻲ رﺳﺪ . ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ :ﺷﻮد − رزرو ﺧﺎﻣﻮش : رزروی ﻛﻪ در آن واﺣﺪ ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘ ﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ از ﺣﺎﻟﺖ ﺧـﺎﻣﻮش ﺑـﻪ ﺣﺎﻟـﺖ روﺷﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮ وﺿﻌﻴﺖ دﻫﺪ ﻣﻲ . − رزرو ﺳﺮﻳﻊ : ﺗﻌﺪادی از واﺣﺪﻫﺎ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺗﻮان ﺧﺮوﺟﻲ را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﺮﻳﻊ دارﻧﺪ، اﻳﻦ واﺣﺪﻫﺎ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ در رزرو ﺳﺮﻳﻊ ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪ . در اﻳﻦ ﺻﻮرت ﻋﻼوه ﺑﺮ درﻳﺎﻓﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی و ﺑـﻪ ﻛـﺎرﮔﻴﺮی، ﭘﺮداﺧﺘـﻲ ﺛﺎﺑﺖ را ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻫﺎی ﺧﻮد درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . − راه اﻧﺪازی ﺳﺮﻳﻊ : ﺑﻪ ﺗﻌﺪادی از واﺣﺪﻫﺎ ﻛﻪ از ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﺗﺼﺎل ﺳﺮﻳﻊ ﺑﻪ ﻣﺪار ﺑﺮﺧﻮر دارﻧﺪ، ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد در ﺟﺪول )3 - 9 (ﻧﻮع ﺑﺎزار و ﻧﺤﻮه ی ﺑﺮﺧﻮرد ﺑﺎ ﻫﺮ ﻳﻚ از رزروﻫﺎ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻧﻤﺎﻳﺶ داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 3 - 9 - ﻣﺸﺨﺼﺎت و ﻧﺤﻮه ی ﭘﺮداﺧﺖ رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻧﻮع رزرو ﻧﻮع ﺑﺎزار دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﻧﻈﺮ در ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار رزرو ﺧﺎﻣﻮش ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻫﺮ ﺳﺎل دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی PBP ﻳﺎCCP ﺧﻴﺮ ﻫﺮ ﺳﺎل 1993 رزرو ﺳﺮﻳﻊ ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻫﺮ ﻣﺎه ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﻓﺮاواﻧﻲ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی+در دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی PBP ﻳﺎCCP ﺧﻴﺮ ﻫﺮ روز آﮔﻮﺳﺖ 2001 راه اﻧﺪازی ﺳﺮﻳﻊ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ - در دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی PBP ﺧﻴﺮ - ﭘﻴﺶ از 2001 3 - 3 - 4 - 5 - ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻃﺮاﺣﻲ ﺳ ﺎﺧﺘﺎر اوﻟﻴﻪ ﺑﺎزار راﻛﺘﻴﻮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻣﺤﻮر ﺑﻮد . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ ﺑﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑـﺎ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﭘﺮداﺧﺖ ﺻﻮرت ﻣﻲ ﮔﺮﻓﺖ . ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در اﻳﻦ ﺑﺎزار ﺗﻨﻬﺎ ﺑﺮ ﺳﺮ ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻻی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺧـﻮد ﺑـﻪ ﺑـﺎزار، رﻗﺎﺑـﺖ ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 135 ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ و اﺟﺎزه ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺑﻪ ﺎﻫ آن داده ﻧﻤﻲ . ﺪﺷ در اواﺳﻂ ﺳﺎل1990 ﻧﮕﺮش ﻣﻮﺟﻮد در ﻃﺮاﺣـﻲ ﺑـﺎزار ﺑـﻪ ﺳـﻤﺖ اﻳﺠﺎد و اﻓﺰاﻳﺶ رﻗﺎﺑﺖ ﺑﺮ ﺳﺮ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺳﻮق داده ﺷﺪ . در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺟﺪﻳﺪ ﻛﻠﻴﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ از ﺟﻤﻠﻪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ دو ﺑﺨﺶ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : ﺑﺨﺶ اول : ﻗﺴﻤﺘﻲ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ آن ﺑﺮای ﺣﻔﻆ ﻣﺴﺎﻳ ﻞ اﻣﻨﻴﺘﻲ ﺷﺒﻜﻪ اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . ﺗﻤـﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ی ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ و ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳﻦ ﺑﺨﺶ از ﺧﺪﻣﺎت ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻧﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ و ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﻪ ﻏﻴـﺮ از ﺑﺨﺶ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮرﻫﺎی ﺳﻨﻜﺮون و ﺟﺒﺮان ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎی اﺳﺘﺎﺗﻴﻚ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در اﻳﻦ ﮔﺮوه ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺨﺶ دوم : ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﺠﺎری، ﺑﻪ آن ﺑﺨﺶ از ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﻋﺪم اﺳﺘﻔﺎده از ﺎﻫـ آن اﻣﻨﻴـﺖ ﻛـﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ را ﺑﺎ ﻣﺨﺎﻃﺮه ﻣﻮاﺟﻪ ﻧ ﻤﻲ ﺳﺎزد و اﻣﻜﺎن ﺗﻬﻴﻪ ﺎﻫ آن ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻛـﺎﻣﻼ رﻗـﺎﺑﺘﻲ وﺟـﻮد دارد . اﻧـﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮرﻫﺎی ﺳﻨﻜﺮون و ﺟﺒﺮان ﻛﻨﻨﺪه ﻫﺎی اﺳﺘﺎﺗﻴﻚ د ر اﻳـﻦ ﮔـﺮوه ﻗـﺮار ﻣـﻲ ﮔﻴـﺮد . ﻣﻄـﺎﺑﻖ ﺑـﺎ دﺳـﺘﻪ ﺑﻨـﺪی ﻓـﻮق، ﺗﻤـﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻛﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ از ﺎﻫ آن50 ﻣﮕﺎوات ﺑﻴﺶ ﺗﺮ اﺳﺖ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ راﻛﺘﻴـ ﻮ در ﺑـﺎزه ی 98 /0 ﺶﭘﻴ ﻓﺎز و 85 /0 ﭘﺲ ﻓﺎز را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﻣﺤﻞ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی در ﺳﻤﺖ ﻓﺸﺎر ﻗﻮی ﺗﺮاﻧﺴﻔﻮرﻣﺎﺗﻮر ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺮق ﻣﻠﻲ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺷﺮاﻳﻂ، دﺳﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ و راﻛﺘﻴـﻮ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎ را ﺻﺎدر ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . در ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺑﺎزار اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ، ﺑﻪ ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ اﻳﻦ اﻣﻜﺎن داده ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺑﺮای درﻳﺎﻓﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی راﻛﺘﻴﻮ ﺧﻮد ﻳﺎ ﺷﺮاﻳﻂ ﺛﺎ ﺑﺖ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪه در ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺑﺎزار را ﺑﭙﺬﻳﺮ ﻧ ﺪ و ﻳﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﻮد را ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ در ﺑـﺎزار ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ای ﻛﻪ ﺑﻪ ﻫﻤﻴﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺷﺪه ، ﻣﻄﺮح ﻛﻨﻨﺪ . ﻗﻴﻤـﺖ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﺷـﺪه ﻣﻌـﺮف ارزش ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ از دﻳـﺪ ن آ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه اﺳﺖ و ﺑﺮای ﻳﻚ دوره ﻳﻚ ﺳﺎﻟﻪ اﻋﺘﺒﺎر دارد . در اواﻳﻞ ﺗﺸﻜﻴﻞ ﺑﺎزار ﺗﻮان راﻛﺘﻴ ﻮ ، ﺳﺎﺧﺘﺎر ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳ ﻨﻪ از دو ﻗﺴﻤﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﻇﺮﻓﻴـﺖ و ﺑﺎﺑـﺖ اﻧـﺮژی راﻛﺘﻴـﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺗﺸﻜﻴﻞ ﻣﻲ . ﺷﺪ اﻣﺎ اﻣﺮوزه ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺳﺎﺧﺘﺎر، ﺗﻤﺎم ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﻬﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﺟﺬب اﻧﺮژی راﻛﺘﻴﻮ در ﻗﺎﻟﺐ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﺛﺎﺑﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ 4/2 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻣﮕﺎوﻟـﺖ آﻣﭙﺮﺳـﺎﻋﺖ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 3 - 10 (ﻧﻮع ﺑﺎزار و ﻧﺤﻮه ی ﭘﺮداﺧﺖ رزرو ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 3 - 10 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻮع ﺑﺎزار دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ ﭘﺮد اﺧﺘﻲ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺗﺠﺪﻳﺪ ﻧﻈﺮ در ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری ﻳﺎ ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻫﺮ ﺷﺶ ﻣﺎه ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ+دردﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی PBP ﻳﺎRP ﻫﺮ ﺷﺶ ﻣﺎه آورﻳﻞ 1998 3 - 3 - 4 - 6 - ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻴﺶ از 30 ﻣﮕﺎوات ﺿﺮوری اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ، وﻟﺘﺎژ ﺑـﺮای ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی 400 ، 257 و132 ﻛﻴﻠﻮوﻟﺖ ﺑﺎﻳﺪ در10 درﺻﺪ وﻟﺘﺎژ ﻧﺎﻣﻲ ﺗﻐﻴﻴـﺮا ت آن ﺛﺎﺑـﺖ ﻧﮕـﻪ داﺷـﺘﻪ ﺷـﻮد و ﻣﺤـﺪوده ی 136 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ اﺟﺒﺎری ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻧﻴﺰ ﺑﻴﻦ 85 /0 ﭘﺲ ﻓﺎز و 95 /0 ﭘﻴﺶ ﻓﺎز اﺳﺖ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻼﻓﺎﺻﻠﻪ و ﺑـﺪون ﺗـﺎﺧﻴﺮ زﻣـﺎﻧﻲ اراﺋﻪ ﺷﻮﻧﺪ و زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﺮای اﺳﺘﻤﺮار ﺳﺮوﻳﺲ دﻫﻲ ﺎﻫ آن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﻪ دو دﺳﺘﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﺷـﻮد . ﻣﺠﻤـﻮع اﻳـﻦ ﻣﺒـﺎﻟﻎ از ﻃﺮﻳﻖ ﻳﻚ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﺑﺎﻻﺳﺮی در ﺗﻌﺮﻓ ﻪ ی ﺑﺮق ا ز ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻳﻚ ژﻧﺮاﺗﻮر در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺳﻨﻜ ﺮون، ﻛﻪ ﻣﺤﺮک اوﻟﻴﻪ آن ﺧﺎﻟﺺ ﺷﺪه اﺳﺖ، ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻳﻚ ﺟﺒﺮاﻧﮕﺮ ﺳﻨﻜﺮون ﻋﻤﻞ ﻛﺮده و ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧ ﻛﻨﺪ ﻤﻲ و ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻳـﻚ ﻣﻮﺗﻮر ﺳﻨﻜﺮون اﻧﺮژی اﻛﺘﻴﻮ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ، ﻣﻮﻟﻔﻪ ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی در ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺎ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻃﺮاﺣﻲ ﻣﻲ ﻛﻪ ﺷﻮد ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻣﺼﺮف ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮر را ﭘﻮﺷ دﻫﺪ ﻣﻲﺶ ﻧﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ . در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 3 - 11 (ﻧﻮع ﺑﺎزار و ﻧﺤﻮ ه ی ﭘﺮداﺧﺖ رزرو ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 3 - 11 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در ﺑﺎزار ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻧﻮع ﺑﺎزار دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺳﻘﻒ ﻴﻤﺖﻗ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﻧﻈﺮ در ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺗﺎﺳﻴﺲ ﺑﺎزار ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻫﺮ ﺷﺶ ﻣﺎه ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ+دردﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی+ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﻴﺮی PBP - ﻧﺎﻣﺸﺨﺺ ﻧﺎ ﻣﺸﺨﺺ 3 - 3 - 4 - 7 - ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ) ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ( در ﺷﺒﻜﻪ اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻬﺎ ﺗﻮﺳﻂ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺑـﻴﺶ از 200 ﻣﮕـﺎوات ارا ﺋـﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . واﺣﺪﻫﺎی اراﺋﻪ دﻫﻨﺪه اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ دارای ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺳﻨﻜﺮون ﺷﺪن ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪ در ﻣﺪت ﺣﺪاﻛﺜﺮ 2 ﺳـﺎﻋﺖ را داﺷـﺘﻪ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ اﻳ ﻦ واﺣ ﻫﺎﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺎدر ﺑﺎﺷ ﻨ ﺪ ﻛﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺧﻮد راه اﻧﺪازی را از 90 ﺗﺎ95 درﺻﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد و ﺑﺮای ﻳﻚ ﺗﺎ ﭘﻨﺞ روز ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺴﺘﻤﺮ اراﺋﻪ ﻧﻤﺎﻳﺪ و ﻣﺎﻧﻊ از اﻓﺖ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ 47 ﻫﺮﺗﺰ ﺷﻮد . ﻫﺎی ﺟﻨﺒﻪ ﻓﻨﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺧﻮد راه اﻧـﺪازی در ﻛﺸﻮر اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 3 - 12 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : ﺟﺪول 3 - 12 - ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی ﻓﻨﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ زﻣﺎن ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ ﻣﺪت زﻣﺎن اﺳﺘﻤﺮار ﺧﺪﻣﺎت اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎه ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺎﻳﺶ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﺤ ﻮه ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ در اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت 2 ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻴﻦ 1 ﺗﺎ5 روز ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻴﺶ از 200 ﻣﮕﺎوات ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻴﻦ90 ﺗﺎ95 درﺻﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ و ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ از 47 ﻫﺮﺗﺰ ﻧﮕﻪ داﺷﺘﻪ ﺷﻮد اﺧﺘﻴﺎری ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻇﺮﻓﻴﺖ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدا ر ی، ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬـﺪاری ﻫﻤﭽﻨـﻴﻦ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑﻴﻤـﻪ و ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻣﻜﺎن ﺳﻨﺠﻲ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺳﺎﻻﻧﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺗـﺪارک دﻳـﺪه ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ و ﻋﺮﺿﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﻧﻴﺰ ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ را ﺑﻪ ﺻﻮرت اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﻧﺼﺐ ﺗﺠﻬﻴﺰات و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫـﺎ ی آﻣـﺎدﮔﻲ و ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی درﻳﺎﻓﺖ ﻨﻨﺪﻛ ﻣﻲ . ﻫﺎ ﺟﻨﺒﻪ ی اﻗﺘﺼﺎدی ﺧﺪﻣﺎت راه اﻧﺪازی ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول )3 - 13 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 137 ﺟﺪول3 - 13 - ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻋﻤﺪه ﻧﺎﺷﻲ از اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺳﺎز و ﻛﺎر اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻧﺤﻮه ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎه ﺧﺪﻣﺎت ﻧﺤﻮه ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﻇﺮﻓﻴﺖ ) آﻣﺎدﮔﻲ(، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری، ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻣﻜﺎن ﺳﻨﺠﻲ ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻃﺮﻳﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﺑﺎر - 3 - 3 - 5 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ در ﻓﺼﻞ ﭘﻨﺠﻢ ﮔﺰارش ذﻛﺮ ﺷﺪ، در ﺑﺎ زار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ IESO ،وﻇﻴﻔﻪ ﭘﺨﺶ ﺗﻮان ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان ﺗﻘﺎﺿـﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﺑﺮ ﻋﻬﺪه دارد . اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﻣﺴﻮول ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻣﻨﻴـﺖ ﻋﻤﻠﻴـﺎت ﺑـﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺑﻬﻴﻨﻪ ی واﺣﺪﻫﺎ و ﺷﺮﻛﺖ ﺑﺎزﻳﮕﺮان در ﺑﺎزار ﻧﻴﺰ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻤـﺎﻣﻲ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎ در اوﻧﺘـ ﺎرﻳﻮ، ﺑـﺮای ﻓـﺮوش ﺗـﻮان از ﻃﺮﻳﻖ IESO در ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﻪ رﻗﺎﺑﺖ ﻣﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ . ﺷﺮﻛﺖ IESO ، ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ را ﺑﺮ اﺳﺎس ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻓـﺮوش و رزرو ﻋﻤﻠﻴـﺎﺗﻲ آن ﻫﺎ ﭘﺨﺶ ﺑﺎر ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ 5 دﻗﻴﻘﻪ ﻳﻚ ﺑﺎر ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺎزار )HOEP (ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ در ﺑﺎ زار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ، IESO ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ زﻳﺮ ﻗﺮارداد ﻣﻲ ﺑﻨﺪد : − ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ) اﻧﻮاع رزروﻫﺎ ( − ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ − ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی 3 - 3 - 5 - 1 - ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ) اﻧﻮاع رزروﻫﺎ ( اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل، ﺑﺮاﺑﺮی ﺗﻮﻟ ﻴﺪ و ﻣﺼﺮف و ﻛﻤﻚ ﺑﻪ از ﺑﻴﻦ ﺑﺮدن ﻧﻮﺳﺎﻧﺎت ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اراﺋﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻟﻒ- اﻧﻮاع رزرو در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ رزروﻫﺎ ی اوﻟﻴﻪ، ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ و ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﺷﺮح ﺟﺪول زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺟﺪول 3 - 14 - اﻧﻮاع رزرو در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ رزروﻫﺎ ی ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ رزروﻫﺎ ی ﻛﻨﺘﺮ ل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ رزروﻫﺎ ی ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ رزرو ﺗﻨﻈﻴﻢ رزرو10دﻗﻴﻘﻪ ای ﺳﻨﻜﺮون رزرو 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون رزرو 30 دﻗﻴﻘﻪ ﻛﻪ ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس : ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻄﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺧﺮوﺟﻲ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه ﺟﻬﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴـﺮ ات ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﻛﻨﺘﺮل ﮔﺮدﻧﺪ .1 1- Grayson Heffner, et al (2007), "Loads Providing Ancillary Services: Review of International Experience Technical Appendix: Market Descriptions", Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory. 138 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﻨﻈﻴﻢ در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی، وﻇﻴﻔﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ واﺣﺪ ﻣﺬﻛﻮر ﺑﺎﻳﺪ ﺧﺮوﺟﻲ ﺧﻮد را ﺑﺎ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻧﻤﺎﻳﺪ ﺗـﺎ ﻫـﺮ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﺪرت ﻳﺎ ﻋﺪم ﺗﻮازن ﺑﻴﻦ ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ اﺻﻼح ﮔﺮدد . ﻛﻨﺘﺮل ﺧﻮدﻛﺎر ﺗﻮﻟﻴﺪ1 ) AGC (ﻓﺮآﻳﻨﺪ ی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃـﻮر ﺧﻮدﻛـﺎر ﺧﺮوﺟـﻲ ﻳـﻚ ژﻧﺮاﺗـﻮر را ﺑـﺮ ﭘﺎﻳـﻪ ﺳـﻴﮕﻨﺎل ﻫـﺎ ی اﻟﻜﺘﺮوﻧﻴﻜﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ را ﻓﺮاﻫﻢ ﻧﻤﻮده و ﺗﻌﺎدل ﺑﻴﻦ ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﺣﻔﻆ ﻧﻤﺎﻳ ﺪ. ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻳﻦ اﻣﻜﺎن را ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ ﺑﺎر ﻛﻞ ﺳﻴﺴﺘﻢ دﻗﻴﻘﻪ ﺑﻪ دﻗﻴﻘﻪ ﻳﺎ ﺣﺘﻲ ﺛﺎﻧﻴﻪ ﺑﻪ ﺛﺎﻧﻴﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ دﺳ ﺘﻮراﻟﻌﻤﻞ ﺷﺒﻜﻪ ﻫﻤﺎﻫﻨﮓ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻳـﻦ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ ﺗﻮﺳـﻂ واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪی ﺑـﺎ ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ ﻛﻨﺘـﺮل ﺧﻮدﻛﺎرﺗﻮﻟﻴﺪ )AGC ( ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻛﺎﻫﺶ ﺑﺎری اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎ در ﺧﻮاﺳـﺖ IESO ﺑـﺮای ﺟـﺎﻳﮕﺰﻳﻨﻲ ﻣﻨﺒـﻊ اﻧـﺮژی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه در زﻣﺎن ﺧﺮوج ﻏﻴﺮه ﻣﻨﺘﻈﺮه ﻳﺎ اﻓ ﺰاﻳﺶ ﻏﻴﺮه ﻣﻨﺘﻈﺮ ه ی ﺑﺎر ﻳﺎ ﻫﺮ ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ دﻳﮕﺮی ﻓﺮاﺧﻮان ﻣﻲ ﮔـﺮدد . رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 10 و30 دﻗﻴﻘﻪ ای، رزروﻫﺎ ﻳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﺎﻣﻞ در ﻃﻲ 10 و30 دﻗﻴﻘﻪ از زﻣﺎن درﺧﻮاﺳـﺖIESO ﭘﺎﺳﺦ داده ﺷﻮﻧﺪ . رزرو ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون، ﻗﺴﻤﺘﻲ از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑـﺮای ﺳـﻨﻜﺮون ﺷـﺪن ﺑـﺎ ﺷـ ﺒﻜﻪ در دﺳـﺘﺮس ﺑـﻮده و ﻧﻴـﺰ ﻇﺮﻓﻴﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺗﻮﺳﻂ ﻗﻄﻊ ﺑﺎرﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﻗﻄﻊ در دﺳﺘﺮس ﻗﺮار ﮔﻴﺮد .2 ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺷﺎﻣﻞ ﺳﻪ دﺳﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ اﺳﺖ : − رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻛﻪ ﺑﺎ ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﻛﻨﺘﺮل ی هﺷﺪ IESO ﺳﻨﻜﺮون ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻛﻪ ﺑ ﺎ ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﻛﻨﺘﺮل ی هﺷﺪ IESO ﺳﻨﻜﺮون ﻧ ﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی 30 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻣﻴﺰان رزرو 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻗﺪری ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﻦ ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ ﺗﻜﻲ ﻛﻪ در ﺷﺒﻜﻪ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺸﺨﺼﻪ ﻫـﺎ ی آن، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ رخ دﻫﺪ را ﭘﻮﺷﺶ دﻫﺪ . ﻋﻤﻮﻣﺎ ﺑﺮای ﺷﺒﻜ ﻪ ی ﻛﻨﺘﺮل ی هﺷﺪ IESO ﺑـﺰرگ ﺗـﺮ ﻳﻦ ﺧـ ﺮوج ﻇﺮﻓﻴـﺖ، ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻫﺴﺘﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺮ رزرو ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه 10 دﻗﻴﻘﻪ ای اﺳﺖ .3 ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻘﺪار رزرو10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﺳﻨﻜﺮون ﺷﻮد، 100 % اﺳﺖ و ﺑﺮ اﺳـﺎس ﻋﻤﻠﻜـﺮد ﻣﻨﻄﻘـﻪ و ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺑﺎزﻳـﺎﺑﻲ ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺗﺎ ﺣﺪود 25 %ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ . ﻣﻘﺪار رزرو 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﺑﺎﻗﻴﻤﺎﻧﺪه ، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان رزرو 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون ﺑﻪ ﺣﺴﺎب آﻳﺪ ﻣﻲ ﻛﻪ در ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﺎدی ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺳﻴﺴﺘﻢ، در ﺣﺪود 75 % ﻛﻞ ﻣﻘﺪار رزرو10 دﻗﻴﻘﻪ اﺳﺖ . 1- Automatic Generation Control 2- Grayson Heffner et al. (2007), ibid. 3- Grayson Heffner et al. (2007), ibid. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 139 ب- ﺣﺪاﻗﻞ ﺷﺮاﻳﻂ ﻓﻨﻲ ﻻزم واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮای ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی رزرو در ﺷﺒﻜﻪ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ، ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺟﻬﺖ ﺣﻔﻆ و ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴ ﺴـﺘﻢ در ﻣﺤـ ی ﺪوده ﻣﺠـﺎز و ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـﻮر اﻳﺠـﺎد ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﭘﺎﺳﺨﮕﻮﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻧﺎﮔﻬﺎﻧﻲ ﺑﺎر و ﻳﺎ ﺑﺮوز ﭘﻴﺸﺎﻣﺪﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ در ﺳﻴﺴـﺘﻢ، ﺷـﺮاﻳﻂ ﻣﺸﺨﺼـﻲ را ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮاﻧﺎﻳﻲ ﻓﻨﻲ ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻗﺼﺪ ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار را دارﻧﺪ، ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . ﺑـﺮ اﻳـﻦ اﺳـﺎس ﻛﻠﻴـ ﻪ ی واﺣـﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ ﻣ ﺸﺎرﻛﺖ در ﺑﺎزار را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺑﺎﻳﺪ اﻳﻦ ﺣﺪاﻗﻞ ﻣﺸﺨﺼﺎت را ﺑﺮ آ ورده ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . - اﻟﺰاﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧ ﺲ از ﺟﻤﻠﻪ اﻳﻦ ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻣﺴﺄﻟﻪ دروپ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ذﺧﻴﺮه اوﻟﻴﻪ ﻣـﻮرد ﻧﻴـﺎز ﺑـﻮده و ﺑـﺪﻳﻦ ﺟﻬﺖ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ . ﺑﺮ اﻳﻦ اﺳﺎس ﻛﻠﻴﻪ واﺣـﺪﻫﺎ ﻣﻮﻇـﻒ ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﻛـﻪ دارای دروپ 3 % ﺗـﺎ7 % ﺑـﻮده و ﻛﻨﺘـﺮل ﻛﻨﻨـﺪه ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺎﻫ آن ﻧﻴﺰ دارای دﻗﺖ ﺗﺎ 36 ± ﻣﮕﺎﻫﺮﺗﺰ .ﺷﺪﺑﺎ1 - اﻟﺰاﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺷﺒﻜ ﻪ ی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر ﺣﻔﻆ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻣﺤﺪوده ﻣﺠﺎز ﺧﻮد در ﻫﻨﮕﺎم ﺑﺮوز ﺣﻮادث و ﻳﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻧﺎﮔﻬـﺎﻧﻲ ﺑﺎر ا ز AGC ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺑﺎزار از ﻗﺮاردادﻫﺎی دو ﺟﺎﻧﺒـﻪ ﺑـﻴﻦ IESO و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪی ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺖ، اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻋﻀﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳﻞ دارﻧﺪ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪ ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ رﻋ ﺎﻳﺖ ﻣﻮارد زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ 0: ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎ ﺷﺒﻜﻪIESO ﺳﻨﻜﺮون ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺎدر ﺑﺎﺷﻨﺪ ﺗﻮان ﺧﻮد را ﺗﺎ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻘﺪاری ﻛﻪ در ﻗﺮارداد ﺧﻮد ﺑﺎ IESO ﻣﺸﺨﺺ ﻛﺮده اﻧﺪ، ﺑﺎ ﻧﺮخ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه در ﻗﺮارداد اﻓﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ دﻫﻨﺪ . ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﺗﻌﻴﻴ ﻦ ﺷﺪه در ﻗﺮاردادﻫﺎ ﻧﺒﺎﻳﺪ از ﺣﺪاﻗﻞ ﻣﻘﺪار ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ IESO ﺗﺮ ﻛﻢ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳـﻦ ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﭘﺎﻳـﻪ ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﺻﻮرت ﻛﻪ ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮان ﻗﺎﺑﻞ اراﺋﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﺳﻴﺴﺘﻢ AGC واﺣﺪﻫﺎ ﻧﺒﺎﻳﺪ از ﺗﺮ ﻛﻢMW 100 ± ﺑﺎﺷﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺣﺪاﻗﻞ ﻣﻘـﺪار ﻧﺮخ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺗﻮان واﺣﺪﻫﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﺮاﺑﺮ MW 50 ﺑﺮ دﻗﻴﻘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻟﺰاﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای اراﺋﻪ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﻲ دﻫﻨﺪ ، ﺑﺎﻳﺪ ﻗﺎدر ﺑﻪ رﻋﺎﻳﺖ اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی زﻳﺮ ﺑﺎﺷﻨﺪ : • اﻋﻀﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﻨﺪ ه ی اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺖ ﺑﺎﻳﺪ ﻣﻄﻤﺌﻦ ﺑﺎﺷﻨﺪ ﻛﻪ ﺗﺠﻬﻴﺰات در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه در دوره و زﻣـﺎن ﻣ ﻮردﻧﻈﺮ آﻣﺎده و در دﺳﺘﺮس ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . • اﻋﻀﺎ ﻣﻮﻇﻒ ﺑﻪ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺖ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ﺑﻪ ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺺ ﺷﺪه و ﺑﺎ ﻧﺮخ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺧﻮد ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 1- H. Clergue (2005), Exciter and Governor Replacement, Francis, IESO Expedited System Impact Assessment. 140 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ • ﻫﺮ ﻋﻀﻮ ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻗﻞ ﺑﻪ ﻣﺪت ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺎدر ﺑﻪ اراﺋ ﻪ ی ﺧﺪﻣﺖ ﺑﺎﺷﺪ . ﻻزم ﺑﻪ ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻛﻠﻴ ﻪ ی ﻣﻮارد ﻓﻮق ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﻪ ﻧـﻮع ﺧـﺪﻣﺖ ﻛﻨﺘـﺮل ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴـﻪ ﻳﻌﻨـﻲ رزرو 10 دﻗﻴﻘـﻪ ای ﺳﻨﻜﺮون و ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون و رزرو 30 دﻗﻴﻘﻪ ای ﺻﺎدق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .1 ج- ﻣﻮﻟﻔﻪ ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت رزرو در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻛﻠﻴﻪ ی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮ اﺳﺎس ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ ﺧﻮد ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﺪام از ﻫﺎ رده ی رزرو و ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴـﻮﻳ ﻪ ی ﺑـﺎزار در ﻫـﺮ دوره، ﻣﺒﺎﻟﻐﻲ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﺒﺎرﺗﻲ در ﺻﻮرت ﻣﺸﺎرﻛﺖ در ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو، ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن از ﻫـﺮ دو ﺑـﺎزار رزرو و اﻧﺮژی ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ دو ﻣﻮرد ﻓﻮق، ﻣﻌﻤﻮﻻ در ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺮﺑـﻮط ﺑـﻪ اﻋﺘﺒـﺎر ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﺣﺴـﺎب ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ2 ) CMSC ( ﻧﻴﺰ ﺷﺮﻳﻚ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﺮ اﻳ ﻦ اﺳ ﺎس، ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﻌﺎل ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو، ﻣﻮارد زﻳﺮ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ : • ﺑﺎزار رزرو ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ : ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﺮای ﻣﺪت زﻣﺎن ﻓﻌﺎﻟﻴ ﺖ • ﺑﺎزار اﻧﺮژی : ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑـﺎزار در زﻣـﺎن ﺗﻮﻟﻴـﺪ ، ﺎﻫـ آن ﺑـﻪ ﻋـﻼوه ﻣﺒﻠـﻎ ﺗﺴـﻮﻳ ی ﻪ ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗـﺮاﻛﻢ ﺧﻄـﻮط ﺑـﺎ ﻣﺤﺪودﻳﺖ3، اﮔﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴ ﻮﻳﻪ ﺑﺎزار از ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺗﺮ ﻛﻢ ﺎﻫ آن ﺑﻮده ﺑﺎﺷﺪ . • ﺑﺎرﻫﺎ ﻳﺎ ﺻﺎدرﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻓﻌﺎل ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ رزرو، ﻣﻮارد زﻳﺮ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ : • ﺑﺎزار رزرو ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ : ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﺑﺮای ﻣﺪت زﻣﺎن ﻓﻌﺎﻟﻴ ﺖ • ﺑﺎزار اﻧﺮژی : ﻣﺒﻠﻎ ﺗﺴﻮﻳ ی ﻪ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط ﺑﺪون ﻣﺤﺪودﻳﺖ، اﮔﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﺎﻫـ آن ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ از ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، اﻋﻀﺎ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻧﻴﺰ ﺑﺎﺑﺖ آﻣﺎدﮔﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در ﺑﺎزار اﻧﺮژی اوﻧﺘﺎرﻳﻮ، دو ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺘﻲ آﻣﺎدﮔﻲ و اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺖ ﺑﺎﺑﺖ اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﺑﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن، اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . y ﭘﺮداﺧﺖ آﻣﺎدﮔﻲ ﺑﻪ آن د ﺳﺘﻪ از اﻋﻀﺎی ﺑﺎزار ﻛﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺎﻫ آن ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت رزرو ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ، ﻣﺒﻠﻐﻲ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻫﺰﻳ ی ﻨـﻪ آﻣﺎدﮔﻲ ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺮاﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﺑﺎزار ﺑﻮده و ﺑﻪ ﻛﻠﻴﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه، ﺧـﻮاه اراﺋـﻪ رزرو ﺎﻫ آن ﻓﺮاﺧﻮاﻧﺪه ﺷﻮد ﻳﺎ ﻧﺸﻮد، ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 1- Market Rule: Power System Reliability-appendices (2009), Chapter 5, IESO, 2- Congestion Management Settlement Credits اﻳﻦ ﻣﺒﻠﻎ در واﻗﻊ ﻋﺎﻣﻠﻲ اﺳﺖ ﺗﺎ ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ ی آن ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ ﺑﻪ ﻣﻴﺰان ﺳﻮدی ﻛﻪ ﭘﻴﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﻛﺮده اﻧﺪ در ﺻﻮرت ﻓﻌﺎل ﺷﺪن ﺑـﻪ دﺳـﺖ آورﻧـﺪ، دﺳﺖ ﻳﺎﺑﻨﺪ . ﻟﺬا ﺑﺎزﻳﮕﺮان از ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﺧﻮد در اراﺋﻪ ی اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻫﺮﮔﺰ دﭼﺎر ﺿﺮر و زﻳﺎن ﻧﺨﻮاﻫﻨﺪ ﺷﺪ . 3- Constrained-on CMSC ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 141 y ﭘﺮداﺧﺖ اراﺋ ﻪ ی ﺧﺪﻣﺖ رزرو ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ی ﺪ ﺗﻮﺳﻂ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻧﻴﺰ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ و اراﺋﻪ ﮔﺮدد . ﺑﺎﺑﺖ ﺟﺒﺮان ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎی ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺎت رزرو، ﭘﺮداﺧﺖ اراﺋﻪ ی ﺧﺪﻣﺖ در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺑﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳﺖ اﻳﻦ ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺻﺮﻓ ﺎ در ﺻﻮرت اﻧﺠﺎم ﺧـﺪﻣﺖ ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﻋـﻼوه ﺑـﺮ اﻳـﻦ، ﭼﻨﺎﻧﭽـﻪ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻣﺸـﺎرﻛﺖ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ) ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻳﺎ و واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ( از ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﺑﺎزار در ﻟﺤﻈﻪ ی ﻓﻌﺎل ﺷـﺪن ﺑـﺎﻻﺗﺮ ﺑﺎﺷـﺪ، ﻣﺒﻠﻐـﻲ ﺑـﻪ ﻣﻴـﺰان ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط ) ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﺎ ﺑﺎر ﻛﺎﻫﺸﻲ د ( رﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ی ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺗﺮاﻛﻢ ﺧﻄﻮط ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﺑﺎرﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮزﻳـﻊ ( از رواﺑﻂ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . y CMSC ﺑﺮای واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی { } CMSC (MCP offer) MQSI MAX MCP offer DQSI, MCP offer AQEI = − × − − × − × ﻛﻪ در آن : MQSI 1 : ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه از ﺳﻮی ﺑﺎزار ﺑﺮای ﺗﺰرﻳﻖ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ DQSI 2 : ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه از دﻳﺴﭙﺎﭼﻴﻨﮓ ﺑﺮای ﺗﺰرﻳﻖ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ AQEI 3 :ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﺷﺪه از ﻗﺒﻞ ﺑﺮای ﺗﺰرﻳﻖ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ CMSC ﺑﺮای ﺑﺎرﻫﺎی ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮزﻳ ﻊ { } CMSC (bid MCP) MQSW MAX bid MCP DQSW, bid MCP AQEW = − × − − × − × ﻛﻪ در : آن MQSW 4 : ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷ ﺪه از ﺳﻮی ﺑﺎزار DQSW 5 : ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه از ﺳﻮی ﭘﺨﺶ ﺑﺎر AQEW 6 : ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺮژی ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﺷﺪه 3 - 3 - 5 - 2 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮ ان راﻛﺘﻴﻮ و ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﻣﻴﺰان ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ارﺗﺒﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﻲ ﺑﺎ ﭘﺎﻳﺪاری ﺷﺒﻜﻪ دارد ، ﻟﺬا ﻣﺘﻐﻴﺮ ی اﺳﺎﺳﻲ در ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود . در ﺳﻴﺴﺘﻢ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ، ﻣﻘﺪار ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮی ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ در ﻫﺮ ﻟﺤﻈـﻪ ﺑـﺮآورده ﺷـﻮد، ﺗﻘﺮﻳﺒـﺎ ﻧﺼـﻒ ﻣﻘـﺪار ﺗـﻮان اﻛﺘﻴـﻮ ﻣﻮﺟـﻮد در 1- Market Quantity Scheduled for Injection 2- Dispatch Quantity Scheduled for Injection 3- Allocated Quantity of Energy Injected 4- Market Quantity Scheduled for Withdrawal 5- Dispatch Quantity Scheduled for Withdrawal 6- Allocated Quantity of Energy Withdrawal 142 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻧﻈﺮﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﮔﺎﻫﻲ اوﻗﺎت ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اﻳﻦ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮای ﭘﺎﻳﺪاری وﻟﺘﺎژ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴـﻮری ﻋﻤـﻞ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮر ﺣﺎﻟﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﺗﻨﻬﺎ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ﭘﺎﻳﺪاری وﻟﺘﺎژ ﻣﻲ ﭘﺮدازد . اﻳـﻦ ﻋﻤـﻞ ﺑـﺮای ﺗﻀـﻤﻴﻦ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان ﺑﺎﻛﻴﻔﻴﺖ، ﺑﺎاﻣﻨﻴﺖ و ﻗﺎﺑﻞ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﭘﺬﻳﺮد . ﺑﺴﻴﺎری از ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﺑـﺮای ﻋﻤﻠﻴﺎت در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری، ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﺳﺮوﻳ ﺲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در زﻣـﺎن ﻫـﺎﻳ ﻲ ﻛـﻪ ﺗـﻮان اﻛﺘﻴـﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧ ﻤﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، ﻃﺮاﺣﻲ ﺷﺪه . اﻧﺪ درﺑﺎره ﺗﺎﻣﻴﻦ اﻳ ﻦ ﺧﺪﻣﺖ در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ دو ﻧﻜﺘﻪ ﺑﺴﻴﺎر ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − ﻗﻴﻤﺖ اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴ ﻮ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺮ ﻧﻮع ﻫﺰﻳ ی ﻨﻪ اﺿـﺎﻓﻲ ﺑـﺮای ﺗﻠﻔـﺎت اﻧـﺮژی ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان در ﺿﺮﻳ ﺐ ﺗﻮان ﻧﺎﻣﻨﺎﺳﺐ و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری ﺑـﺮ اﺳـﺎس درﺧﻮاﺳـﺖ IESO ، ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﻠﺰوﻣﺎت ﺗﺴﺖ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮای اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺮ ا ﺳﺎس اﺳﺘﺎﻧﺪاردﻫﺎی ﺳﺎزﻣﺎن ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ اﻃﻤﻴﻨـﺎن ﺷـﺒﻜﻪ ﺑﺮق آﻣﺮﻳﻜﺎ )NERC ( ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﮔ ﻴﺮد. ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ در ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی Lag Lead 0.9 pf 0.95 ≤ ≤ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﺰرﻳﻖ ﻳﺎ ﺟﺬب ﻛﻨﻨﺪ . در اﻳﻦ ﻣﻨﻄﻘﻪ ی ﻋﻤﻠﻜﺮد، ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻧﺎﭼﻴﺰی ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻠﻔﺎت اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺳﻴﻢ ﭘﻴﭻ اﺳﺘﺎﺗﻮر ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺧﺎرج از اﻳﻦ ﻣﻨﻄﻘﻪ، ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ ﻛﺎﻫﺶ ﻓﺮوش ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ) ﺑـﺮ اﺳـﺎس ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ( در ﺑﺎزار اﻧﺮژی ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد .1 3 - 3 - 5 - 3 - ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﺮاﺳﺎس ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی از 3 ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﺗﻮان راﻛﺘ ﻴﻮ، ﺗﺎﺑﻊ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـﻮ )QPF ( ﻓﺮﻣـﻮل ﺑﻨـﺪی ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﭼﻨﺎﻧﻜﻪ در ﺷﻜﻞ )3 - 6 (ﻧﺸﺎن داده ﺷﺪه، ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻮارد زﻳﺮ اﺳﺖ : ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻧﺎﺷﻲ از دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی ﺑﺎ ) ﻗﻴﻤﺖ0 ρ ( ، ﻛﻪ ﻗﺴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺘﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪه ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . دو ﭘ ﺮداﺧﺘـﻲ ﻧﺎﺷـﻲ از ﺗﻠﻔـﺎت ) ﺑـﺎ ﻗﻴﻤـﺖ 1 ρ و 2 ρ ( ، ﻛﻪ در ﺻﻮرت اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ در ﻣﻨﺎﻃﻖ زﻳﺮ ﺗﺤﺮﻳﻚ و ﻓﻮق ﺗﺤﺮﻳـﻚ ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﺧﻄـﻲ ﺗﻐﻴﻴـﺮ ﻣﻲ ﻳﺎﺑﻨﺪ ؛ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ) ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ 3 ρ ( ﻛﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر از دﺳـﺖ رﻓـﺘﻦ ﭘﺮداﺧﺘـﻲ ﻓﺮﺻـﺖ در ﻣﻨﻄﻘﻪ 3 ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ، ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻪ دﻟﻴﻞ ﻓﺮض ﺳﻬﻤﻲ وار ﺑﻮدن ﺗﺎﺑﻊ ﺧﺮوﺟﻲ ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ، ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻳـﻚ ﺗﺎﺑﻊ درﺟﻪ دوم ﻇﺎﻫﺮ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺗﻮان ﻣﻲ ﺗﻐﻴﻴﺮات آن را در ﻣﻨﻄﻘﻪ 3 ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺧﻄـﻲ در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓـﺖ . ﺑـﺮ اﻳـ ﻦ اﺳﺎس، QPF ﺑﺮای ﻫﺮ ژﻧﺮاﺗﻮرg در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﻌﺎدﻻت زﻳﺮ ﺑﻴﺎن ﺷﻮد : 1. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 143 ﺷﻜﻞ3 - 6 - ﺗﺎﺑﻊ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ lag lead g 0g 2g 2g G2g b 1g 1g G1g Gbg b Gbg 2 lag 2 2g 3fg 3rg G3g b 3g 3fg 3rg G3g GA b Gbg QPF W Q Q S W Q Q S W W Q Q S 0.5 W W Q Q S = ρ + ρ − − ρ − +ρ − − + ρ + − min lead Gg Gg G1g Gbg 1g 1 if Q Q Q Q W 0 otherwise ⎧ ≤ = ≤ ⎪ = ⎨ ⎪⎩ lag lead Gbg Gg Gmg Gbg mg 1 if Q Q Q Q W 0 otherwise ⎧ ≤ = ≤ ⎪ = ⎨ ⎪⎩ lag Gg G2g Gag Gg 2g 1 if Q Q Q Q W 0 otherwise ⎧ ≤ = ≤ ⎪ = ⎨ ⎪⎩ Gag Gg G3g Gbg Gog GRg 3fg 1 if Q Q Q Q & P P W 0 otherwise ≤ = ≤ > ⎧⎪ = ⎨⎪⎩ Gag Gg G3g Gbg Gog GRg 3rg 1 if Q Q Q Q & P P W 0 otherwise ≤ = ≤ > ⎧⎪ = ⎨⎪⎩ ﻛﻪ در آن : G1g Q : ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ زﻳﺮ ﺗﺤﺮﻳﻚ ژﻧﺮاﺗﻮرg ، (p.u.) G2g Q : ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻓﻮق ﺗﺤﺮﻳﻚ ژﻧﺮاﺗﻮرg ، (p.u.) G3g Q : ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ ژﻧﺮاﺗﻮرg ،در ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ (p.u.) Gmg Q : ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری ژﻧﺮاﺗﻮرg ، (p.u.) b S : ﺗﻮان ﭘﺎﻳﻪ ﺑﺮ اﺳﺎسMVA 144 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 0g ρ : ﻗﻴﻤﺖ در دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮر g، ﺑﻪ$ h 1g ρ : ﻗﻴﻤﺖ زﻳﺮ ﺗﺤﺮﻳﻚ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮرg ، ﺑﻪ$ Mvarh 2g ρ : ﻗﻴﻤﺖ ﻓﻮق ﺗﺤﺮﻳﻚ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮرg ، ﺑﻪ$ Mvarh 3g ρ : ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮرg ، ﺑﻪ2 $ Mvar h lead Gbg Q :ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﭘﻴﺶ ﻓﺎز ﭘﺎﻳ ﻪ ی ژﻧﺮاﺗﻮر g ، (p.u.) lag Gbg Q :ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﭘﺲ ﻓﺎز ﭘﺎﻳ ﻪ ی ژﻧﺮاﺗﻮر g ، (p.u.) min Gg Q : ﺣﺪاﻗﻞ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮرg ، (p.u.) GAg Q :ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮرg ،ﺑﺪون ﻛﺎﻫﺶ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان ﺣﻘﻴﻘﻲ (p.u.) GBg Q :ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮرg ،ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﻛﺎﻫﺶ در ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان ﺣﻘﻴﻘﻲ (p.u.) GRg P : ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﻧﺎﻣﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮرg ، (p.u.) Gog P : ﺗﻮان اﻛﺘﻴﻮ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻛﻪ ﺑﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرg ،اﺧﺘﺼﺎص داده ﺷﺪه اﺳﺖ (p.u.) mg W : ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺎﻳﻨﺮی ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ژﻧﺮاﺗﻮرg 1g W ، 2g W :ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺎﻳﻨﺮی ﻣﺘﻨﺎﻇﺮ ﺑﺎ ﻣﻨ ﺎﻃﻖ 1 و2 ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮر g 3g W ، 4g W : ﻣﺘﻐﻴﺮ ﺑﺎﻳﻨﺮی ﻣﺘﻨﺎﻇﺮ ﺑﺎ ﻣﺤﺪوده ﻫﺎ ی آرﻣﻴﭽﺮ و ﻣﻴﺪان ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﺮای ژﻧﺮاﺗﻮر g ﻣﺘﻐﻴﺮﻫﺎی ﺑﺎﻳﻨﺮی ﺑﺪﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم اﻧﺪ ﻛﻪ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺗﻨﻬﺎ در ﻳﻜﻲ از 3 ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی ﺗﻌﺮﻳﻒ ﺷﺪه در ﺷﻜﻞ )6 - 6 (ﻋﻤﻞ ﺧﻮاﻫﺪ ﻛﺮد . ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﻧﻴﺰ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻌﺎدﻻت QPF ﺗﺎ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺮای ﻣﻘـﺪار ﻣﺠـﺎز ﺗـﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺟﺒﺮان ﺳﺎزی ﻧﺸﻮﻧﺪ، دارای ﺗﺮم اﺟﺒﺎری ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ )Gmg Q (ﻧﺨﻮاﻫﻨﺪ ﺑﻮد .1 در ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺧﺮﻳﺪ ISO ﺑﺎ اﻧﻌﻘﺎد ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻮان راﻛﺘﻴـﻮ، اﻳـﻦ ﺳـﺮوﻳﺲ را ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار IESO ﻗﺮاردادﻫﺎی36 ﻣﺎﻫﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﻪ اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺗﻮان راﻛﺘﻴـﻮ دارﻧـﺪ، ﻣﻨﻌﻘـﺪ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ، ﻛﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی اﺿﺎﻓﻲ ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻠﻔﺎت اﻧﺮژی در ﺻﻮرت ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی در ﺿﺮﻳﺐ ﺗﻮان ﻏﻴﺮ واﺣﺪ و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻋﻤﻠﻴﺎت واﺣﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری در ﺻﻮرت درﺧﻮاﺳﺖ IESO ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه اﻧﺪ، ﻳﻚ ﻣﺒﻠﻎ اﺿﺎﻓﻲ دﻳﮕﺮ ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ﻧﻴﺰ درﻳ ﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻫﻢ اﻛﻨﻮن ﻧﺮخ ﭘﺎﻳ ﻪ ی $ Kvar-yr 32 /2 ﺑﺮای ﭘـﺬﻳﺮش ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎی در دﺳـﺘﺮس ﺑـﺮای ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺗـﻮان راﻛﺘﻴـ ﻮ در ﺧـﺎرج از ﻣﺤﺪوده ی 95 /0 ﭘﻴﺶ ﻓﺎز و ﻳﺎ 95 /0 ﭘﺲ ﻓﺎز ﺗﻌﻴﻴ ﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1- Ismael El-Samahy, (2008), "Secure Provision of Reactive Power Ancillary Services in Competitive Electricity Markets", PhD. Thesis, University of Waterloo, Ontario, Canada. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 145 3 - 3 - 5 - 4 - ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮ ی اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺳﻴ ﺴﺘﻢ ﺑﺪون ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮان ﺧﺎرﺟﻲ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﻛـﻪ ﺑﺎﻋـﺚ اﻓـﺰاﻳﺶ ﻗﺎﺑﻠﻴـﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد . در ﺣﺎﻟﺖ ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی ﺷﺒﻜﻪ )Black Out (، ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﻧﻘﺶ اﺳﺎﺳﻲ اﻳﻔﺎ ﻣﻲ .ﻛﻨﺪ ﺑﺮای اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ ﺑﺼﻮرت ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﭘﺮداﺧﺖ آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﺎ ﺖﺗﺴ ی ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ و ﺳﺎﻻﻧﻪ در واﺣﺪ ﻫﺎی ) اراﺋﻪ ( ﻛﻨﻨﺪه اﻟﺰاﻣﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻪ واﺣﺪ ﻫﺎی ) ( ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه در ﺻﻮرت ﻋﺪم اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ در ﺣﺎﻟﺖ ﺗﺴﺖ و واﻗﻌﻲ، ﻛﺎﻫﺶ ﺧﻮاﻫﺪ ﻳﺎﻓﺖ . ذﻛﺮ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺿﺮوری اﺳﺖ ﻛﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﻣﺠﺪد ﺑﺮ ﭘﺎﻳﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ آن ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺷﻮد و از ﻃﺮﻳﻖ ﺑﺎزار و ﻳﺎ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﭘﻴﺸﻨﻬﺎددﻫﻲ ﺧﺮﻳﺪاری ﻧ ﻤﻲ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ از ﻃﺮﻳﻖ ﻋﻘﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت ﺑﻴﻦ ﺑﻬﺮه ﺑـﺮدار ﺷﺒﻜﻪ و واﺣﺪﻫﺎی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه اﻳﻦ ﺳﺮوﻳﺲ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد .1 3 - 3 - 6 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ دﺳﺘﺮﺳﻲ ﺑﺎز و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮ ﻋﻬـﺪه CAISO ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . وﻇـﺎﻳﻒ اﺻـﻠﻲ CAISO ﺑﺼﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ . − ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﺎزار روزاﻧﻪ و ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺮای ﺗﻤﺎم 2SC ﻫﺎ − ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز − ﺗﺨﺼﻴﺺ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه − اﻳﺠﺎد ﺗﻌﺎدل ﻟﺤﻈﻪ ای واﻗﻌﻲ ﺑﻴﻦ ﺗﻮﻟﻴﺪ وﻣﺼﺮف ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﻃﻮ ﻫﻢ ر زﻣﺎن ﺑﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اﻧـﺮژی در ﺑـﺎزار ﻳﻜﭙﺎرﭼـﻪ ﺳـﻠﻒ 3 ) IFM ( ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑﻨﺎﺑﺮاﻳﻦ ﺑﺎزار ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ﺳﻠﻒ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻫﻢ زﻣﺎن ، اﻧﺮژی و ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﺑﻬﻴﻨﻪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺎﻳﻴـﺪ ﺷـﺪه ﺑـﺮای ﺧـﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳﻦ ﺑﺎزار، ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﺑﺮ ای ﺗﻤﺎم ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺎ ی روز ﺑﻌﺪ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . ﻣﺤﺎﺳـﺒﺎت RTUC 4 ، در ﻣـﺪار ﻗـﺮار ﮔـﺮﻓﺘﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ و ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را در ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ 15 دﻗﻴﻘﻪ ای ﺑﺮای ﺳـﺎﻋﺖ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ی و ﺳـﺎﻋﺖ ﺑﻌـﺪ اﻧﺠـﺎم دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﻣﺴﺘﻘﻴﻤﺎ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ و اﻧﺮژی ﻧﺎﻣﺘﻌﺎدل ﻛﻨﻨﺪه را از ﻃﺮﻳﻖ ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﻓـﺮاﻫﻢ ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ . ﺗﻨﻈﻴﻢ، ذﺧﻴﺮ ه ی ﺳﻨﻜﺮون، ذﺧﻴﺮ ه ی ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون، ذﺧﻴﺮ ه ی ﻏﻴﺮﮔﺮدان و ذﺧﻴﺮ ه ی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﺻﻮرت روزاﻧﻪ و ازﻃﺮﻳﻖ ﻳـﻚ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم رﻗﺎﺑﺘﻲ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ و ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺧﺪﻣﺎت را در ﺑﺎزار روزاﻧﻪ و ﺳﺎﻋﺘﻲ اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . 1- 2- Schedule Coordinator 3- Integrated Forward Market 4- Real Time Unit Commitment 146 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ دو ﺧﺪﻣ ﺖ ﺟﺎﻧﺒﻲ دﻳﮕﺮ، ﺗﻐﺬﻳ ﻪ ی ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺤﻠﻲ ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ و ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺗﻮﺳﻂ ﻗﺮادادﻫـﺎی ﺧﺎﺻﻲ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺑﺮای ﺗﻄﺒﻴﻖ ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﻴﻦ ﻣﻘﺪار ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف، CAISO از ﺑﺎزار زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . اﻳﻦ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺑﺮ اﺳـﺎس ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮ ﻟﻴﺪ ﺷﻜﻞ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اﻧﺮژی اﺿﺎﻓﻲ واﺣﺪﻫﺎ ﺑﺮای ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن ذﺧﻴﺮ ه ی ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن در ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات اﻓـﺰاﻳﺶ و ﻛـﺎﻫﺶ اﻧﺮژی را ﻣﺮﺗﺐ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و در ﺻﻮرت ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﺑﺮﻗﺮاری ﺗﻌﺎدل ﺑﻴﻦ ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ از آن ﻫﺎ اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . آﺧﺮﻳﻦ واﺣـﺪ ﺗﻮﻟﻴـﺪی در ﻓﺎﺻﻠ ﻪ ی زﻣﺎﻧﻲ 10 دﻗﻴﻘﻪ ای ، ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای را ﻣﺸﺨﺺ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺷﺮﻛﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻋـﺪم ﺗﻌـﺎدل را ﺑـﺮ اﺳﺎس اﺧﺘﻼف ﺑﻴﻦ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﺑﺎر و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه و واﻗﻌﻲ و در ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺘﻮﺳـﻂ 10 دﻗﻴﻘـﻪ ) ای ﻛـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﻟﺤﻈـﻪ ای ﻧﺎﻣﻴﺪه ﻣﻲ ﺷﻮد ( ﺑﭙﺮدازﻧﺪ .1 3 - 3 - 6 - 1 - ﻧﺤﻮ ه ی ﺗﺪارک و ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻳﻚ ﺑﺎزار ﺳﺎﻋﺘﻲ و روز اﻧﻪ ﺑﺮای ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﺮدن ﺗﻨﻈﻴﻢ، ذﺧﻴﺮه ﮔﺮدان و ﻏﻴﺮ ﮔﺮدان و ذﺧﻴﺮه ی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﻋﻤﻞ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﮔﻔﺘﻪ ﺷﺪ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﺑﺎرﻫﺎ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ در اﻳﻦ ﺑﺎزارﻫﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ دﻫﻨﺪ . ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺑﺮای ﺑﺎزار روزاﻧﻪ ﻳﻚ روز ﻗﺒﻞ ﺑﻪ CAISO ارﺳﺎل ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺷﺎﻣﻞ اﻃﻼﻋﺎﺗﻲ ﺑـ یﺮا ﺗﻤـﺎم 24 ﺳﺎﻋﺖ روز ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار . ﺖﺳا ی ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی SC ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﺧـﻮد را در ﺑـﺎزار ﺣـﺪاﻗﻞ 2 ﺳـﺎﻋﺖ ﻗﺒـﻞ از ﺳـﺎﻋﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی ارﺳﺎل ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻟﺬا ﻗﺎدرﻧﺪ ﺑﺎ اﺻﻼح ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ات ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﺧﻮد د ز ر ﺑﺎ ار ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﻪ ﻓﻌﺎﻟﻴﺖ ﺑﭙﺮدازﻧﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﺎﻫ آن را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺟﺪاﮔﺎﻧﻪ ار ﻲﻳﺎﺑ ز و ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﺧﺪﻣﺎت ﺗﻨﻈﻴﻢ، ذ ﺧﻴـﺮ ه ﮔـﺮدان، ذﺧﻴـﺮه ﻏﻴﺮﮔ ﺮد ان و ذ ﺧﻴﺮه ﺗ ﻜ ﻤﻴﻠﻲ ارزﻳﺎﺑﻲ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻧﻬﺎﻳﺖ، ﺮﻓﻇ ﻴﺘﻲ ﻛﻪ ﺗ ﻮﺳ ﻂ CAISO در ﻳ ﻜـﻲ از ﺑﺎزارﻫـﺎ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﻮد در ﺳﺎﻳﺮ ﺑﺎزارﻫﺎی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻧﺨﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی ﻣﺬﻛﻮر ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی رزرو و ﻔـ ﻣﺘ یﺮژﻧا ﺎوﺗ ﻲ در ﺑـﺎزار اراﺋـﻪ دﻫﻨﺪ . ﻧﺤﻮ ی ﻪ اراﺋ ی ه ﭘﻴﺸﻨﻬﺎ دات، رز ا ﻳﺎﺑﻲ ﺎﻫ آن و ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﺗﻌﻴﻴ ﺖﻤﻴﻦ ﻗ در ﺑﺎزار ﺗﻨﻈﻴﻢ روزاﻧﻪ ﺑﺪﻳﻦ ﻧﺤﻮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﺑﺘﺪا ﻫـﺮ SC )j(، اﻃﻼﻋﺎت زﻳﺮ را ﺑﺮای ﻫﺮ و اﺣﺪ ﺗ ﻟﻴﻮ ﺪی )i( ﺑﺮا ی ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ روز ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ) ی t( دﻫﺪ ﻣﻲﻪ ﺋارا : − ﻣﺎﻛﺰﻳﻤﻢ ﺳﻄﺢ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی (MW) − ﻣﻴﻨﻴﻤﻢ ﺳﻄﺢ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی (MW) − ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮان ﺑﺮﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎوات ﺑﺮ دﻗﻴﻘﻪ (ijt Ramp ) − ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ و ﻛﺎﻫﺶ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ زﻣﺎﻧﻲ ﻛﻪ و اﺣﺪ i ﻣﻲ ﺧﻮاﻫﺪ ﺗﻨﻈﻴﻢ را ﻓـﺮاﻫﻢ ﻛﻨـﺪ )ijt Cap max ﺑﺮﺣﺴـﺐ ﻣﮕﺎوات ( 1- Tomás Gómez, et al., "Ancillary Services Markets in California, Environmental Energy Technologies Division", Ernest Orlando Lawrence Berkeley National Laboratory University of California Berkeley, California. ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 147 − ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ا ت ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮای ﺮﻓﻇ ﻴﺖ )ﺮه ﻴ ذﺧijt CapRes ﺑﺮﺣﺴﺐ دﻻر ﺑﺮ ﻣﮕﺎوات ( − ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻇﺮﻓﻴﺖ )ijt Cap ﺑﺮﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎوات ( ﺳﭙﺲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ، واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی را ﺑﺮ اﺳ ﺎس ﻣﻘﺪار و ﻣﻜﺎن ﻧﻴﺎزﻣﻨﺪی ﻫﺎی ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﻛﻨـﺪ . ﻳﻜـﻲ از اﻫـﺪاف CAISO، ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎداﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺎ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ دو ﻣﺤﺪودﻳﺖ زﻳﺮ، ﻣﺠﻤﻮع ﻫﺰﻳﻨ ﻪ ی ﻛﻞ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه ﻣﻴﻨﻴﻤﻢ ﺷﻮد : ﻣﺠﻤﻮع ﭘ ﻴ ﺸﻨﻬﺎ د ات اﻧﺘﺨﺎب ﺷﺪه ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺰرگ ﺗﺮ ﻳﺎ ﻣﺴ ﺮﻓﻇ ویﺎ ﻴﺖ ﺗﻨ ﻈﻴﻢ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﻇﺮ ﻴﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎ دی واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﺎ ﻣﺴﺎ وی ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮ ﻟﻴﺪ و اﺣﺪ در 30 دﻗﻴﻘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﻛﻞ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺿﺮب ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی در ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . CAISO ﻃﺒـﻖ ﻓﺮﻣﻮل زﻳﺮ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدﻫﺎی ﻣﻮرد ﻗﺒﻮل ﺗﻨﻈﻴﻢ در ﺳﺎﻋﺖ t ر ا ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ :ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ijt i j Min Total Bid ∑∑ ﻣﺤ ﺪود ﺑﻪ : ijt t i j Cap Requirement t ≥ ∑∑ ijt ijt Cap Cap Max ≤ :ﻛﻪ ijt ijt ijt Total Bid Cap Res .Cap = Requirement :ﻣﻘﺪا راﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎ ﻫﺶ ﺮﻓﻇ ﻴﺖ ﻣﻮر د ﻧﻴﺎز د ر ﺳﺎﻋﺖ t ﻓﻇﺮ ﻴﺖ ﺗﻨﻈ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲﻢ ﻴ ﺪ ﺑﺮ ای اﻓﺰا ﻳ ﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫ ﺶ ﺗﻮان در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓ ﺘﻪ ﺷﻮ . د ﺑـﺮای ﻫـﺮ و اﺣـﺪ ﺗ ﻮﻟﻴـﺪی، ﻗ ﻴﻤـﺖ ﭘﺮد اﺧﺘـﻲ ﺑﻪSC ،ﻗﻫﺎ ﻴﻤﺖ ﺗ زﺑﺎ ی ﻪﻮﻳﺴ ار ﻣﻨ ای ﻄﻘﻪxt (MCP ) اﺳﺖ ﻛ ﻪ ﺑﺮا ﺑﺎ ﺖ ﺳا ﺑﺮ ﺑـﻴﺶ ﺗـﺮ ﻳﻦ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤـﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻓ ﺘـﻪ ﺷـﺪه د ر ﻘﻪ ﻄﻣﻨx، ﻳﻌﻨﻲ : در ﻣﻨﻄﻘﻪ x ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺖt : xt ijt MCP Max(CapRes ) = ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﺣﺮاج ذﺧﻴ ﺮه ﮔﺮ ان د ﺷﺒ ﻴﻪ ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﻈﻴﻨﺗ ﺷ ه دداﺢ ﻴﻮﺿﺗﻢ ﺪه ا ﺳﺖ . ﻇﺮﻓﻴﺖ ijt Cap max ﺑﺮ ﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎ ﻓﻇﺮ تاو ﻴﺖ ﻓ اﺿﺎ ﻲ ﮔﺮدا ن اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺳﺮﻋﺖ ﺑﻪ ﻓﺮﻛﺎ ﻧﺲ ﺳ ﻴﺴ ﺘﻢ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﺪ ﻣﻲ و در ﻃﻮ ل 1 دﻗ ﻴﻘـﻪ در دﺳـﺘﺮس ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ د . ر ﻣـﻮر د ﺣﺮاج ذﺧﻴﺮه ﻏﻴﺮ دﮔﺮ ان، ijt Cap max ﺑﺮﺣ ﺴ وﺎﮕﺐ ﻣ ات ﻇﺮﻓﻴﺖ ر د دﺳﺘﺮس 10 دﻗﻴﻘﻪ . ﺖﺳا ای ﺑﺎرﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﺪﻨـ ﺑـﺮای ذ ﺧﻴﺮه ﻏﻴﺮ ﮔﺮدا ن ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎ د ﻓﺮ وش دﻫﻨﺪ . ﻇﺮﻓﻴﺖijt CAP max ﺑﺮﺣﺴﺐ ﻣﮕﺎوات ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺎرﻫـﺎ در ﻃـﻮل10 دﻗﻴﻘﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﻧﻬﺎﻳﺖ در ﻣﻮرد ﺣﺮاج ذﺧﻴﺮه ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ، SC ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧـ ﺪ ﻣﻘـﺪار MW در دﺳـﺘﺮس در ﻃـﻮل60 دﻗﻴﻘـﻪ را ارﺳﺎل ﻛﻨﺪ ﺑﺮ . ای ﻫﺮ ﺑﺎزار ﻳﻚ ﻗﻴﻤﺖ ﻧﺎﺣﻴﻪ ای ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 148 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﻋﻼ ﭘﺑﺮ وه ﻴﺸﻨﻬﺎ د ﻇﺮ ﻓﻴﺖ، ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻨﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻳﻚ ﻗ ﻴﻤﺖ ا ﺑﺮا یژﻧﺮ ی اﺳﺘﻔﺎد ه ی ﻇﺮﻓ ﻴﺖ ﺧﻴ ذ ﺮه ﺷﺪه )ijt EndBid ﺑﺮﺣﺴﺐ دﻻر ﺑﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ( اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO از اﻳﻦ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد اﻧﺮژی ﺗ ﻜﻤﻴﻠﻲ ﺑﺮ ا ی ر ﻓـ ﻊ ﻋـﺪ م ﺗﻌﺎدﻟﻲ ﺑﻴ ﻟﻴﻮﺗ ﻦ ﺪ و ﻣﺼﺮف در ار زﺑﺎ زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ اﺳﺘﻔﺎده .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ در رﺑﺎزا ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ، ﻦﻴﻧﻮاﻗ ﻣﺸﺎﺑﻪ ﺑﺎزا ر روز اﻧﻪ اﻋﻤﺎ ﻣﻲ ل ﺷﻮد . ﻳﻚ SC ﺪﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻣﻘﺪار ذ ار زﺑﺎ ی هﺧﻴﺮ روز اﻧـﻪ ر ا ﻛﻢ ﻛﻨﺪ، و ﻟﻲ ﺑﺎﻳ ﺪ ﺑﻪ اﻧ زه اﺪ ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ، ﺮﻓﻇ ﻴﺖ ﻣﻮ رد ﻧﻈﺮ ر ا ﺑﻪ ﻴﻤﺖﻗ ﺑﺎزار ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﺨﺮ د.1 3 - 3 - 6 - 2 - ﺗﻮز ﻳ ﻊ ﻟﺤﻈﻪ ای ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺸﻴ و ﭘ ﻨﻬﺎدﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ در زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ، CAISO واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﺑﺎرﻫﺎ را ﺑﺮای رﻓﻊ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل ﺗﻮزﻳﻊ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ و ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﻨﺎﺑﻌ ﻲ ﻛﻪ ﺑـﺮای ﻓﺮاﻫ ﻢ ﻛﺮد ن ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی روزا ﺎﻋﺳ وﻧﻪ ﺘﻲ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی اﻧﺪ ﺷﺪه ، ﻣﻨ ﺎﺑﻌﻲ ﻛﻪ ﭘ یژﻧﺮ ا دﻨﻬﺎﺸﻴ ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ را اﻧﺪ ده اد ﺰ ﻧﻴ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻨﻬﺎﺸﻴﭘ . د اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻗﻞ 30 دﻗ ﻴﻘﻪ ﻗﺒ ﻞ از ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺑﻪ CAISO رﺳ ا ﺎل ﺷـﻮد . ﻳﻦ ا ﭘﻴﺸﻨﻬﺎ دا ت ﺑﻌﺪ از ﺑ ﺘﻪ ﺴ ﺷﺪ ن ﺑﺎزار روزاﻧﻪ و 30 دﻗ ﻴﻘﻪ ﻗﺒ ﻞ از ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺪﻨﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ی ارﺳﺎل ﺷ ﻴﭘ . ﻧﺪﻮ یژﻧﺮ ا د ﺎﺸﻨﻬ ﺗﻜ ﻤﻴﻠﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻗ ﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮای ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻓﺰاﻳﺸﻲ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺸﻲ اﻧﺮژی ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻤـﺎم ﻣﻘـﺎدﻳﺮی ﻛـﻪ ﺑـﺮای ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ از ﻣﻨﺎﺑﻊ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ و ﻳﺎ اﻓﺰاﻳﺶ اﻧﺮژی ﻣﺮﺗﺐ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺮ، ﻳدﺎﻣﻘ ﻳﻦ اﺑﻪ ﺘﻪﺴﺑ» ﻫﺎی ﺗﻌﺎ د ل اﻧﺮژی و ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﭘﺴﻴﻦ »)BEEP ( 2 .ﻨﺪﻮﻳﮔ ﻣﻲ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﺑﺮ ﻃﺒﻖ ا ﺻ ﻮل زﻳﺮ ﺗﻮ زﻳﻊ ﻟﺤﻈﻪ ر ا اﻧﺠﺎم ﻣﻲ دﻫﺪ : واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻛﻪ ﺧﺪﻣﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ را ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﺧﻮدﻛﺎر ﺑﻪ وﺳﻴﻠﻪ AGC ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻣﻲ ﺷـﻮﻧﺪ ﺗـﺎ اﻟﺰاﻣـﺎت ﺧﻄﺎی ﻛﻨﺘﺮل ﻧﺎﺣﻴﻪ NERC وWSCC را ﺑﺮآورده ﻛﻨﻨﺪ . ﻣﺎﻧ ز ﻲ ﻛ ﻪ ACE ، ﺷﺪﺮ ﺻﻔCAISO ، و اﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮ ﻟﻴﺪ ی ﺗﻨﻈﻴ ﻛ ا ر ﻤﻲ ﻪ ﺧﺎرج از ﻧﻘﻄﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪ ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﻣﻲ ی ﺷﻮﻧﺪ ، ﻣﺸﺨﺺ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ . ﺳﭙﺲ CAISO ﺧﺮو ﻫﺎ ﺟﻲ اﺣﺪ و ی ﻫﺎ ی ﺗ ﻮﻟﻴ ﺪی و ﻣﻨﺎﺑ ﻊ در دﺳﺘﺮس ر ا ﺑـﻪ ﻣﻨﻈـ ﻮر ﺗﻨﻈـﻴﻢ دوﺑـﺎره ﻧﻘـﺎط اﺣﺪ و ﻈﺗﻨ یﺎﻫ ﻴﻢ ﻃﻮر ی ﺗﻐﻴﻴﺮ دﻫﺪ ﻣﻲ ﺗﺎ ﺣﺎﺷﻴﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﻪ ﻃ ﻮ ر ﻛﺎ ﻣﻞ ر ﻋﺎﻳﺖ .ﺷﻮد یﻫﺎﺪ اﺣو ﺗﻮﻟﻴﺪ، ﺑﺎ وﺎ رﻫ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮ اﺳﺎس ﭼ ﮕﻮﻧﮕ ﺳﻲ ﭘﺎ ﺦ ﺑﻪ ﻧﻮ ﺳـﺎﻧﺎت ﺑـﺎر و ﺗﻮ ﻟﻴـﺪ، ﺗ ﻮزﻳـ ﻊ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . CAISO ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻳﻜﻲ از دو ﻣﻮرد زﻳﺮ را ﺑﺮای نﻛﺮد ﻗﻞ اﺪﺣ ﻫﺰﻳﻨ ﻋﺪ ی ﻪ م ﺗﻌﺎ ژﻧﺮ ل ا د ی اﻧﺠﺎم دﻫﺪ : اول، اﮔﺮ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی اﺿﺎﻓﻲ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز اﺳﺖ، CAISO ﻣﻨﺎﺑﻊ را ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﺮﺗﻴﺐ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات ﻗﻴﻤـﺖ و ﺗﺎﺛﻴﺮ ات ) ﻣﻜﺎن و ﻧﺮخ اﻓﺰاﻳﺶ ( ﻣﻨﺎﺑﻌﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ اﻧﺮژی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد داده اﻧﺪ ﺗﻮزﻳﻊ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ دوم، اﮔﺮ ﻧﻴﺎز ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﺧﺮوﺟﻲ ﺑﺎﺷﺪ، CAISO ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ی ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﻣﻨﺎﺑﻊ را ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻧﺰوﻟﻲ ﻣﺮ ﺗﺐ ﻛ ﺮده و ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺑـﺎ ﻗﺣﺪا ﻞ ﻫﺰﻳﻨﻪ را ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻮﺗ نﺗﻮا زﻳﻊ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ 1- Tomás Gómez, et al., ibid. 2- Balancing Energy and Ex-post Pricing ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 149 ﺗﻮزﻳﻊ ﻓﻘﻂ ﺑﺮای رﻓﻊ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل اﻧﺮژی ﺑﺎﻳﺪ اﻧﺠﺎم ﺷﻮد . ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﺗﻮاﻧ ﻤﻲﻧ ﺑﻪﺪ ﺧﺎﻃﺮ ﻣﻨـﺎﻓﻊ اﻗﺘﺼـﺎدی SC ،ﻫـﺎ ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻨﺎﺑﻊ را ﺗﻐﻴﻴﺮ دﻫﺪ . اﮔ ﺮ واﺣﺪ ﻫ ﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ذ ﺧﻴﺮ ه ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ر ﻧﻈ د ی ﺪﺷﻪ ﻓﺘﮔﺮ ﺮ ه ﺑﻮدﻧﺪ، ﺑﺮای ر ﻓﻊ ﻋﺪم ﺗﻌـﺎ ل د اﺳـﺘﻔﺎده ﺷـﻮ ﻧﺪ، CAISO ذﺧﻴﺮه ﻫﺎ ی ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ی را ﺑﺎ ﭘﻴ دﺎﺸﻨﻬ ات اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴ ﻠﻲ ﺟﺎﻳﮕﺰ .ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻳﻦ ا ﮔﺮ و اﺣﺪ ﺗﻮﻟ ﺪیﻴ ، ﺑﺎر ﻳﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﺘﻮاﻧﻨﺪ ﺑﻪ ﻓﺮاﻣﻴﻦ ﺗﻮزﻳﻊ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻨﺪ، SC ﺑﺎﻳﺪ اﺧﺘﻼف ﺑـﻴﻦ ﺧﺮوﺟـﻲ ﺗﻌﻬـﺪ ﺷـﺪه ی ﻣﻨﺒﻊ و ﺧﺮوﺟﻲ واﻗﻌﻲ را ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ ﺑﭙﺮدازد . اﻟﺒﺘﻪ ﻣﻤﻜﻦ اﺳﺖ ﺟﺮﻳﻤﻪ ﻫﺎی ﻓ اﺿﺎ ﻲ ﻧﻴﺰ ﺗ ﻮﺳﻂ CAISO در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ .ﺷﻮد 3 - 3 - 6 - 3 - ﻗ ﻴﻤﺖ ﻋﺪم ﺗﻌﺎدل اﻧﺮژی و ﻫ نآ ی ﻪﺰﻳﻨ ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﻋﺪ م ﺗﻌﺎ در ل د ﻓﺎﺻﻠﻪ ﻫﺎی ﻲ ﻧﻣﺎ ز10 دﻗ ای ﻴﻘﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده ا ﻗ ز ﻴﻤﺖ 10 دﻗ یا ﻴﻘﻪ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد اﻣﺎ ﺗ ﻨﻬ ﺎ ﻣﺘ ﻮ ﺳﻂ ﻧﻲ وز اﻧﺮژی اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺎ ﺑﻪ ﻋﻨﻮا ن ﻗ ﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘ ﻲ ﮔﺰار ﻣﻲ ش و ﺷﻮد ﺗﻤﺎم اﻧﺮژی ﻫﺎی در ﻳﺎﻓـﺖ ﺷـﺪه ﺑـﺎ اﻳـﻦ ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﻣﻲ ﻫﺰ . ﺪﺷﻮﻧ ﻳﻨﻪ ﭘﺮد اﺧﺘﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﻪ ﻫﺎ ﺧﺎﻃﺮ ﻛﺎﻫ ﺶ ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﻳﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﺧﺮ وﺟﻲ اﻧﺮژی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﺪﻋـ م ﺗﻌـﺎ دل ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه و در ﻫﺮ دوره، 10 دﻗ ﻴﻘﻪ ای، ﺖ ﻤﻴﻗ10 دﻗ آ ی ا ﻴﻘﻪ ﺧﺮﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی واﺣﺪ ﺗﻮ ز ﻳﻊ ﺷﺪه ﺗﻮ ﺳـﻂ CAlSO ﻗﺑﺎ ﻴﻤﺖ اﻧﺮژی ﻋﺪم ﺗﻌﺎ ﺑﺮ ل د اﺑﺮ ا . ﺖﺳ در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﻗ ﻴﻤﺖ اﻧﺮ ژی ﻋﺪم ﺗﻌﺎ ﻟﻲ د ﻤﺎﻫ ن ﻗ ﻴﻤﺖ ﻟﺤﻈﻪ ای اﻧﺮژ .ﺖﺳا ی ﻣﻨﺎ ﺑﻊ ﺗﻮ زﻳﻊ ﺷﺪه ﻧﻬﺎ ﻳﻲ در دوره ﻫﺎ ی 10 دﻗ ﻴﻘﻪ ای ﺑﻪ ﺻﻮ رت زﻳﺮ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ : اﮔﺮ ﻣﻘﺪار ﺗﻮا ن ﺗﻮ ﻟﻴﺪی اﻓﺰاﻳﺶ و ﻳﺎ ﻣﻘ ﺑﺎر راﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ، واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی، ﺑﺎر ﻳﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﻳﻦ ﭘ ﻴﺸﻨﻬﺎ د ﻗﻴ ﻤﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺑﺎر ﭘ ﺬﻳﺮﻓ ﺘﻪ ﺷﺪه ﻳﺎ اﻧﺪ اﮔﺮ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ، واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻳﺎ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ ﺣﺪاﻗﻞ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی اﻧﺮژی ﻛﻪ ﺑﺮای ﻛـﺎﻫﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﮔﺮ ﻣﻘ ﺺﺎﻟﺧ ار ﺪ اﻧﺮژی ﻧﺎ ﻟﻲ دﻌﺎﺘﻣ ی هرود ر د10 دﻗﻴﻘ یا ﻪtﺜ ، ﻣ ﺒﺖ ﺑﺎ :ﺪﺷ xt i xt P10min Max(EnBid ) = اﮔﺮ ﻣﻘﺪار ﻟﺺﺎﺧ اﻧﺮژی ﻧﺎ ﻣﺘﻌﺎ ﻟﻲ د ی هرود ر د10 دﻗﻴﻘ یا ﻪt، ﻣ ﻨﻔﻲ :ﺪﺷﺑﺎ xt i xt P10min Min(EnBid ) = ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻪ یxt P10min ﻗﻴﻤﺖ 10 دﻗ ﻴﻘﻪ در ﻧﺎ ﺣﻴﻪ x ره و ر د دt وi xt (EnBid ) ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗ ﻴﻤﺖ اﻧـﺮژی ﻣﻨـﺎ ﺑ ﻌﻲ ا ﺳـ ﺖ ﻛ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ را ﻓﺮ اﻫﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ و ﭘﻴﺸ ﻨﻬﺎد اﻧﺮژی ﺗﻜﻤﻴﻠﻲ ﺑﺮ ای ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮزﻳﻊ ﺷﺪه در دوره ز ﻣﺎﻧﻲ t ﻧﺎ رد ﺣﻴﻪ x را اراﺋـﻪ . اﻧﺪ داده ﻗ ﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ در ﻫﺮ ﻧﺎﺣﻴﻪ ﺑﺮاﺑﺮ ا ﺳ ﺖ ﺑﺎ ﻣﺘﻮﺳﻂ و ﻧﻲ ز اﻧﺮژی ﺷﺶ ﻗﻴ ﻤﺖ در ﻧﺎ ﺣﻴﻪ ﻛﻪ ﻣﻄﺎﺑﻖ زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒ ﻣﻲ ﻪ ﺷﻮد : 6 6 x xt t t t 1 t 1 PHour ExPost (P10Min Sys Devt ) Sys Devt = = = ∗ ∑ ∑ ﺟﺎﻳﻲ ﻛﻪ t SysDevt، ﻗﺪر ﻣﻄ ﻠﻖ ﺗﻔﺎﺿﻞ ﺑﻴﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه و ﺗﻘﺎﺿﺎی اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷـﺪه، ﭽﻫﻤ ﻨـﻴﻦ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺑﻴ ﻦ ﺗﻮ ﻟﻴﺪات ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی ﺷﺪه و ﺗﻮﻟ ﻴﺪ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷﺪه در دوره زﻣﺎﻧﻲ t ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 150 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺮ ﮔاCAISO اﻋﻼن ﻳﻚ ﭘﻴﺸﺎﻣﺪ اﺿﻄ ﻛ ی راﺮ ﻣﺜﺎ یﺑﺮا )ﻨﺪ ل زﻣﺎن ﻫﺎ ی ﻛﻤﺒﻮد ﻣﻨﺎﺑﻊ ( و ﻗ ﻄﻌﻲ ﺑـﺎ ر ﻧﺎﺧﻮ اﺳـﺘﻪ و ا ﺟﺒـﺎری ﺻﻮرت ﮔﻴﺮد، CAISO ﻗﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋﺘﻲ را ﺑﻪ ﻳﻚ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺪﻳﺮﻳﺘﻲ ﺗﻐﻴﻴﺮ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺑﻨﮕﺎه ﻫﺎ ی SC ﺑﺎﻳ ﺪ ﻫﺰ ﻳﻨﻪ ﻋﺪم ﺗﻌﺎ ل د اﻧﺮژی را ﺑﭙﺮ ازﻧ د ﺪ ﻛﻪ ﻧ ﺎﺷﻲ ا ز ﻫ ﺰﻳﻨﻪ ﻋ ﺗﻌﺎ ﺪم ﻲ دﻟ اﻧﺮژی، اﻧﺮژی اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﻧﺸﺪه و ﺧﻄﺎ د ر ﺗﻠﻔﺎت ﭘﭙﺶ ﺑﻴﻨﻲ ﺷ ﺪ ه اﻧﺘﻘﺎل اﺳﺖ . ﻫﺰﻳﻨ ﻫﺮ ی ﻪSC ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ ﺗﻐﻴﻴﺮات ﺑﻴﻦ ﺑﺎ رﻫﺎ و ﺗﻘﺎﺿﺎﻫﺎ ی ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ رﻳـﺰی ﺷـ ﺪه و ﻲ ﻌ اﻗو در ﻗ ﻴﻤﺖ ﺳﺎﻋ ﺘﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 3 - 3 - 6 - 4 - ﻮﺗﺴ ﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ و ﻛﺎﻫﺸﻲ1 در ﺑﺎزارﻫﺎی روزاﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗ ﺴﻮﻳﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ در ﻫﺮ دو ﺑﺎزار روز اﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺑـﺮ اﺳـﺎ س ﻣﻘـﺪا ﺮﻓﻇ ر ﻴـﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻓﺘـﻪ ﺷـﺪ ﺗﻨ ه ﻈـﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ در ﻫﺮ ﻛﺪا م از آن ﺑﺎزار ﻣﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﻪ ﺻﻮ ر ت ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ )ASMP ( 2 ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ در ﺑﺎزار روزاﻧﻪ و ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻇﺮ ﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ا ﻓ ﺰاﻳﺸﻲ روزا ﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻧﻴﺰ یاﺑـﺮ ﻫـﺮ ﻣﻨﺒـﻊ ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴـﺐ ﺑـﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻇ ﺮﻓ ﻴﺖ ﭘ ﺬ ﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷ ﺪه در ﺑﺎزار روز اﻧﻪ و ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ ﻣﺨﺘﻠﻒ در ﻗﻴﻤﺖ ﻧ ﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣﺎ ت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻫﺮ در ﺳـ ﺎﻋﺖ و ﻓﻮاﺻﻞ زﻣﺎﻧﻲ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد3 ﻓ ﺮﻣﻮل ﺗﺴﻮ ﻳ ﻪ ﻣﻘﺪار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ر وز اﻧﻪ اﻓﺰاﻳﺸ ﻲ ﺗﻮﺳﻂ CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳ ﺮ اﺳﺖ : DA Regulation Up Settlement Amount = (-1) DA Regulation Up Bid Capacity DA Regulation Up Capacity ASMP ∗ ∗ ﻮﺮﻣﻓ ل ﺗﺴﻮ ﻘﻪ ﻣﻳ ﺪار ﻇﺮﻓﻴ ﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸ ﻲ زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﻮﺳﻂ CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : 1 Real-Time Regulation Up Settlement Amount = (-1)*sum of RT Awarded Regulation 4 Up Bid Capacity RT Regulation Up Capacity ASMP for Commitment Interval ∗ ﺗ ﺴﻮﻳﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﺎﻫﺸﻲ در ﻫﺮ دو ﺑﺎزار روز اﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘـﻲ ﻣﺸـﺎﺑﻪ ﻣﺮاﺣـﻞ ﺗﺴـﻮﻳﻪ ﺣﺴـﺎب ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺗﻨﻈـﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻓﺮﻣ ﻮل ﺗﺴﻮ ﻳ ﻪ ﻣﻘﺪار ﻇﺮ ﻓﻴ ﺖ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻛﺎ ﻫﺸﻲ در ﺑﺎزارﻫﺎی روز اﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﻮﺳﻂ CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : DA Regulation Down Settlement Amount = (-1) DA Regulation Down Bid Capacity DA Regulation Down Capacity ASMP ∗ ∗ 1 Real-Time Regulation Down Settlement Amount = (-1)*sum of RT Awarded Regulation 4 Up Bid Capacity RT Regulation Down Capacity ASMP for Commitment Interval ∗ 1- Regulation Up 2- Ancillary Service Marginal price 3- Settlements & Billing: BPM Configuration Guide: Day Ahead Regulation up Capacity Settlement, CC 6500, Version 1.6, Available: 7/01/2008 ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 151 3 - 3 - 6 - 5 - ﻮﺗﺴ ﻳﻪ ﺣﺴﺎب ذﺧﻴﺮه ﮔﺮدان و ﻏﻴﺮﮔﺮدان در ﺑﺎزارﻫﺎی روزاﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﻣﺮاﺣﻞ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻇﺮﻓﻴﺖ ذﺧﻴﺮه ﮔﺮدان و ﻏﻴﺮ ﮔﺮدان در ﺑﺎزارﻫﺎی روزاﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘـﻲ ﻫﻤﺎﻧﻨـﺪ ﺧـﺪﻣﺎت ﺗﻨﻈـﻴﻢ اﻓﺰاﻳﺸﻲ و ﻛﺎﻫﺸﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻮﺮﻣﻓ ل ﺗﺴﻮ ﻘﻪ ﻣﻳ ﺪار ﻇﺮﻓﻴ ﺖ ذﺧﻴﺮه ﮔﺮدان روزاﻧﻪ و زﻣﺎن ﺣﻘﻴﻘﻲ ﺗﻮﺳﻂ CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : DA Spin Settlement Amount=(-1) DA Awarded Spinning Reserve Bid Capacity DA Spin Capacity ASMP ∗ ∗ 1 Real-Time Spin Settlement Amount = (-1)*sum of RT Awarded Spin Bid Capacity 4 RT Spin Capacity ASMP for Commitment Interval ∗ ﻮﺮﻣﻓ ل ﺗﺴﻮ ﻘﻪ ﻣﻳ ﺪار ﻇﺮﻓﻴ ﺖ ذﺧﻴﺮه ﻏﻴ ﺮﮔﺮدان روزاﻧﻪ و ﻟ ﺤﻈﻪ ا ی ﺗﻮﺳﻂ CAISO ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : DA Non-Spin Settlement Amount=(-1) DA Non-Spinning Reserve Bid Capacity DA Non-Spin Capacity ASMP ∗ ∗ 1 Real-Time Non-Spin Settlement Amount = (-1)*sum of RT Awarded Non Spin 4 Bid Capacity*RTNon-Spin Capacity ASMP for Commitment Interval − 3 - 3 - 6 - 6 - ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮدراه اﻧﺪازی و ﻧﺤﻮه ی ﺗﺴﻮﻳﻪ ی آن در ﺑﺎزار ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار CAISO ﺑﺎﻳﺪ ﺳﺮوﻳﺲ راه د ﺧﻮ اﻧﺪازی ا ر ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺎ ﺑﺴﺘﻦ ﻗﺮارداد ﺑﺎ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻗﺎﺑ ﻞ ﻗﺒﻮل اﻳﻦ ﺧـﺪﻣﺖ را ﻓﺮا ﻫﻢ ﻛﻨﺪ ﻣﻲ ﻫﺰ . ﻳﻨﻪ ﺑﺎزﻳﺎﺑﻲ ﺷﺒﻜﻪ ﭘﺲ از ﺧﺎﻣﻮﺷﻲ ﺳﺮاﺳﺮی راه ) اﻧﺪازی ﺧﺎﻣﻮش رﻮﺻﺑﻪ ( ت ﻣﺎ ﻫ ﺎﻧﻪ ﻣ ﺤ ﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد1 ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺗﻮﺳﻂ ﻫﺮ ﻛﺎرﺑﺮ ﺑﺮای دوره t ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد ijt i,j t jt jm BSEn BSTRate QChargeBlackstart = ∑ ∑ ijt BSEn : ﻣﻘﺪار ﭘﺮداﺧﺘﻲISO ﺑﻪSCj ام ﺑﺮای ﺣﻖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ واﺣﺪﻫﺎیRMR ،) ﻳﺎ ﺑﻪ ژﻧﺮاﺗﻮر ﺧـﻮد راه اﻧـﺪاز j ( ام ﺑـﺮای واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی i ام ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی در دوره t. jt QChargeBlackstart : ﻣﻘﺪار ﺗﻮان ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑﺮای SCj ام ﺑﺮای دورهt ﻛﻪ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﻣﻘﺪار ﺑـﺎر اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷﺪه ) ﺑﻪ اﺳﺘﺜﻨﺎی ﺻﺎدرات ﺑﻪ ﻧﻮاﺣﻲ ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻫﻤﺴﺎﻳﻪ و ﺑﺎر اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷﺪه ﺑـﺮای ﺑﺮﺧـﻲ ﻗﺮاردادﻫـﺎی داﺧـﻞ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ در ﺑﺎزار CAISO ﻣﺎﻧﻨﺪMSS ( ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮﺳﻂ ﻫﺮ ﻛﺎرﺑﺮ ﺑﻪSCj ام ﺑﺮای ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی در دوره t ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد jt t jt BSCharge BSRate QChargeBlackstart = ∗ 1- Settlements & Billing: BPM Configuration Guide: Black Start Capability Settlement, CC 3101, Version 1.5, Available: 11/2/2007 152 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 3 - 3 - 6 - 7 - ﻪ ﻳﺴﻮﺗ ﺳﺮوﻳﺲ ﻛﻨﺘﺮل ﺎژﺘ وﻟ در ﺑﺎزار ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ اﺳﺎس ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ در ﺑﺎزار ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺛﺒـﺖ ﻗﺮاردادﻫـﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣـﺪت ﺑـﻴﻦ CAISO و واﺣـﺪﻫﺎیRMR1 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻮﻇﻒ ﻫﺴﺘﻨﺪ در ﺿﺮﻳﺐ ﺗﻮان Lag Lead 0.9 pf 0.95 ≤ ≤ ﺗﻮان راﻛ ﺘﻴﻮ ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . در ﺧﺎرج از اﻳﻦ ﻣﺤﺪوده، ﺑﺮای ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺎﻫ آن ﭘﺮداﺧﺘﻲ ) ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻠﻔﺎت، ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ و ...( ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻧﺮخ ﺗﻮاﻓﻘﻲ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﺮای ﻣﻨﻄﻘﻪ x ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد xijt i,j xt xjt j VSST VSSTRate QChargeVS = ∑ ∑ xijt VSST : ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﻪSCj ام ﺑﺮای واﺣﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻣﻨﻄﻘﻪx ﺑﺮای دوره ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪتt xjt QChargeVS : ﻣﻘﺪار ﺗﻮان اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﺮایSCj ام ﺑﺮای دورهt و در ﻣﻨﻄﻘﻪx ﻛﻪ ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﻣﻘﺪار ﺗﻮان اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺷ ﺪه در ﻣﻨﻄﻘ ﻪ ی x ) ﺷﺎﻣﻞ ﺻﺎدرات ﺑﻪ ﻧﻮاﺣﻲ ﻛﻨﺘﺮﻟﻲ ﻫﻤﺴﺎﻳﻪ و ﺑﻪ اﺳﺘﺜﻨﺎی ﺑﺎر اﻧﺪازه ﮔﻴـﺮی ﺷـﺪه ﺑﺮای ﺑﺮﺧﻲ ﻗﺮاردادﻫﺎی داﺧﻞ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ در ﺑﺎزار CAISO ﻣﺎﻧﻨﺪMSS ( ﻧﺮخ ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛـﺎرﺑﺮ در دورهt و ﻣﻨﻄﻘـﻪx ﺑـﻪ ﺻـﻮرت زﻳـﺮ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد xijm i,j xm xjt jm VSLT VSLTRate QChargeVS = ∑ ∑ xijm VSLT : ﻣﻘﺪار ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪSCj ام ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت ﺑﺮای ﺣﻖ ﻣﺎﻟﻜﻴﺖ واﺣﺪﻫﺎی ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﻻزم اﻻﺟﺮا2 (RMR) در ﻣﻨﻄﻘﻪx ﺑﺮی ﻣﺎهm . ام ﻣﻘﺪار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂ SCj ام ﺑﺮای ﻗﺮارداد ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻛﻨﺘـﺮل وﻟﺘـﺎژ در دوره t ﺑـﻪ ﺻـﻮرت زﻳـﺮ ﻣﺤﺎﺳـﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد jt t jt VSSTCharge VSSTRate QChargeVS = ∗ jt VSSTCharge : ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﻣﻘﺪار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂSCj ام ﺑﺮای ﻗﺮارداد ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در دورهt t VSSTRate :ﻧﺮخ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﺎرﺑﺮ در دوره t ﻣﻘﺪار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂSCj ام ﺑﺮای ﻗﺮارداد ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ در دورهt ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد m m jt m VSLTCharge VSLTRate QChargeVS = ∗∑ 1- Reliability Must Run Units 2- Reliability Must Run Units ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 153 m VSLTCharge : ﺑﺮاﺑﺮ اﺳﺖ ﺑﺎ ﻣﻘﺪار ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻗﺎﺑﻞ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂSCj ام ﺑﺮای ﻗﺮارداد ﺑﻠﻨﺪﻣﺪت ﻛﻨﺘـﺮل وﻟﺘـﺎژ ﺑـﺮای ﻣﺎه m ام m VSLTRate : ﻣﻘﺪار ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺑﺮای ﻗﺮارداد ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ ﺗﻮﺳﻂISO ﺑﻪ ﻫﺮ ﻛﺪام ازSC ﻫﺎ ﺑﺮای ﻣﺎه m ام ﺑﻪ ﻃﻮر ﻛﻠﻲ، ﻗﻮاﻧﻴﻦ زﻳﺮ در ﻣﻮرد ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب ﺗﻤﺎم ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﻏﻴﺮ از ﺧﺪﻣﺎت ﺣﻔﻆ وﻟﺘﺎژ و ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑـﻪ ﺻﻮر ت زﻳﺮ اﺳﺖ : ﺗﺴﻮﻳ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺮ اﺑ ﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻇﺮﻓﻴﺖ ه دﺪﺷﺘﻪ ﻓﺬﻳﺮﭘ ﻫﺎ راز ر ﺑﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺴﻮ ﻳ ﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﻪ ﺻﻮ ر ت ﺳﺎﻋﺘﻲ و ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻣﻨﺎﺑ ﻊ اﻧ ﻣﻲ مﺠﺎ .ﺷﻮد ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻧ ﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣ ﺎ ت ﺟﺎﻧﺒﻲ )ASMP ( ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻘﺪار ﻇﺮﻓﻴﺖ ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﻗﻴﻤـﺖ ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺧـﺪﻣﺎت ﺟـﺎﻧﺒﻲ در ﻫـﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ذﻛﺮ ﺷﺪ، ی ﻪﻳﻨﺰﻫ ﺣﻔﻆ وﻟﺘﺎ ژ و ﺧﻮ راه د اﻧﺪازی ﺑﻪ ﺻﻮر ت ﻣﺎﻫﺎﻧﻪ و ﺑﺮ اﺳﺎ س ﻗﺮارداد دﭘﺮ هﺷﺪ ﺪﻘﻌﻣﻨ اﺧﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد 3 - 3 - 7 - ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺧﺪﻣﺎت ذﺧﻴﺮه در ﺗﺮﻛﻴ ﻪ ﺑﻪ ﭼﻬﺎر دﺳﺘﻪ ی ﻛﻠﻲ ﺑﻪ ﺷﺮح زﻳﺮ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ :ﺷﻮد − رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ − رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ − رزرو ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ − رزرو ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ 3 - 3 - 7 - 1 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻣﺘﺼﻞ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻧﺼـ ﺐ ﺷـﺪه ی ﺑـﻴﺶ از 50 ﻣﮕﺎوات اﻟﺰاﻣﻲ اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺣﺪود 5 درﺻﺪ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻣﻮﺟﻮد در ﻛﺸـﻮر ﺗﺮﻛﻴـﻪ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . اﻟﺒﺘـﻪ اﻳـﻦ در ﺣـﺎﻟﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮ ﻣﺜﻞ ﺑﺎدی و ﺧﻮرﺷﻴﺪی در اﻳﻦ رزرو ﻟﺤﺎظ ﻧﺸﺪه . اﻧﺪ دروپ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی اﻳﻦ ﺷﺒﻜﻪ ﺣﺪودا 4 درﺻﺪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﻣﻴﻨﻴﻤﻢ و ﻣﺎﻛﺰﻳﻤﻢ ﺗ ﻮان ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در ﺑﺎزار ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﻣﻲ :ﺷﻮد Maximum Primary Frequency Control Reserve Capacity (ΔP) = Max(QP) Min. Primary Frequency Control Reserve Capacity = %2,0 * Installed Capacity (Pnom.) ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻮﺛﺮ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ی ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اوﻟﻴﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﻣﻴﺰان ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی در واﺣﺪﻫﺎ − ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻗﺎﺑﻞ دﺳﺘﺮﺳﻲ 154 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﻣﻴﻨﻴﻤﻢ ﻣﻴﺰان ﻗﺎﺑﻞ ﺗﻮﻟﻴﺪ − دروپ ﮔﺎورﻧﺮ − ﺑﺎﻧﺪ ﺗﺎﺧﻴﺮ − ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻛﻨﺘﺮل1 3 - 3 - 7 - 2 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧ ﺲ ﺑﻪ ﺧﺪﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻛﻨﺘﺮل ﺧﻮدﻛﺎر ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ در ﻣﺪت زﻣﺎن 1 ﺗﺎ3 دﻗﻴﻘﻪ ﺑﻪ ﻫﻨﮕﺎم ﻋـﺪم ﺗﻮاﻧـﺎﻳﻲ ﻛﻨﺘـﺮل ﻛﻨﻨﺪه ی اوﻟﻴﻪ وارد ﻣﺪار ﻣﻲ ﺷﻮد ، ﮔﻔﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﺮای اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳـﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ اﭘﺮاﺗـﻮر ﺗﺮﻛﻴـﻪ )TEIAS ( ﺣﺪود100 ﻣﮕﺎوات را ﻟﺤﺎظ ﻛﺮده اﺳﺖ . ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻳﻚ ﺳﺮوﻳﺲ ﺗﺠﺎری در ﻧ ﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد و اراﺋـﻪ آن اﻟﺰاﻣـﻲ ﻧﻴﺴـﺖ . ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎی ﻓﺮاﻫﻢ آورﻧﺪه ﺧﺪﻣﺎت ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳـﻪ ﻓﺮﻛـﺎﻧﺲ از AGC و ﻗﻄـﻊ ﺑـﺎر ﺑـﺮای اﻳـﻦ ﻣﻨﻈـﻮر اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ . اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ دارای ﺳﺮﻋﺖ ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ 30 ﺛﺎﻧﻴﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ و ﺣﺪاﻗﻞ ﺑـﺮای ﻣـﺪت30 دﻗﻴﻘـﻪ ﻣﻘـﺪار ﻣﻮرد درﺧﻮاﺳﺖ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار را ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻣﻘﺪار ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳـﺎﻻﻧﻪ ﺗﻮﺳـﻂ ﺑﻬـﺮه ﺑـﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد و ﺑﻪ اﻃﻼع ﺑﺎزﻳﮕﺮان ﻣﻲ رﺳﺪ . ﺑﺎﺑﺖ ﺳﺮوﻳﺲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ در TEIAS ، ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻫﺰﻳ ی ﻨـﻪ ﻓﺮﺻـﺖ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫـﺎ ﺑـﻪ واﺣـﺪﻫﺎ ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰ ی ﻨﻪﻳ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻪ ، ﺗﻌﺪاد ﺳﺎﻋﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻮان ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد آﻣﺎده ﺑﻮده اﺳـﺖ ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻣﺎﻛﺰﻳﻤﻢ و ﻣﻴﻨﻴﻤﻢ رزرو ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺑﺮای ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﺑﻪ ﺻﻮرت زﻳﺮ اﺳﺖ : min Minimum Secondary Frequency Control Reserve Capacity (RS ): min nom. RS %5 Installed Capacity (P ) = × max Maximum Secondary Frequency Control Reserve Capacity (RS ): [ ] max RS (Available Capacity) (Minimum Steady Generation Level) = − ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻮﺛﺮ در ﻛﻨﺘﺮل ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺛﺎﻧﻮﻳ ﻪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﻮارد زﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : − ﻧﺮخ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﻓﺰاﻳﺸﻲ − ﻧﺮخ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻛﺎﻫﺸﻲ − زﻣﺎن ﭘﺎﺳﺦ دﻫﻲ − زﻣﺎن ﺗﺎﺧﻴﺮ 1- R. Z. Yarbay, A.Ş. Güler, and E. Yaman, (2011), "Renewable Energy Sources and Policies in Turkey" 6th International Advanced Technologies Symposium (IATS’11), Elazığ, Turkey ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 155 − ﺛﺎﺑﺖ زﻣﺎﻧﻲ ﺗﻮرﺑﻴﻦ1 3 - 3 - 7 - 3 - ﻣﺸﺨﺼﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ در ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت در ﻣﺪت ز ﻣﺎن 15 ﺗﺎ20 دﻗﻴﻘﻪ از ﻃﺮﻳﻖ وارد ﻣﺪار ﻛﺮدن واﺣـﺪﻫﺎﻳﻲ ﻛـﻪ ﻗـﺒﻼ ﺧـﺎﻣﻮش ﺑـﻮده اﻧـﺪ ، اﻧﺠـﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﭘﺮداﺧﺘﻲ در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳ ی ﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻪ ﻋﻼوه ﻫﺰﻳ ی ﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد .2 3 - 3 - 7 - 4 - ﺑﺎزار ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ اراﺋﻪ اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ واﺣﺪﻫﺎی ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺑﺎ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺑﻴﺶ از 30 ﻣﮕﺎوات ﺿﺮوری اﺳﺖ . در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ، وﻟﺘﺎژ ﺑـﺮای ﺷﺒﻜﻪ ﻫﺎی 380 ، 154 و66 ﻛﻴﻠﻮوﻟﺖ ﺑﺎﻳﺪ در5 درﺻﺪ وﻟﺘﺎژ ﻧﺎﻣﻲ ﺗﻐﻴﻴﺮات آن ﺛﺎﺑﺖ ﻧﮕﻪ داﺷـﺘﻪ ﺷـﻮد و ﻣﺤـﺪوده اﺟﺒـﺎری ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﻧﻴﺰ ﺑﻴﻦ 85 /0 ﭘﺲ ﻓﺎز و 95 /0 ﭘﻴﺶ ﻓﺎز اﺳﺖ . اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻼﻓﺎﺻﻠﻪ و ﺑﺪون ﺗﺎﺧﻴﺮ زﻣﺎﻧﻲ اراﺋﻪ ﺷـﻮﻧﺪ و زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﺮای اﺳﺘﻤﺮار ﺳﺮوﻳ ﺲ دﻫﻲ ﺎﻫ آن ﻣﺸﺨﺺ ﻧﺸﺪه اﺳﺖ . ﺷﻜﻞ )3 - 7 (ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴـﻮ از ﻃﺮﻳـﻖ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺧﺮوﺟﻲ ژﻧﺮاﺗﻮر را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﭘﺎراﻣﺘﺮﻫﺎی ﻣﻮﺛﺮ در ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ی ﻣﻴﺰان ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺑﺮای ﻫﺮ واﺣﺪ ﺑﻪ ﺷﺮح ﻣﻮارد زﻳﺮ اﺳﺖ : − ﺗﻮ ان ﻣﺎﻛﺰﻳﻤﻢ ﺗﻮﻟﻴﺪی − وﻟﺘﺎژ ﭘﺎﻳﺎﻧﻪ ژﻧﺮاﺗﻮر − ﺿﺮﻳﺐ ﻗﺪرت ﻧﺎﻣﻲ − ﻧﻮع ﺧﻨﻚ ﺳﺎزی ژﻧﺮاﺗﻮر − ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻗﺴﻤﺖ ﻓﻮق ﺗﺤﺮﻳﻚ − ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ ﺗﻮﻟﻴﺪی در ﻗﺴﻤﺖ زﻳﺮ ﺗﺤﺮﻳﻚ 1- "Secondary Frequency Control Service Agreement", Developed byTürkiye Elektrik Iletim A.Ş. (TEIAS), available at 2- "Report on Automatic Generation Control in Turkish Electricity System", Developed byTürkiye Elektrik Iletim A.Ş. (TEIAS), available at 156 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺷﻜﻞ3 - 7 - ﻧﺤﻮه ی ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ از ﻃﺮﻳﻖ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻣﻨﺤﻨﻲ ﺧﺮوﺟﻲ ژﻧﺮاﺗﻮر 3 - 3 - 8 - ﺧﻼﺻﻪ و ﺟﻤﻊ ﺑﻨﺪی ﺟﺪاول زﻳﺮ ﺧﻼﺻ ﻣﻄ ی ﻪ ﺎﻟﺐ ذﻛﺮ ﺷﺪ در اﻳﻦ ﻓﺼﻞ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . ﺟﺪول 3 - 15 - ﻛﻨﺘﺮل اوﻟﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار ﻣﺸﺎرﻛﺖ واﺣﺪﻫﺎی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از 50 ﻣﮕﺎوات اﺟﺒﺎری اﺳﺖ ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﻳﺎ اﺟﺒﺎری ﻧﺮوژ)اﺟﺒﺎری ( ﺳﻮﺋﺪ ) ﺑﺮﮔﺰاری ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ( اﺟﺒﺎری اﺟﺒﺎری ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ اﺟﺒﺎری دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ ﺳﻪ ﻣﺎه ﻫﺮ ﻣﺎه ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻣﻮرد ﻧﻈﺮ ﻣﺘﻔﺎوت اﺳﺖ - - ﻫﺮ ﻣﺎه - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ +ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ در زﻣﺎن ﻫﺎی ﻓﻌﻞ ﺷﺪن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﮔﺎورﻧﺮ واﺣﺪﻫﺎ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ )h/€ +( ﻓﺮاواﻧﻲ ﺑﻜﺎرﮔﻴﺮی + در دﺳﺘﺮس ﭘ ﺬﻳﺮی +ﺑﻜﺎرﮔﻴﺮی ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + اﺳﺘﻔﺎده - ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ )Uniform pricing+ Participation rate ( ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی )PBP ( ﻧﺮوژ) Official Price ( ﺳﻮﺋﺪ )BPB ( ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺪون ﭘﺮداﺧﺖ دو ﻃﺮﻓﻪ - ﺗﻨﺎوب ارﺳﺎل ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدات - ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ 45 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ 2 ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ ﺳﺎﻋﺖ 18:00 روز ﻗﺒﻞ ﻳﻚ روز ﻗﺒﻞ - ﻓﺼﻞ ﺳﻮم- اﻧﻮاع ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ روش و ﻫﺎی ﭘﺮداﺧﺖ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 157 ﺟﺪول3 - 16 - ﻛﻨﺘﺮل ﺛﺎﻧﻮﻳﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری - - ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓ ﻪ و ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ - دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ 3 ﻣﺎه- - ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﻣﺎه - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ + ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ - - ﻗﻴﻤﺖ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﺟﺎﻧﺒﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ آﻣﺎدﮔﻲ + ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻓﺮﺻﺖ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﺖﻗﻴﻤ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ )Uniform pricing+ Participation rate ( - - ﻟﺤﻈﻪ ای )CCP ( ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی - ﺗﻨﺎوب ﺑﺮرﺳﻲ ﻣﻴﺰان اﺣﺘﻴﺎﺟﺎت ﺳﺎﻋﺖ 10 ﺻﺒﺢ روز ﻗﺒﻞ ﻳﻚ ﺳﺎﻋﺖ ﻗﺒﻞ45 دﻗﻴﻘﻪ ﻗﺒﻞ ﻳﻚ ﺑﺎر در روز دو ﺑﺎر در روز ﻫﺮ 5 دﻗﻴﻘﻪ - ﺟﺪول3 - 17 - ﻛ ﻨﺘﺮل ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ) ﺳﻮﺋﺪ ( ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺧﺪﻣﺖ اﺟﺒﺎری BM- startupذﺧﻴﺮه ﺳﺮﻳﻊ ذﺧﻴﺮه ﻛﻮﺗﺎه ﻣﺪت ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮون ذﺧﻴﺮه ﺳﻨﻜﺮون 10 دﻗﻴﻘﻪ ﺳﻨﻜﺮون 10 دﻗﻴﻘﻪ ﻏﻴﺮﺳﻨﻜﺮون 30 دﻗﻴﻘﻪ ذﺧﻴﺮه ﺛﺎﻟﺜﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ای ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﻗﺮارداد دوﻃﺮﻓﻪ و ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺛﺎﺑﺖ + ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻣﺘﻐﻴﺮ آﻣﺎدﮔﻲ ﺛﺎﺑﺖ+ﻓﺮﻛﺎﻧﺲ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده + آﻣﺎدﮔﻲ + اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎد ﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده اﺳﺘﻔﺎده ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ردﻳﻒ اول : اﺳﺘﻔﺎده ردﻳﻒ دوم : آﻣﺎدﮔﻲ + ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ + ﻫﺰﻳﻨﻪ اﻧﺮژی ﻣﺼﺮﻓﻲ در ﺣﺎﻟﺖ ﻛﻨﺪاﻧﺴﻮری آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ اﺳﺘﻔﺎده آﻣﺎدﮔﻲ+ ﻓﺮﺻﺖ ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری ﻳﻜﻨﻮاﺧﺖ+ ﻧﺮخ ﻣﺸﺎرﻛﺖ )Uniform pricing+ Participatio n rate ( BPB BPB ﻳﺎ CCP BPB MCP CCP ردﻳﻒ اول : CCP ردﻳﻒ دوم : CCP ﻳﺎBPB CCP CCP CCP ﺗﻨﺎوب ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ 3 ﻣﺎه - ﻫﺮ ﻣﺎه ﺳﻪ ﺑﺎر در ﺳﺎل ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ ﺳﺎﻋﺖ ﻫﺮ 30 دﻗﻴﻘﻪ ﻫﺮ 30 دﻗﻴﻘﻪ ﻫﺮ 30 دﻗﻴﻘﻪ - 158 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول3 - 18 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺗﻮان راﻛﺘﻴﻮ و ﻛﻨﺘﺮل وﻟﺘﺎژ ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻳﺮان اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ) ﺳﻮﺋﺪ ( ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻧﻮع ﺑﺎزار در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ اﺟﺒﺎری ﻳﺎ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ اﺟﺒﺎری - اﺟﺒﺎری در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ در داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ اﺟﺒﺎری اﺳﺖ دوره ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺑﺎزار ﻫﺮ ﺳﺎل ﻫﺮ ﺷﺶ ﻣﺎه - - ﻫﺮ ﺳﺎل - - ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻣﺒﺎﻟﻎ درﻳﺎﻓﺘﻲ ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی +ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ ) داﺧﻞ ﺑﺎﻧﺪ راﻛﺘﻴﻮ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺻﻮرت ﻧ ﻤﻲ ﮔﻴﺮد ( ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ /ﻣﺎه )€ +(در دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی ) /Mvar/h € ( - - ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ /ﻣﺎه )€ +( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﻠﺐ ﻓﺮﺻﺖ ﺑﻬﺎی اﻧﺮژی + ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻓﺮﺻﺖ از دﺳﺖ رﻓﺘﻪ - ﻧﻮع ﻗﻴﻤﺖ ﮔﺬاری PBP PBP - - RP - - ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ - 999/99/Mvar/h € در دﺳﺘﺮس ﭘﺬﻳﺮی : 999/99/Mvar/h € ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﻴﺮی : 999/99/Mvar/h € )ﺳﻘﻒ ﻗﻴﻤﺖ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎدی ( ﺧﻴﺮ - ﺧﻴﺮ - - ﺟﺪول3 - 19 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺟﻨﺒﻪ ﻫﺎ ی اﻗﺘﺼﺎدی اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﻧﻮردﭘﻮل ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ PJM اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﺪه ﻧﺎﺷﻲ از اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت ﻇﺮﻓﻴﺖ آﻣﺎدﮔﻲ، ﻬﺮهﺑ ﺑﺮداری ) اﻧﺮژی ( ،ﺗﻌﻤﻴﺮ و ﻧﮕﻬﺪاری وﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻣﻜﺎن ﺳﻨﺠﻲ - ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﻴﺎت و ﻧﮕﻬﺪاری، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﻋﻤﻠﻴﺎﺗﻲ و ﻧﮕﻬﺪاری ﺳﺎزوﻛﺎر اراﺋﻪ ﺧﺪﻣﺎت ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻫﻤﻪ ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اراﺋﻪ راﻳﮕﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻗﺮاردادﻫﺎی دوﺟﺎﻧﺒﻪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﻧﺤﻮه ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﺑﻪ اراﺋﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺧﺪﻣﺎت ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺎداش دﻫﻲ ﻧﻤﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎد ﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺎﺑﺖ ﺗﺠﻬﻴﺰات، آﻣﺎدﮔﻲ و ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﻧﺤﻮه ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از ﻃﺮﻳﻖ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﺑﺎر ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻧﻤﻲ ﭘﺮدازﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻘﺎﺿﺎ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﭘﺎﻳﺶ ﺧﺪﻣﺎت ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻴﻦ 90 ﺗﺎ95 درﺻﺪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺧﻮد ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ و ﻓﺮﻛ ﺎﻧﺲ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ از 47 ﻫﺮﺗﺰ ﻧﮕﻪ داﺷﺘﻪ ﺷﻮد ﺗﻤﺎم ژ ﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ دارای ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺧﻮد راه اﻧﺪازی ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺗﻤﺎم ژﻧﺮاﺗﻮرﻫﺎ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﺮای ﻣﺪت زﻣﺎن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ اﺳﺘﻤﺮار ﺧﺪﻣﺎت رﺳﺎﻧﻲ ﺑﭙﺮدازﻧﺪ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﻧﺤﻮه ﻣﺸﺎرﻛﺖ در اﻳﻦ ﺧﺪﻣﺎت اﺧﺘﻴﺎری اﺟﺒﺎری اﺧﺘﻴﺎری ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ دﻳﻤﺎﻧﺪ 4 ﻓﺼﻞ4 ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 161 ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم- ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 4 - 1 - ﻛﻠﻴﺎت ﻳﻜﻲ از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ اﻗﺪاﻣﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای رﻗ ﺎﺑﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻮدن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺎ ﺑﺮق ﻏﻴﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺳﻄﺢ دﻧﻴﺎ اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑـﺮای دروﻧـﻲ ﻛـﺮدن اﺛـﺮات ﺧـﺎرﺟﻲ ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻫـﺪف اﺻـﻠﻲ از ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ، رﻗﺎﺑﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻮدن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺎ ﺑﺮق ﻏﻴﺮﺗ ﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ و در ﻧﺘﻴﺠﻪ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻣﻨﺎﻓﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ﺑﺮاﺳﺎس ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻫﺮ ﻛﺸﻮر و ﺑﻪ ﻣﻨﻈـﻮر اﺟﺮاﻳـﻲ ﻧﻤـﻮدن ﻣﺼـﻮﺑﺎت آن در راﺳـﺘﺎی ﮔﺴﺘﺮش اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ، ﺷﺎﻣﻞ اﻧﻮاع ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑـﺎدی، ﺧﻮرﺷـﻴﺪی، زﻣـﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، آﺑﻲ ﺑﺮق ، زﻳﺴﺖ ﺗﻮده ) ﺑﻴﻮﻣﺎس ( و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از اﻣﻮاج درﻳﺎ ﺑﺎ داﻣﻨﻪ ای از ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ) ﺑـﺮ ﺣﺴـﺐ ﺿﻮاﺑﻂ ﻛﺸﻮر ﻣﺮﺑﻮط ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . در ﺗﻤﺎم اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ، ﺑﻪ ﻣﻨﻈﻮر اﻳﺠﺎد ﻳﻚ ﺳﺎﺧﺘﺎر ﻧﻬﺎدی ﻣﻨﺎﺳﺐ، در ﻳﻚ ﺳﻮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ﻳﻲﻫﺎ ﻣﺴﻮوﻟ ﻴﺖ ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ را ﺑﻪ ﻋﻬﺪه دارﻧﺪ ﻛﻪ از ﺳﻮی دوﻟﺖ ﻳﺎ ﺣﻜﻮﻣﺖ ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻳﺎ اﻳﺎﻟﺘﻲ، ﻣﺘﻌﻬﺪ اﻧﺠﺎم اﻳﻦ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻫﺎ ﺑـﻮده و از ﺳـﻮی دﻳﮕـﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻗﺮار دارﻧﺪ ﻛﻪ ذﻳﻨﻔﻌﺎن اﺟﺮای اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ . 4 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺳﺎ زوﻛﺎر ﻫﺎی ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ ﺟﻬﺖ ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳﻄﺢ دﻧﻴﺎ وﺟﻮد دارد . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ اﺳـﺘﺮاﺗﮋی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ و ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺟﻬﺖ اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ ﺑـﻪ ﻛـﺎر ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﺪف اﺻﻠﻲ ﻫﻤﻪ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ، ﺟﺒﺮان ﺑﺨﺸﻲ از ﻧﻘﺎط ﺿﻌﻒ اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺮای رﻗﺎﺑﺖ ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق در ﺑﺎزارﻫﺎ ﻳﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻮﺟﻬﻲ ﺑﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻧﺪارﻧﺪ . در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ زﻳﺎدی ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر وﺟﻮد دارد . اﺻﻠﻲ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃـﻮر ﮔﺴـﺘﺮده در ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺟﻬﺎن ﺑﻪ ﻛﺎرﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ ﻋﺒﺎرﺗﻨﺪ از : ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری 1 ، اﻋﺘﺒـﺎرات ﻣﺎﻟﻴـﺎﺗﻲ2 ، ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ 3 ، ،ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻌﻬـﺪ ﺷـﺪه، ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼـﺎت 4 و ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎی ﺳـﺒﺰ ﻗﺎﺑـﻞ ﺗﺠـﺎرت )TGC ( 5، ﻣﺎﻟﻴـﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ6 و ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﻫﺎی ﮔﺎز ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای 7 . 1- Investment subsidies 2- Tax credits 3- Feed In tariff 4- Tendering system 5- Tradable green certificate 6- Environmental taxes 7- Greenhouse emission trading 162 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 4 - 2 - 1 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮ ﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ای ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﮔﺮﻓﺘﻪ و از اﻳﻦ رو ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺸﻮﻗﻲ ﺑﺮای ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻪ ﺷﻤﺎر رود ﻣﻲ . از ﻣﺘﺪاول ﺗﺮﻳﻦ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫـﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺗﻮان ﻣﻲ ﺑﻪ اﻋﻄﺎی اﻣﺘﻴﺎز ﺑﺮ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ( و ﻳﺎ اﻋﻄـﺎی ﻳﺎراﻧـﻪ ﻣﻌـﺎدل درﺻـﺪی از ﻛـﻞ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺷﺎره ﻧﻤﻮد . از آﻧﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻳﻜﻲ از ﺳﺎده ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ، ﺗﻤﺎﻳﻞ ﺑﺴﻴﺎری ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از ﺎﻫ آن وﺟﻮد دارد، ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﺑﺮا ی ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﺗﺨﻠﻔﺎت ) اﻧﻌﻜﺎس ﻏﻴـﺮ واﻗﻌـﻲ ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﻫـﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗﻮﺳﻂ ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ( ﻛﻨﺘﺮل داﺋﻤﻲ ﺗﻮﺳـﻂ ﻳـﻚ ﻧﻬـﺎد ﻧـﺎﻇﺮ ﺿـﺮورت دارد . ﻋـﺪم ﻛﻨﺘـﺮل ﺳـﺒﺐ ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎﻳﻲ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ از ﻛﺎراﻳﻲ یﺗﺮ ﻛﻢ1 ﺑﺮﺧﻮردار ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺣﻀﻮر ﻧﻬـﺎد ﻛﻨﺘ ﺮل ﻛﻨﻨﺪه، ﺗﺮﻛﻴﺐ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﺎ ﺳﺎﻳﺮ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻣﺜﺒﺘـﻲ را اﻳﺠـﺎد ﻧﻤـﻮده و ﺿـﻤﻦ ﮔﺴـﺘﺮش اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ، ﻣﺎﻧﻊ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺑﺪون ﻛﺎراﻳﻲ ﮔﺮدد . اﻋﻄﺎی ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻏﺎﻟﺒﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﺳﻄﺢ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻳﺎﻓﺘﮕﻲ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی و ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی آن ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ؛ ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺜﺎل در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از اﻧﺮژی ﺑﺎدی دردرﻳﺎ2 ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺎﻻﺗﺮی دارد، ﺑـﺎﻻﺗﺮ از اﻧـﺮژی ﺑـﺎدی در ﺳﺎﺣﻞ3 ﺑﻮده و از اﻳﻦ رو ﺑﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق از اﻧﺮژی ﺑﺎدی در درﻳﺎ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از اﻣﺘﻴﺎزات در ﻏﺎﻟﺐ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬا ری اﻋﻄﺎ ﻣﻲ ﮔﺮدد .4 4 - 2 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻳﻜﻲ از اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻣﻌﺎدل ﻛﺎﻫﺶ ﺑﺪﻫﻲ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻣﺎﻟﻴﺎت دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﻧﻜﺘـﻪ ﺿـﺮوری اﺳـﺖ ﻛـﻪ اﻋﺘﺒـﺎرات ﻣﺎﻟﻴـﺎﺗﻲ ﻣﻔﻬـﻮم ﻣﺘﻔـﺎوﺗ ﻲ از ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ5 دارﻧﺪ . ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ درآﻣﺪ ﻣﺸﻤﻮل ﻣﺎﻟﻴﺎت6 را ﻛﺎﻫﺶ داده در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ اﻋﺘﺒﺎر ﻣﺎﻟﻴـﺎﺗﻲ ﻣﻘـﺪار ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻛﻪ ﺑﺎﻳﺪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺷﻮد را ﻛﺎﻫﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ .7 در اﻳﻦ ﺷﻴﻮه از ﺣﻤﺎﻳﺖ، ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺳﻮد ده و ﻳﺎ اﻓﺮاد ﺑﺎ درآﻣﺪ ﻫﺎی ﺑﺎﻻ در ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺗ ﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، ﻣﺸﻤﻮل اﻋﺘﺒﺎر ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﮔﺮدﻳﺪه و از اﻳﻦ رو ﺑﺪﻫﻲ ﻫﺎی ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﺎﻫ آن ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ .8 ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ ﻛـﺎراﻳﻲ 1 - ،در ﻋﻠﻢ اﻗﺘﺼﺎد ﻛﺎراﻳﻲ اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﻪ ﻣﻌﻨﻲ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻛﺮدن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﺎﻻﻫﺎ و ﺧﺪﻣﺎت ﺑﺎ ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . در ﺷﺮاﻳﻂ رﺧﺪاد ﻛـﺎراﻳﻲ اﻗﺘﺼـﺎدی ﻧﻤﻲ ﺗﻮان ﻣﻴﺰان ﻣﺤﺼﻮل را ﺑﺪون اﻓﺰودن ﻧﻬﺎده ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻓﺰاﻳﺶ داد و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻋﺒﺎرت دﻳﮕﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎ ﻛﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ واﺣﺪ اﻧﺠﺎم ﮔﺮﻓﺘﻪ اﺳﺖ . 2- Offshore wind plant 3- Onshore wind plant 4- Wohlgemuth, N.; (2000),"Financial support of renewable energy systems: investment vs. operating cost subsidies", Proceedings of the Norwegian Association for Energy Economics (NAEE) Conference. 5- Tax reduction 6- Taxable income 7- 8- Wohlgemuth, N.; (2000),"Financial support of renewable energy systems: investment vs. operating cost subsidies", Proceedings of the Norwegian Association for Energy Economics (NAEE) Conference. ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 163 ،اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻻزم اﺳﺖ ﻣﺎﻧﻨﺪ آﻧﭽﻪ در ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻴﺎن ﮔﺮدﻳﺪ، ﻳـﻚ ﻧﻬـﺎد ﻧـﺎﻇﺮ ﺑـﺮ ﺻـﺤﺖ ﺳـﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔـﺬاری ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪ ﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮﻧﻈﺎرت ﻧﻤﺎﻳﺪ . 4 - 2 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ، ﺑﺮای ﺳﺮﻋﺖ ﺑﺨﺸﻴﺪن ﺑﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در اﻧﻮاع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻃﺮاﺣـﻲ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪﻣﺪﺗﻲ )15 - 25 ﺳﺎل ( ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻨﻌﻘﺪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﻫﺪف ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﭘﻴﺸـﻨﻬﺎد ﻳـﻚ ﺟﺒـﺮان ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﺗﺎ ﺑﺘﻮاﻧﻨﺪ در ﻗﺎﻟﺐ ﻗﺮارداد ﻫﺎی ﺑﻠﻨﺪ ﻣﺪت، از ﻗﻴﻤﺖ ﻓﺮوش ﺑﺮق اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺣﺎﺻﻞ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻫﺰﻳﻨ ﺗﻮ ی ﻪ ﻟﻴﺪ اﻧﻮاع ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد ؛ ﺑـﻪ اﻳـﻦ ﻣﻔﻬـﻮم ﻛـﻪ ﻫـﺮ ﭼـﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺎﻻﺗﺮ ﺑﺎﺷﺪ، ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻪ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﺎﻻﺗﺮی ﻧﻴﺎز داﺷﺘﻪ و از اﻳﻦ رو ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑـﺎﻻﺗﺮی ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ آن در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻏﺎﻟﺒ ﺎ در ﻃﻮل دوره ﻗﺮارداد ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ1 و از اﻳﻦ رو ﻣﺸﻮﻗﻲ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق را ﻧﻴﺰ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﺮار دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺑﻪ ﮔﻮﻧـﻪ ای ﻛـﻪ در ﺷﺮاﻳﻄﻲ ﻛﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﺎﻻ ﺗﺮ از ﻗﻴﻤﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﺑﺎﺷﺪ، اﻳﻦ ﻣﺎﺑﻪ ﺗﻔﺎوت ﺳﺒﺐ اﻓﺰاﻳﺶ ﻗﻴﻤﺖ ﺧﺮده ﻓﺮوﺷﻲ ﺑﺮق ﮔﺮدﻳﺪه و ﻳﺎ ﮔﺎﻫﻲ اﻳﻦ ﻣﺎﺑﻪ ﺗﻔﺎوت ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﻪ ﺟﺎﻣﻌﻪ ﺗﺤﻤﻴﻞ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺗﺎ ﭘﺎﻳﺎن ﺳﺎل 2011 ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ی 61 ﻛﺸﻮر و26 اﻳﺎﻟﺖ در ﺳﻄﺢ ﺟﻬﺎن ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻓﻮق را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻗـﺎﻧﻮن وﺿـﻊ ﻧﻤﻮده اﻧ ﺪ ﻛﻪ اﻳﺮان ﺑﺮ اﺳﺎس ﮔﺰارش ﺷﺮاﻳﻂ ﺟﻬﺎﻧﻲ REN212 از ﺟﻤﻠﻪ اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﻫﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . در ﺳﺎل 2008 ﻣﺮاﺟـﻊ ﻣﻌﺘﺒﺮی از ﺟﻤﻠﻪ ﻛﻤﻴﺴﻴﻮن ﻛﺸﻮر ﻫﺎی اروﭘﺎﻳﻲ، آژاﻧﺲ اﻧﺮژی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻞ، ﻓﺪراﺳﻴﻮن ﻛﺸﻮر ﻫﺎی اروﭘﺎﻳﻲ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان اﺛﺮ ﮔﺬار ﺗﺮﻳﻦ و در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل ﮔﺴﺘﺮده ﺗﺮ ﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﺮای اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻌﺮﻓﻲ ﻧﻤﻮدﻧﺪ .3 4 - 2 - 4 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑـﺖ ) ﺗﻌﺮﻓـﻪ ی ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ ﻣـﺎزاد ﺛﺎﺑـﺖ ( و ﻳـﺎ ﭘـﺎداش ﻫـﺎی زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ 4 ﻧـﻮﻋﻲ دﻳﮕـﺮی از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﻣﺘﻔﺎوت از ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ اﺳﺖ . ﺑﺮﺧﻼف ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣ ﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﻪ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺘﻲ را ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﻧﻈﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ، در اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻣﻘﺪار ﺛـﺎﺑﺘﻲ ﺑـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺎزاری ﺑـﺮق اﻓـﺰوده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻟﺬا ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻔـﺎوﺗﻲ را درﻳﺎﻓـﺖ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ . اﻳـﻦ ﻣـﺎزاد ﺛﺎﺑـﺖ اﻧﺗﻮ ﻣﻲ ﺪ ﺣﺪاﻛﺜﺮ ﻣﻌﺎدل ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺧﺎرﺟﻲ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻛﻪ در ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق اﻧﻌﻜﺎس داده ﻧﺸﺪه اﺳﺖ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Tariff Degression 2- Renewable Energy Policy Network for the 21st Century 3- 4- Environmental Bonus 164 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 4 - 2 - 5 - ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﺮ اﺳﺎس ﺳﺎزوﻛﺎر،دوﻟﺖ ﺳﻬﻤﻲ را ﺑﺮای اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ و اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﻣﺸـﺨﺺ ﺑﺎﻳـﺪ در دوره زﻣﺎﻧﻲ از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ای ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮدد . در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺣﻀـﻮر دوﻟـﺖ ﺷـﻴﻮه ﻣﺸـﺎرﻛﺖ اﺟﺒـﺎری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ ﺧﻼف ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﺤﺮک ﻗﻴﻤﺖ، در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻘﺪار ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮی ﻛﻪ ﺑﺎﻳـﺪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ و ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺷﻮد، ﺑﻪ ﺻﻮرت دﺳﺘﻮری ﺗﻌﻴﻴﻦ ﮔﺮدﻳﺪه و ﻗﻴﻤﺖ آن ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﻴﺮوﻫﺎی ﺑﺎزاری ﺑﺎ ﺑﻬﺮه ﮔﻴﺮی از ﻛﺎرﺑﺮد ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت و ﻳﺎ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﺗﺠﺎرت ( TGC) ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 4 - 2 - 6 - و ﺳﺎز ﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت و ﺳﺎز ﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت و ﻳﺎ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﻲ رﻗﺎﺑﺘﻲ1 ﻳﻚ ﻓﺮآﻳﻨﺪ رﻗﺎﺑﺘﻲ ﺗﺤﺖ ﻧﻈﺎرت دوﻟﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﻮﺳـﻌﻪ ی ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر، ﺗﻮﺳﻌﻪ د ﻫﻨﺪﮔﺎن ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ2 ، ﻗﻴﻤﺖ ﻋﻤﺪه ﻓﺮوﺷﻲ ﺧﻮد ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻣﻘـﺪار ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ) ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( در زﻣﺎن ﻣﺸﺨﺺ را اﻋﻼم ﻧﻤﻮده و ﻫﺮ ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪه ای ﻛﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﺎ ﺗﺮ ﻛﻢ ﻳﻦ ﻫﺰﻳﻨﻪ را ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد دﻫﺪ ﺑﺮﻧﺪه ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﺑﺎ ﻗﺮاردادی ﺑﻪ ﻣﺪت ﻣﻌﻴﻦ ) ﻣﻌﻤﻮﻻ 15 ﺗﺎ25 ﺳﺎل ( ﻣـﻲ ﮔـﺮدد . در اﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﺎﺑﻪ ﺗﻔﺎوت ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻮاﻓﻘﻲ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ و ﻗﻴﻤـﺖ ﻋﻤـﺪه ﻓﺮوﺷـﻲ ﺑـﺮق ) اﻧﻌﻜﺎﺳـﻲ از ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻏﻴـﺮ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ( ، از ﻣﺤﻞ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﮔﺮدﻳﺪ . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻮاﻓﻘﻨﺎﻣ ﻪ ی ﺿﻤﺎﻧﺖ ﺷﺪه ای ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪاری ﺑﺮق ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر رﻓﺘـﻪ و ﻟـﺬا ﺳـﺒﺐ ﻛـﺎﻫﺶ رﻳﺴـﻚ و ﻧﺎاﻃﻤﻴﻨﺎﻧﻲ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاران ﻣﻲ ﮔﺮدد . از ﻃﺮﻓﻲ اﻳﻦ اﻣﻜﺎن را ﺑﺮای دوﻟﺖ ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ آورد ﻛﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺧﺎﺻﻲ را ﺑـﺮای ﺗﻮﻟﻴـﺪ اﻧﺮژی ﻫﺪف ﮔﺬاری ﻧﻤﻮده و ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ آن اﻗﺪام ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر در ﻋﻴﻦ دارا ﺑﻮدن ﻣﺠﻤﻮﻋ ﻪ ای از ﻣﻨﺎﻓﻊ، ﻣﺸﻜﻼﺗﻲ را ﻧﻴﺰ اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل ﻳﻜـﻲ از ﻣﻬـﻢ ﺗـﺮ ﻳﻦ ﻧﻘﺎﺋﺺ اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻋﺪم ﺗﻀﻤﻴﻦ رﻗﺎﺑﺖ در ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ اﺳﺖ . ﺑﻪ اﻳﻦ ﻣﻔﻬﻮم ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻣﻘﻴﺎس ﺑﺰرگ ﺑـﻪ ﻋﻠـﺖ وﺟـﻮد ﺻﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﻣﻘﻴﺎس و ﻟﺬا ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻗﻴﻤﺖ ﭘﺎﻳﻴﻦ ﺗﺮ، ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﺮﻧﺪه ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ ﮔﺮدﻳﺪه و ﻓﻀﺎی رﻗﺎ ﺑﺖ ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ دﻫﻨﺪﮔﺎن ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴﺎس و ﻧﻮﭘﺎ ﻓﺮاﻫﻢ ﻧ ﻤﻲ ﮔﺮدد .3 1- Competitive Bidding 2- RES-E developer: 3- Sequeira, S., "Renewable Portfolio Standards, Feed-In Tariffs, and Tendering: Instituting Effective Mandated Market Policies in China" ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 165 4 - 2 - 7 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ (TGC) از اﺑﻌﺎد ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻪ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼـﺎت ﺷـﺒﺎﻫﺖ دارد1 . TGC در ﺑﺎزاری ﻣﺠﺰا از ﺑﺮق ﻣﻴﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﮔﻮاﻫﻲ و ( ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﺧﺮﻳﺪاران ﮔﻮاﻫﻲ ( ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . اﻳـﻦ ﺑﺎزار ﺗﻼش دارد ﻛﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻗﺎﻧﻮن ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﻬﻴﻨﻪ TGC را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﺎزار ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻋﻤﻠﻜﺮد ﺧﻮﺑﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻣﻲ ﺗـﻮان اﻧﺘﻈـﺎر داﺷـﺖ ﻛـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎ اﻧﻌﻜﺎﺳﻲ از ﻣﺎ ﺑﻪ ﺗﻔﺎوت ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﺑﺮق ) ﻛﻪ ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺗﺤﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﻣﺘﻌﺎرف ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ و ( ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . ﻃﻲ ﻧﻤﻮدن ﻓﺮآﻳﻨﺪ زﻳﺮ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ TGC اﺟﺘﻨﺎب ﻧﺎ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : در اﺑﺘﺪا ﻣﻘﺪار ﻣﻌﻴﻨﻲ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳﺒﺪ ﻋﺮﺿﻪ ﺑﺮق ﺗﻮﺳﻂ دوﻟﺖ ﺗﻌﻴﻴ ﻣﻲﻦ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﺪ در ﻃﻮل زﻣﺎن اﻓﺰاﻳﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ و ﻳﺎ ﺣﺪ ﺣﺪاﻗﻠﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . دوﻟﺖ ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻳﻚ ﻣﻘﺪار ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه در ﺳﺒﺪ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ) ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی ﺗﻮزﻳﻊ ( و ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺮق را ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪاری ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﮔﺮوه و ﻳﺎ ﻓﺮد ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺷﺪه ﻣﻠﺰم اﺳﺖ درﺻـﺪ ﻣﺸﺨﺼـﻲ از ﺑﺮق ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺧﻮد را از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳﻦ ﺗﺼﻤﻴﻢ دوﻟﺘﻲ، ﻏﺎﻟﺒـﺎ ﺑـﺎ ﻧـﺎم ﺗﻌﻬـﺪ ﺳـﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨـﺪی (QO) 2 و ﻳـﺎ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ3 (RPS) ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد . در ﻗﺎﻟﺐ اﻳـﻦ ﺳـﺎزو ﻛـﺎر ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﻪ ازای ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻫـﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋ ﺖ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ( ﺗﻌﺪادی TGC درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨـﺪ ﻛـﻪ در ﺑـﺎزار ﮔـﻮاﻫﻲ ﻗﺎﺑـﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ TGC اﺛﺒﺎﺗﻲ ﺑﺮای ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود، ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ در زﻣﺎن ﺗﺴﻮﻳﻪ ﺣﺴﺎب، اﻓﺮاد ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺑﻪ اﺳﺘﻔﺎده از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺑﺮا ی اﺛﺒﺎت ﻋﻤﻞ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪ، ﻣﻠﺰم ﺑﻪ اراﺋﻪ ﺗﻌﺪادی ﮔﻮاﻫﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . 4 4 - 2 - 8 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻣﺎﻟﻴﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ از ﻲﻜﻳ ﻲﻄﻴﻣﺤ ﺴﺖﻳز یﻫﺎ ﺎتﻴﻣﺎﻟ ﺳﺎزو ﻛﺎرﻫﺎ ﺪنﻴ رﺳ یﺑﺮا ﺑﻪ ﺗﺨﺼ ﻨﻪﻴﺑﻬ ﺺﻴ ﻣﻨﺎﺑﻊ اﺳﺖ ﻦﻳا . ﻧﻮع ﻣﺎﻟ ﺎتﻴـ ﻣﻨﺠـﺮ ﺑـﻪ » داﺧﻠ ﻲ ﻛﺮدن « ﻫﺰﻳﻨﻪ یﻫﺎ ﺧﺎرﺟ ﻲ ﺷﺪه و زﻣ ﻨﻪﻴ ﺗﺤﻘﻖ وﺿﻌ ﻨﻪﻴﺑﻬ ﺖﻴ ﭘﺎرﺗﻮ را ﻣﻬ ﻴﺎ ﻣﻲ ﺳﺎزد . ﻣﻨﻈﻮر اﺻﻠﻲ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻣـﺮدم و ﻧﻬﺎدﻫـﺎ اﻧﮕﻴـﺰه ای ﺑـﺮای اﺧﺘـﺮاع، اﺑـﺪاع و ﻣﻘﺎﺑﻠـﻪ ﺑـﺎ ﭼﺎﻟﺶ ﻫﺎ ی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ داده ﺷﻮد ﻧﻴﺰ و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن را ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻮادزاﺋﺪ و ﺧﺴﺎرات زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﺸﻮﻳﻖ ﻧﻤﺎﻳﺪ . 1 - ﺗﻔﺎوت ﻋﻤﺪه ی اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎ ﻣﻨﺎﻗﺼﻪ اﻳﻦ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ ﺑﻪ ﺻﻮرت روزاﻧﻪ و ﻣﺴﺘﻘﻞ از ﻗﻴﻤﺖ اﻧﺮژی در ﺑﺎزاری ﻣﺠﺰا ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﮔﺮدد . 2- Quota obligation 3- Renewable portfolio standard 4- Support Schemes for Renewable Energy: A Comparative Analysis of Payment Mechanisms in the EU", The European Wind Energy Association, 2002 166 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ در ﺣﻘﻴﻘﺖ اﺻﻠﻲ ﺗﺮﻳﻦ ﺗﻮﺻﻴﻪ ی راﻫﺒﺮدی ﭘﻴﮕﻮ1 ،ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻣﺒﺪع اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﻨﻮز ﻫﻢ ﻣﻌﺘﺒﺮ اﺳـﺖ : ﻳـﻚ ﻧـﺮخ ﻣﺎﻟﻴـﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻰ ﻣﺆﺛﺮ، ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺮ اﻧﺘﺸﺎر وﺿﻊ ﺷﻮد و ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺎﻳﺪ در ﻫﺮ واﺣـﺪ ﻧﺸـﺮ ﻳﻜﺴـﺎن ﺑﺎﺷـﺪ . وﺟـﻮد ﭼﻨﻴﻦ ﻣﺎﻟﻴﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻰ ﻳﻜﺴﺎﻧﻲ، ﺑﺪﻳﻦ ﻣﻌﻨﺎﺳﺖ ﻛﻪ ﺻﺎﺣﺒﺎن ﺻﻨﺎﻳﻊ آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺎﻳﺪ ﺗﺎ ﺟﺎﻳﻰ ﻧﺸﺮ آﻟـﻮد ﮔﻲ را ﻛـﺎﻫﺶ دﻫﻨﺪ ﻛﻪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ی ﻧﻬﺎﻳﻰ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﻚ واﺣﺪ آﻟﻮدﮔﻰ اﺿﺎﻓﻪ، ﺑﺎ ﻧﺮخ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﺎﺷﺪ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﻧﺮژی2، ﺣﻤﻞ و ﻧﻘﻞ3 و آﻟﻮدﮔﻲ4 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻣﺎﻟﻴﺎت اﻧﺮژی ﻛﻪ ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻧﻤـﺎﻳﺶ دادن اﺛﺮات زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻧﻮاع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق را دارا ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﻧﻮاع ﺳﻮﺧﺖ در ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق، ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﻧﺘﺸﺎر دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ5 را ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . 4 - 2 - 9 - ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای » ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر «6 »ﻳﺎ ﺳﻘﻒ و ﻣﺒﺎدﻟﻪ «7 از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺮای رﻗﺎﺑﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻮدن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر رﻓﺘﻪ و ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر، اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻛﻪ ﻳﻜﻲ از اﺛﺮات ﺧﺎرﺟﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﺑﺪ ﻣﻲ . در اﻳﻦ ﺷﻴﻮه ﻳﻚ ﻧﻬﺎد ﺣﻜﻮﻣﺖ ﻣﺮﻛﺰی ﺑﺎ ﺑﺪﻧﻪ ی دوﻟﺘﻲ ﺳﻘﻔﻲ را ﺑﺮای ﻣﻘﺪار اﻧﺘﺸﺎر آﻟﻮدﮔﻲ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻛﺮده و ﺳﻘﻒ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ﺑﺮای اﻧﺘﺸﺎر ﻣﻴﺎن ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪه ﺗﻮزﻳﻊ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﻪ اﻧـﺪازه ﻣﺠـﻮز اﻧﺘﺸـﺎر اﻋﻄﺎﻳﻲ، ﻣﻮاد آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪه را ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻧﻤﻮده و آن ﮔﺮوه از آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻛﻪ ﻣﻴﺰان آﻟﻮدﮔﻲ ﺑﻴﺶ ﺎﻫ آن ﺗﺮ از ﻣﺠﻮز ﻫﺎی ﺎﻫـ آن ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﺧﺮﻳﺪاری ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ی اﻧﺘﺸﺎر از ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ اﻧﺘﺸﺎر ﻫ ﺗﺮ ﻛﻢ ﺴﺘﻨﺪ . ﻣﻨﻈﻮر از ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻳﺎ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش در اﻳﻦ ﺑﺎزار اﻧﺘﻘﺎل ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر آﻟﻮدﮔﻲ ﻣﻴﺎن دارﻧﺪﮔﺎن ﻣﺠﻮز ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . در اﻳـﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﺧﺮﻳﺪار ﻣﺠﻮز، ﻣﺒﻠﻐﻲ را ﺑﺮای اﻧﺘﺸﺎر آﻟﻮدﮔﻲ ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﺮده و ﻓﺮوﺷﻨﺪه ﻣﺠﻮز ﻣﺒﻠﻐﻲ را ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﭘﺎداش ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ آﻟﻮدﮔﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻣﻴﺎن ﺑﺮﻧ ﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن ﺗﺠﺎرت آﻻﻳﻨﺪه ﻫﺎ در دﻧﻴﺎ روﻳﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ و ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎی ﺗﻮﺻـﻴﻪ ﺷـﺪه در ﭼﺎرﭼﻮب ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ ﻧﻈﻴﺮ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎک8 ) CDM ( ،ﻛﻪ ﺗﻮﺳﻂ ﻛﻨﻮاﻧﺴﻴﻮن ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻗﻠﻴﻤﻲ ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﻠﻞ ﻣﺘﺤﺪ ﺑﺎ ﻫﺪف ﺟﻠﻮﮔﻴﺮی از ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا ﻃﺮاﺣﻲ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ، از ﺷﻬﺮت ﺑﺎﻻﻳﻲ ﺑﺮﺧﻮردار ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ روﻳـﻪ ﻫـﺮ ﻣﺠﻮز9 ) EUA (و ﻳﺎ ﮔﻮاﻫﻲ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر1 (CER) ﻣﻌﺎدل ﻳﻚ ﺗﻦ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزCO2 ﺑﻪ ﺷﻤﺎر رﻓﺘﻪ و اﻳﻦ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﻨـﺪ 1- Pigou 2- Energy Taxes 3- Transportation 4- Pollution Taxes 5 - ﺑﺎ وﺟﻮ د اﻳﻨﻜﻪ اﻧﺘﻈﺎر ﻣﻲ رود ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﻧﺘﺸﺎر دی اﻛﺴﻴﺪﻛﺮﺑﻦ ﺟﺰء ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ آﻟﻮدﮔﻲ ﺑﺎﺷﺪ، اﻳﻦ ﻧﻮع از ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺟﺰو ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﻧﺮژی ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﻣﺎﻟﻴـﺎت ﺑﺮ اﻧﺘﺸﺎر ﺳﺎﻳﺮ ﮔﺎزﻫﺎ از ﻗﺒﻴﻞ دی اﻛﺴﻴﺪﺳﻮﻟﻔﻮر ﺟﺰو ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ آﻟﻮدﮔﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود 6- Emission trading 7- Cap-and-Trade 8- Clean Development Mechanism 9- EU Allowance 1- Certified Emission Reduction ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 167 در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ1 و ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﮔﺮدﻧـﺪ .2 ﺟـﺪول ﺷـﻤﺎره ی )4 - 1 ( ﺳـﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﺗﺸـﻮﻳﻘﻲ ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ را در ﻳﻚ ﭼﺎرﭼﻮب ﻛﻠﻲ ﻧﻤﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول4 - 1 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺷﺮح ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻣﺤﺮک ﻗﻴﻤﺖ3 )ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻗﻴﻤﺖ ﺛﺎﺑﺖ ( ﻣﺤﺮک ﻣﻘﺪار4 )ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ( اﺟﺒﺎری ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری5 ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳ ﻪ ﮔﺬاری اﻋﺘﺒﺎرات ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ6 ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت ﺳﻴﺴﺘﻢ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی داو ﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺳﻬﺎم داران ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﻛﻤﻜﻲ ﻣﻮاﻓﻘﺘﻨﺎﻣﻪ ﻫﺎی داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺒﺰ Source: The European Wind Energy Association; (2002), Support Schemes for Renewable Energy: A Comparative Analysis of Payment Mechanisms in the EU اﻳﻦ ﺳ ﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎ در ﻳﻚ ﻧﮕﺎه ﻛﻠﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ در ﻣﻘﺎﺑﻞ اﺟﺒﺎری، ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺤﺮک ﻣﻘﺪار در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻣﺤﺮک ﻗﻴﻤﺖ و ﺳﺎزو ﻛـﺎر ﻫـﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﻏﻴﺮ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﻨﺪ . اﻳﻦ ﺳ ﺎزو ﻛﺎر ﻫﺎ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺎ ﻳﻜﺪﻳﮕﺮ ﻫﻤﭙﻮﺷﺎﻧﻲ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﻣﺎﻫﻴﺖ داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ و ﻳﺎ اﺟﺒﺎری داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﻨﺪ . ﺳﺎزو ﻛﺎر داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺑﺮ ﭘﺎﻳﻪ ﻣﻴـﺰان ﺗﻤﺎﻳـﻞ ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻨﺎ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑ ﺮ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری، ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ در دوره ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺛـﺮ ﮔـﺬار ﺑـﻮده و ﺳﺎزو ﻛﺎر ﻣﺒﺘﻨﻲ ﺑﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ در ﻫﻨﮕﺎم ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ . ﺑﺪﻳﻬﻲ اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﮔﺮوه اول ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻗ ﺎﺑﻠﻴﺖ ﺗﺎﺛﻴﺮ داﺷﺘﻪ و ﺳـﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﮔـﺮوه دوم ﻣﺘﻨﺎﺳـﺐ ﺑـﺎ ﻣﻴﺰان ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻋﻤﻞ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . 1 - ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﻛﺮﺑﻦ در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﻻزم اﺳﺖ ﻛﻨﻮاﻧﺴﻴﻮن ﺳﺎزﻣﺎن ﻣﻠﻞ ﻣﺘﺤﺪ در ﻣـﻮرد ﺗﻐﻴﻴـﺮات آب و ﻫـﻮا (UNFCCC) ﻓﺮاﻳﻨـﺪ اﻋﺘﺒﺎر دﻫﻲ را ﺗﻜﻤﻴﻞ ﻧﻤﺎﻳﺪ 2 - ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر در ﺑﺎزار ﻟﺤﻈﻪ ای، ﺑﺎزار آﺗﻲ و ﺳﻠﻒ ﺑﻮرس ﻫﺎی آب و ﻫﻮا در ﺳﺮاﺳﺮ دﻧﻴﺎ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮدﻳﺪه و از اﻳﻦ ﻃﺮﻳﻖ ﻗﻴﻤـﺖ ﻣﺠـﻮز ﻫـﺎ ﻣﺸـﺨﺺ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﻫﻢ اﻛﻨﻮن 6 ﺑﻮرس آب و ﻫﻮا ﺑـﺎ ﻧـﺎم ﻫـﺎی ﺑـﻮرس آب و ﻫـﻮای ﺷـﻴﻜﺎﮔﻮ )Chicago climate exchange ( ، ﺑـﻮرس آب و ﻫـﻮا ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎی اروﭘـﺎﻳﻲ )European climate exchange ( ، ﺑـﻮرس ﻛـﺎﻻﻳﻲNASDAQ OMX ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎی اروﭘـﺎﻳﻲ، PowerNext ، ﺑـﻮرس ﻛـﺎﻻی ﺑﺮاﺗﻴﺴـﻼوا )Commodity Exchange Bratislava ( و ﺑﻮرس اﻧﺮژی اروﭘﺎ ( European energy exchange) ﺑﺮای ﻣﺒﺎدﻟﻪ ی ﻣﺠﻮز ﻫﺎی ﻛﺮﺑﻦ وﺟﻮد دارد . ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻛﺮﺑﻦ ﺳـﺎﻳﺮ ﮔـﺎز ﻫـﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻧ ﻴﺰ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ در ﺑﺎزار ﻣﺠﻮز اﻧﺘﺸﺎر ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﮔﺮدﻧﺪ . در اﻳﻦ ﺣﺎﻟﺖ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﺻﻮرﺗﻲ ﺿﺮﻳﺒﻲ از دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ ﺑـﺎ ﺗﻮﺟـﻪ ﺑـﻪ ﭘﺘﺎﻧﺴـﻴﻞ ﮔﺮﻣـﺎﻳﺶ ﺟﻬﺎﻧﻲ ﻣﺤﺎﺳﺒﻪ ﺷﺪه و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﻴﻤﺖ ﻛﺮﺑﻦ اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . 3- Price-driven 4- Quantity-driven (quotas) 5- Investment focused 6- Generation based 168 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ در ﺗﻘﺴﻴﻢ ﺑﻨﺪی دﻳﮕﺮی، ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ ﺑـﻪ دو ﮔـﺮوه ﻛﻠـﻲ ﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ و ﻏﻴﺮﻣﺴـﺘﻘﻴﻢ ﺗﻘﺴـﻴﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺷﺎﻣﻞ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﻣﺤـﺮک ﻗﻴﻤـﺖ و ﻣﻘـﺪار ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﻨﺪ و ﺳـﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳـﺖ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﻣﻮاردی ﭼﻮن، اﻋﻤﺎل ﻣﺎﻟﻴﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ) ﺑﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻏﻴﺮﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻳـﺎ ﺑـﺮ اﻧﺘﺸـﺎر ﻛـﺮﺑﻦ (، ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز ﻫﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای 1 )اﻋﻄﺎی ﻣﺠﻮز ( و ﺣﺬف و ﻳﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎراﻧﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ و ﻫﺴﺘﻪ ای، را ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 2 ( ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺑﻪ ﻛﺎر ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ را ﻧﺸﺎن دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 4 - 2 - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ اﻧﺮژی ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﻛﺸﻮرﻫﺎی اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﻛﺸﻮر ﺳﺎزوﻛﺎر ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده اﻃﺮﻳﺶ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻠﮋﻳﻚ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ+ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق داﻧﻤﺎرک ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻓﺮاﻧﺴﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ آﻟﻤﺎن ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻳﻮﻧﺎن ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ+ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﻳﺮﻟﻨﺪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻣﻨﺎﻗﺼﺎت اﻳﺘﺎﻟﻴﺎ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻟﻮﻛﺰاﻣﺒﻮرگ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﻫﻠﻨﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗ ﻀﻤﻴﻨﻲ+ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﭘﺮﺗﻘﺎل ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ+ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اﺳﭙﺎﻧﻴﺎ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻳﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺳﻮﺋﺪ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ Source: Support Schemes for Renewable Energy, A Comparative Analysis of Payment Mechanisms in the EU 4 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در اﻳﺮان و ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﺿﻤﻦ ﻣﻌﺮﻓﻲ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﺑﺮای ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ در ﺑـﺎزار ﻫـﺎی ﺑـﺮق ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ، ﻧﻮردﭘﻮل، PJM، ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ، اوﻧﺘﺎرﻳﻮ و ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ، ﻓﺮآﻳﻨـﺪ ﭘﻴـﺎده ﺳـﺎزی و ﺳـﺎﻳﺮ اﻃﻼﻋـﺎت ﺿﺮوری در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ اراﺋﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . 1- Green house gas trading ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 169 4 - 3 - 1 - اﻳﺮان در ﺣﺎل ﺣﺎﺿﺮ ﺗﻨﻬﺎ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﻮﺟﻮد در اﻳﺮان، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق اﺳﺖ ﻛـﻪ ﺑـﺮای ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی و اﻓﺰاﻳﺶ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در ا ﻳﻦ ﺣﻮزه در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺎده 62 ﻗﺎﻧﻮن ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺑﺨﺸﻲ از ﻣﻘﺮرات ﻣﺎﻟﻲ دوﻟﺖ ) ﻣﺼﻮب در ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺳـﻮم و ﺗﻨﻔﻴﺬ ﺷﺪه در ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭼﻬﺎرم ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی- اﺟﺘﻤﺎﻋﻲ ﻛﺸﻮر ( ، وزارت ﻧﻴﺮو ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول ﻣﻮﻇﻒ اﺳﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) اﻋﻢ از ﺧﺼﻮﺻﻲ و دوﻟﺘﻲ ( واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ را ﺑﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه ای ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻫﺪﻓﮕﺬاری ﭼﺸﻢ اﻧﺪاز 20 ﺳﺎﻟﻪ ﻛﺸﻮر ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳـﺖ . اﻳـﻦ ﻗـﺎﻧﻮن در ﻗﺎﻟﺐ ﻣﺎده 133 درﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳـﻌﻪ اﻗﺘﺼـﺎدی- ،اﺟﺘﻤـﺎﻋﻲ ﻛﺸـﻮر ﺑـﺎر دﻳﮕـﺮ ﺗﻨﻔﻴـﺬ ﺷـﺪه و ﺑـﺮ اﺳـﺎس آن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨ ﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮ ﺑﺎ اوﻟﻮﻳﺖ ﺑﺨﺶ ﻫﺎی ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﺗﻌﺎوﻧﻲ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ ﺑـﺮق ﺧـﻮد را ﺑـﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻪ وزارت ﻧﻴﺮو و ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی واﺑﺴﺘﻪ و ﺗﺎﺑﻌﻪ آن ﺑﻔﺮوﺷﻨﺪ . )ﺳﺎﻧﺎ ﺳـﺎزﻣﺎن اﻧـﺮ ﮋی ﻫـﺎی ﻧـﻮ اﻳـﺮان ( ﻛـﻪ از ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ وزارت ﻧﻴـﺮو ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود ﻣﺘﻌﻬـﺪ ﺑـﻪ ﻋﻘـﺪ ﻗـﺮارداد و ﭘ ﺮداﺧـﺖ اﻳـﻦ ﻣﺒﻠـﻎ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨ ﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﻛﻮﭼﻚ ﻛﻪ ﻣﺠﻤﻮع ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ﺳـﺎﺧﺘﮕﺎه آن، 10 ﻣﮕﺎوات ﻳﺎ ﻛﻢ ﺗﺮ از آن ﺑﺎﺷﺪ ﺷﺎﻣﻞ اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻫﺴﺘﻨﺪ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻃﻲ ﻧﻤﻮدن ﻓﺮآﻳﻨﺪ زﻳﺮ اﻟﺰاﻣﻲ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ : • ﺗﺸﻜﻴﻞ ﭘﺮوﻧﺪه : اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺑﺎ ارﺳﺎل رﺳﻤﻲ ﻣﺘﻘﺎﺿﻲ ﻳﺎ اراﺋﻪ ﻛﺎرﺑﺮگ ﻫﺎ ﺑﻪ ﺳﺎﻧﺎ ) ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧﻮ اﻳﺮان ( ﺷﺮوع و ﺑﺎ ﺻﺪور ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ ی اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺗﻮﺳﻂ ﺳﺎﻧﺎ ﺑﻪ ﭘﺎﻳﺎن ﻣﻲ رﺳﺪ . • ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ اﻣﻜﺎن ﺳﻨﺠﻲ : در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﻣﺘﻘﺎﺿﻲ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت ﺧﻮد را ﺷﺮوع ﻣﻲ ﻛﻨﺪ و ﭘﺲ از اﺗﻤﺎم، ﮔـﺰارش آن را ﺟﻬﺖ ﺑﺮرﺳﻲ ﺑﻪ ﺳﺎﻧﺎ ﺗﺤﻮﻳﻞ دﻫﺪ ﻣﻲ . • ﺑﺮرﺳﻲ و ﺗﺎﻳﻴﺪ ﻣﻄﺎﻟﻌﻪ : در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺳﺎﻧﺎ ﮔـﺰارش ﻣﻄﺎﻟﻌـﺎت را ﺑﺮرﺳـﻲ ﻧﻤـﻮده و ﻧـﻮاﻗﺺ اﺣﺘﻤـﺎﻟﻲ را ﺑـﻪ ﻣﺘﻘﺎﺿﻲ اﻃﻼع ﻣﻲ دﻫﺪ . ﭘﺲ از ﺗﻜﻤﻴﻞ ﺷﺪن ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت، ﺳﺎﻧﺎ ﻧﺎﻣﻪ ﺗﺎﻳﻴﺪ را ﺑﻪ ﻣﻌﺎوﻧﺖ اﻣﻮر اﻧﺮژی وزارت ﻧﻴـﺮو ارﺳﺎل ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • ﺻﺪور ﻣ ﺠﻮز اﺣﺪاث : ﻣﻌﺎوﻧﺖ اﻣﻮر اﻧﺮژی ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﺎﻳﻴﺪ ﺳﺎﻧﺎ و در ﺻﻮرت ﺻـﻼﺣﺪﻳﺪ ﺑﻨـﺎم ﻣﺘﻘﺎﺿـﻲ ﻣﺠـﻮز اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺻﺎدر ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • ﻣﺬاﻛﺮه و ﺗﻨﻈﻴﻢ ﻗﺮارداد : ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﺠﻮز اﺣﺪاث ﺻﺎدره، ﺳﺎﻧﺎ ﻣﺬاﻛﺮه ﺑـﺮای ﺗﻨﻈـﻴﻢ ﻗـﺮارداد ﺧﺮﻳـﺪ ﺑـﺮق را ﺷﺮوع و ﺗﺎ ﺗﻬﻴﻪ ﻣﺘﻦ ﻧﻬﺎﻳﻲ آن را اداﻣﻪ ﻣﻲ دﻫﺪ . • ﻣﺒﺎد ﻟﻪ ﻗﺮارداد : ﻗﺮارداد ﺗﻬﻴﻪ ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﻃﺮﻓﻴﻦ اﻣﻀﺎ و رﺳﻤﺎ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﮔﺮدد . • دوره اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه : ﻣﺘﻘﺎﺿﻲ ﭘﺲ از اﻧﺠﺎم ﻛﺎرﻫﺎی ﻣﻘﺪﻣﺎﺗﻲ ﺑﻪ ﻟﺤﺎظ ﻣﺎﻟﻲ، ﺑﺎﻧﻜﻲ و اداری و ﻏﻴﺮه ﻋﻤﻠﻴﺎت اﺟﺮاﻳﻲ اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه را ﺷﺮوع و ﺗﺎ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺗﻜﻤﻴﻞ آن و اﺗﺼـﺎل ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﻛﺎﻣـﻞ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﺑـﻪ ﺷـﺒﻜﻪ اداﻣـﻪ 170 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ دﻫﺪ ﻲﻣ . ﺳﺎﻧﺎ در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﻮدﺟﻪ ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ ﺑﺮق و ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻗﺮارداد ﺑﺎ ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺷﺒﻜﻪ اﻗﺪام ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • دوره ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری : ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ﺗﺎ ﭘﺎﻳﺎن ﻣﺪت ﻗﺮارداد، ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری و ﺗﺤﻮﻳﻞ ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ را اداﻣﻪ ﻣﻲ دﻫـﺪ و ﺳﺎﻧﺎ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق ﺗﺤﻮﻳﻠﻲ را ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . − ﻧﺮخ ﺗ ﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻧﺮخ : ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻪ ﭘﻴﺸﻨﻬﺎد ﻣﻌﺎوﻧﺖ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ رﻳﺰی و ﻧﻈﺎرت راﻫﺒﺮدی رﻳـﻴﺲ ﺟﻤﻬـﻮر ﺑـﻪ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﺷﻮرای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻲ رﺳﺪ . ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺟﺎری ﺑﺮای ﺗﺸﻮﻳﻖ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری در اﻧﺮژی ﻫﺎی ﻧـﻮ ﺑـﺮ اﺳـﺎس آﺧﺮﻳﻦ ﻣﺼﻮﺑﻪ ﺷﻮرای اﻗﺘﺼﺎد ﻣﻮرخ 8/5/ 1391 ﺑﺴﺘﻪ ﺑﻪ ﺷﺮاﻳﻂ اﻧﺘﻘﺎل ﺑﺮق ﻣﻌﺎدل 2/ 1792 و 2/ 1863 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﺎﺑﻌﻲ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎﻻﻧﻪ ارزش واراداﺗـﻲ ﻳـﺎ ﺻـﺎدراﺗﻲ ﺳﻮﺧﺖ ﻣﺼﺮف ﻧﺸﺪه، ﺑﺎزدﻫﻲ، ﻋﺪم اﻧﺘﺸﺎر آﻻﻳﻨﺪه ﻣﻲ .. .و ﻫﺎ ﺑﺎﺷﺪ . 4 - 3 - 2 - ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﺷـﺎﻣﻞ ﺳـﺎزوﻛﺎ ر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ و ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﻪ ﻫﻤﺮاه ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ دو ﺳﺎزوﻛﺎر ﻛﻪ داﻣﻨﻪ وﺳﻴﻌﻲ ای از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) ﺷﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق ( را در ﺑﺮ ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ، ﺳﺎزوﻛﺎر ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ1 ﺑـﻪ ﻋﻨـﻮان ﻳـﻚ اﺳـﺘﺮاﺗﮋی ﺣﻤ ﺎﻳﺘﻲ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﻣﻮرد اﺳﺘﻔﺎده ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ) ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ (. 4 - 3 - 2 - 1 - ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن در : ﺳﺎل 2010 ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ ﺑـﺮای ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ در ﻛﺸـﻮر ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸـﺘﻴﺒﺎن اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ، ﻗـﺎﻧﻮن )Order 2010, No. 678: FTO 2010 ( ﻣﻲ ٢ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس آن، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻛﻮﭼﻚ ﻣﻘﻴﺎس ) زﻳﺮ 5 ﻣﮕﺎوات ( واﺟﺪ ﺷـﺮاﻳﻂ درﻳﺎﻓﺖ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ؛ و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﻴﻦ 5 ﻣﮕﺎوات و50 ﻛﻴﻠﻮوات ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﻨـﺪ ﻣﻴـﺎن اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر و ﺳﺎزوﻛﺎر ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﻳﻜﻲ را اﻧﺘﺨﺎب ﻧﻤﺎﻳﻨ ﺪ3 . ﻣﺮﺟﻊ ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﺑﺮای ﻛﻨﺘﺮل و اﺟﺮای ﺳـﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ دﻓﺘﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔـﺎز 4 ) OFGEM ( ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ . ﻓﺮآﻳﻨـﺪ اﻋﻄـﺎی اﻋﺘﺒـﺎر ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از ﻗﺒﻴﻞ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ و ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺗﻌﻬـﺪ 1- Tax Regulation Mechanism 2 - اﻳﻦ ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﻓﻘﻂ ﺑﺮای اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن، وﻟﺰ و اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن ﺑﻮده و ﺑﺮای اﻳﺮﻟﻨﺪ ﺷﻤﺎﻟﻲ ﻧﻤﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - ﺑﺮ اﺳﺎس ﻗﺎﻧﻮن (Artt. 17B, 17D ROO 2009 in connection with Art. 3 FTO 2010) . 4- Office of Gas & Electricity Markets ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 171 اﻧﺮژی ﺗﺠﺪ ﻳﺪﭘﺬﻳﺮ )ROC ( 1، ،ﻛﻨﺘﺮل ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات درﻳﺎﻓﺖ ﺟﺮاﻳﻢ و ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﺠﺪد ... .و ﺎﻫ آن از وﻇـﺎﻳﻒ اﻳﻦ ﺳﺎزﻣﺎن ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : اوﻟﻴﻦ اﻗﺪام ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺳﺎز وﻛﺎر اﻋﻄﺎی اﻋﺘﺒﺎر ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ، ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﻋﺘﺒﺎر دﻫﻲ ﺑﺎ ﺗﻘﺎﺿﺎی اﺣﺪاث وا ﺣﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ آﻏـﺎز ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺻـﺎﺣﺒﺎن واﺣـﺪﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔـﺎﻫﻲ 50 ﻛﻴﻠﻮوات و ﺗﺮ ﻛﻢ ، ﺑﻌﺪ از ﻧﺼﺐ، ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ ه ی ﻣﻮردﻧﻈﺮ ﺧﻮد اﻃﻼع داده و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻧﻴﺮوﮔـﺎه را در ﺳﺎﻳﺖ ﺛﺒﺖ ﻧﺎم ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ وارد ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺻﺎﺣﺒﺎن واﺣﺪ ﻫﺎی ﻧﻴﺮوﮔﺎﻫﻲ ﺑﺎﻻی 50 ﻛﻴﻠﻮوات، ﺑﺎﻳﺪ درﺧﻮاﺳﺖ ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﻪ OFGEM اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . − ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻧﺮخ : ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ در ﺳﺎل 2011 / 2012 ﺑـﺮای ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﻣﻄـﺎﺑﻖ ﺟﺪول )4 - 3 ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . دوره ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ 20 ﺳـﺎل ﺑـﻮده و ﺳـﻘﻒ ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﺮای آن ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧ ﺸﺪه اﺳﺖ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد اﻳﻦ ﻧﺮخ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻫﺎی ﺗﻮرم ﺗﻌـﺪﻳﻞ ﺷـﺪه و ﺗﻮﺳﻂ OFGEM اﻋﻼم ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺟﺪول 4 - 3 - ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی ارز : 1 ﭘﻮﻧﺪ = 38407 رﻳﺎل ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ )ﭘﻮﻧﺪ / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ رﻳﺎل / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ (2 از ﺗﺮ ﻛﻢ15 ﻛﻴﻠﻮوات 209 /0 8027 15 ﺗﺎ100 ﻛﻴﻠﻮوات 187 /0 7182 100 ﻛﻴﻠﻮوات - 2 ﻣﮕﺎوات 115 /0 4416 ﺑﻴﺶ از ﺗﺮ 2 ﻣﮕﺎوات 047 /0 1805 4 - 3 - 2 - 2 - ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی اﺟﺒﺎری − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨـﺪی اﺟﺒـﺎری اوﻟـﻴﻦ ﺑـﺎر در ﺳـﺎل 2009 ﺑـﺎ ﺗﺼـﻮﻳﺐ ﻗـﺎﻧﻮن ﺗﻌﻬﺪات اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑ ﺮای اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ، اﺳﻜﺎﺗﻠﻨﺪ و اﻳﺮﻟﻨﺪ ﺷـﻤﺎﻟﻲ 3 ) ROO 2009, ROO SCO 2009, ROO NI 2009 (در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ اﺟﺮاﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻳﻦ، ﺳﻨﺪ ﺑﺮق 1989 ، ﺳﻨﺪ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ2000 و ﺳﻨﺪ اﻧﺮژی 2004 ﺳﺎﻳﺮ ﺳﻨﺪ ﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮا : ﻲﻳ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛ ﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺑﺎﻳﺪ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ را ﺑﺮآورده ﺳﺎزﻧﺪ . ﺑﺮای اﻳـﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﻻزم اﺳﺖ ﻓﺮآﻳﻨﺪ زﻳﺮ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی :ﺷﻮد 1- Renewable Obligation Certificate 2 - ﺑﺮای اراﺋﻪ ﻣﻌﺎدل رﻳﺎﻟﻲ ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ از ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻧﺮخ ارز ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ از آذر ﻣﺎه ﺳﺎل1391 اﺳﺘﻔﺎده ﺷﺪه اﺳﺖ . 3- The Renewables Obligation Order 2009, No. 785 (ROO 2009),The Renewables Obligation (Scotland) Order 2009, No. 140 (ROO SCO 2009), The Renewables Obligation (Northern Ireland) Order 2009, No. 154 (ROO NI 2009), The Electricity Act 1989, c. 29 (EA 1989), The Utilities Act, c. 27 (UA 2000), The Energy Act 2004, c. 20 (EnA 2004) 172 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ • ﺧﺮﻳﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﻣﺮاﻛﺰ ﻣﺒﺎدﻟﻪ : ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑـﻞ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﺑـﻪ ﺻـﻮرت ﻣﺠﺰا از ﺑﺮق ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﻃﺮﻓﻴﻦ اﻳﻦ ﻣﺒﺎ دﻟﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق از ﻳـﻚ ﺳـﻮ و ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ از ﺳﻮی دﻳﮕﺮ ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﻟﺬا ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ اﻳﻦ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ را در ﻣﺮاﻛﺰ ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﻛـﻪ ﺑـﺮای اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر اﻳﺠﺎد ﺷﺪه اﺳﺖ ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ .1 • اراﺋﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﻪ ﻣﺮﺟﻊ ﺻﻼﺣﻴﺖ دار ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔﺎز : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑـﺮق ﺑـﺮای اﺛﺒـﺎت ﻋﻤﻞ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪ ﺧﻮد، ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ را ﻛﻪ در ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ ROC ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﻮده اﻧـﺪ ﺑـﻪ ﻣﺮﺟـﻊ ﺻﻼﺣﻴﺘﺪار ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔﺎز اراﺋﻪ ﻣﻲ دﻫﻨﺪ . اﻳﻦ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ ﺑﺎﺑﺖ ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ا ﻋﻄﺎ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . ﻗﻴﻤﺖ ROC از ﻃﺮﻳﻖ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺎزار ﺗﻌﻴﻴﻦ ﮔﺮدﻳﺪه و اﻳﻦ ﻗﻴﻤﺖ در ﺳﺎل 2012 در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻣﻌﺎدل42 ﭘﻮﻧﺪ و ﻳﺎ6/1 ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل2 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . • ﺧﺮﻳﺪ ﺣﻖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﻪ ﺟﺎی ﺧﺮﻳﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑـﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ، ﻣ ﺒﻠﻐﻲ را ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﻗﻴﻤﺖbuy-out ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬار ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﻨﺪ . اﻳـﻦ ﻗﻴﻤـﺖ در ﺳـﺎل 2009 ، 19 / 37 ﭘﻮﻧﺪ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده )4/1 ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳﺎل ( و ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤـﺖ ﺧـﺮده ﻓﺮوﺷـﻲ رﺷﺪ ﻛﺮده ﺗﺎ در ﺳﺎل 2011 - 2012 ﺑﻪ69 / 38 ﭘﻮﻧﺪ ﺑﻪ ازای ﻫﺮROC )5/1 ﻣﻴﻠﻴﻮن رﻳـﺎل ( رﺳـﻴ ﺪه اﺳـﺖ .3 ﻧﻬﺎد ﻣﺴﻮول )OFGEM ( ﺑﻌﺪ از درﻳﺎﻓﺖ اﻳﻦ ﻣﺒﺎﻟﻎ از ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛـﻪ ﺗﻌﻬـﺪ ﺧـﻮد را از ﻃﺮﻳـﻖ ﺧﺮﻳـﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺮآورده ﻧﻜﺮده اﻧﺪ، آن را در ﺻﻨﺪوﻗﻲ ﺟﻤـﻊ آوری ﻧﻤـﻮده و ﺳـﭙﺲ آن را ﻣﻴـﺎن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪ ﺧﻮد از ﻃﺮﻳﻖ ﺧﺮﻳﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻋﻤﻞ ﻧﻤﻮد ه اﻧﺪ، ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑـﻪ ﺗﻌـﺪاد ﮔـﻮاﻫﻲ ﺳﺒﺰ ﺎﻫ آن ، ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . در واﻗﻊ ﻣﺒﻠﻎbuy-out ، ﻣﻴﺰان ﺟﺮﻳﻤﻪ ای ﻣﺘﻌﻬﺪﻳﻨﻲ اﺳﺖ ﻛـﻪ ﺑـﻪ ﺗﻌﻬـﺪ ﺧـﻮد ﻋﻤﻞ ﻧﻜﺮده اﻧﺪ و اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺑﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺸﻮﻳﻖ ﺑﻪ ﻣﺘﻌﻬﺪﻳﻨﻲ ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد از ﻃﺮﻳﻖ ﺧﺮﻳﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻋﻤﻞ ﻧﻤﻮده . اﻧﺪ − ﻗﻴﻤﺖ و ﻣﻘﺪ ار ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﺑﺮآورده ﻧﻤﻮدن ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد ﻣﻮﻇﻒ ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﺗﻌﺪاد ﻣﺸﺨﺺ ROC را ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﻨﻨﺪ . ﻣﻘﺪار ﺗﻌﻬﺪ ﺎﻫ آن ﺑﺮای ﺳﺎل ﻫﺎی 2009 ﺗﺎ2016 در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 4 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . 1 - ﺧﺮﻳﺪار ی ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺗﻌﻬﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزار ﻣﺨﺘﺺ ﺑﻪ آن اﻧﺠﺎم ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﺮاج e-roc در ﻛﻨﺎر ﺣﺮاج ﺑﺮقe-power زﻳﺮ ﻧﻈﺮ آژاﻧﺲ ﺧﺮﻳﺪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻏﻴﺮ ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺑﺎ ﻣﺴﺌﻮﻟﻴﺖ ﻣﺤﺪود (NFPA) ﻋﻤﻞ ﻛﺮده و اﻣﻜﺎن اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺣﺮاج اﻳﻨﺘﺮﻧﺘﻲ را ﺑﺮای اﻋﻀﺎی ﺑﺎزار ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ آورد . ﺗﻮﺟﻪ ﺑـﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺣﺎﺋﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ROC در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺣﺮاجe-roc ﻟﺰوﻣﻲ ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮق در ﺣﺮاج ﺑﺮقe-power وﺟـﻮد ﻧـﺪارد . اﻳـﻦ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺣﺮاج ﻳﻜﻲ از ﻣﺮاﻛﺰ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ROC در ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود 2 - ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی ارز : 1 ﭘﻮﻧﺪ = 38407 رﻳﺎل 3 - ﺗﺎ ﻗﺒﻞ از ﺳﺎل2009 ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻳﻚ ROCدرﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﺮدﻧﺪ، ﻟﺬا ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار و ﺟﺮﻳﻤـﻪ ﺑـﺮای ﻫـﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﻳﺎ ﻳﻚ ROC ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﮔﺮدﻳﺪ، ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﺑﻌﺪ از ﺳﺎل 2009 ، ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﻣﺒﻨـﻲ ﺑـﺮ ﻣﺘﻤـﺎﻳﺰ ﺑـﻮدن ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﻫـﺎ ﺗﺼـﻮﻳﺐ ﮔﺮدﻳـﺪه و ﺑـﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژ ی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻌﺪاد ROC ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد، ﻟﺬا ﺑﻌﺪ از اﻳﻦ ﺗﺎرﻳﺦ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار و ﺟﺮﻳﻤـﻪ ﺑـﻪ ازای ﻫـﺮ ROC ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 173 ﺟﺪول4 - 4 - ﺗﻌﻬﺪات ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن د ر ﻗﺎﻟﺐ ﺗﻌﺪاد ROC ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ دوره ی ﺗﻌﻬﺪ ﺗﻌﺪاد ROC ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ اول آورﻳﻞ2009 - 31 ﻣﺎرچ2010 097 /0 اول آورﻳﻞ2010 - 31 ﻣﺎرچ2011 104 /0 اول آورﻳﻞ2011 - 31 ﻣﺎرچ2012 114 /0 اول آورﻳﻞ2012 - 31 ﻣﺎرچ2013 124 /0 اول آورﻳﻞ2013 - 31 ﻣﺎرچ2014 134 /0 اول آورﻳﻞ2014 - 31 ﻣﺎرچ2015 144 /0 اول آورﻳﻞ2015 - 31 ﻣﺎرچ2016 154 /0 ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ از ﺟﺪول ﻣﺸﺨﺺ اﺳﺖ ﻣﺘﻮﺳﻂ رﺷﺪ ROC ﻃﻲ اﻳﻦ دوره در ﺣـﺪود7 درﺻـﺪ اﺳـﺖ . در ﺳـﺎل 2011 - 2012 ،ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻮﻇﻒ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮﻗﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬـﺎﻳﻲ ﺗـ ﺎﻣﻴﻦ ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ ، 114 /0 ROC ﺧﺮﻳﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻃﻼﻋﺎت ﺟﺪول )4 - 5 ( و ﻗﻴﻤﺖ ﻫـﺮROC در ﺳـﺎل2012 ﻣـﻲ ﺗـﻮان ﻫﺰﻳﻨـﻪ ﺗﺤﻤﻴﻠﻲ ﺑﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﺑﺖ ﺧﺮﻳﺪ ROC را ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻌﺎدل 183 رﻳﺎل ﺑﺮآورد ﻧﻤﻮد1 . از ﻃﺮﻓﻲ ﺑﻌﺪ از ﺳﺎل2009 ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﻫـﺎی ﮔ ﻮﻧـﺎﮔﻮن ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق ﻣﻘـﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻔـﺎوﺗﻲ از ROC اﻋﻄـﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻟﺬا درآﻣﺪی ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از ﻓﺮوش ROC ﻛﺴﺐ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﺗﻤﺎﻳﺰ، ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . ﺟـﺪول )4 - 5 ( ﻣﻘﺎدﻳﺮROC اﻋﻄﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺑﺮﺧﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ را در اﻧﮕﻠﺴﺘﺎن و وﻟﺰ و اﺳﻜﺎﺗﻠﻨﺪ ﻧﻤ ﺎﻳﺶ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﺟﺪول 4 - 5 - ﻣﻘﺪارROC اﻋﻄﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻮﻟ ﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻣﻘﺪار ROC /ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ اﻋﻄﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی از ﮔﺎز ﻟﻨﺪﻓﻴﻞ 4ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪ از ﻓﺎﺿﻼب 2 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺳﻮزاﻧﺪن ﺑﻴﻮﻣﺎس ﺑﺎدی ﺳﺎﺣﻞ 1 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ آﺑﻲ ﺑﺮق ﺑﺎدی در درﻳﺎ 66 /0 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻮﺟﻲ 5/0 ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺧﻮرﺷﻴﺪی ) ﻓﺘﻮوﻟﺘﺎﺋﻴﻚ ( زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ Source: 1 - ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻌﻬﺪ ﺧﻮد ﺑﺎﻳﺪ ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻣﻌﺎدل ﺣﺎﺻﻠﻀﺮب ﻗﻴﻤﺖ ROC در ﺗﻌﻬﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ )114 /0 (ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ ﺑ ﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی ارز 38407 رﻳﺎل، ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺗﺤﻤﻴﻠﻲ ﺑﺮای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻌﺎدل183 رﻳﺎل ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 174 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 4 - 3 - 2 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ از ﺟﻤﻠﻪ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻏﻴﺮ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود ﻛﻪ ﺑﺎ اﻋﻤﺎل ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ اﺳﺘﻔﺎده از ﺑﺮق ﻣﺘﻌﺎرف، ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻣﻨﻔﻌﺘـﻲ را اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﺳﻨﺎد ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺷﺎﻣﻞ ﺳﻨﺪ ﻣﺎﻟﻲ 2000 1 ، ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴـﺎت ﺗﻐﻴﻴـﺮات آب و ﻫﻮا 2001 2 و ﺳﻨﺪ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ 2000 3 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﺑﺨﺶ ﻋﻤﻮﻣﻲ و ﻳـﺎ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺑﺨﺶ ﺻﻨﻌﺖ و ﺑﺨﺶ ﺗﺠﺎری از ﺑﺮق ﻣﺘﻌﺎرف اﺳﺘﻔﺎده ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، ﻣﺸﻤﻮل ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣﺎﻟﻴـﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا4 ) CCL ( ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . ﻫﺪف اﺻﻠﻲ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا، ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫ ﺎی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای و دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻛﺎراﻳﻲ اﻧﺮژی در ﻣﻴﺎن ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ اﺳﺖ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ را ﺑﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، در ﺻـﻮرﺗﻲ از ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﻣﻌﺎف ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺟﻮاز ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از ﻣﺎﻟﻴـﺎت ﺗﻐﻴﻴـﺮات آب و ﻫـﻮا را دارا ﺑﺎﺷـﻨﺪ . اﻳـﻦ ﺟـﻮاز در ﺷﺮاﻳﻂ زﻳﺮ اﻋﻄﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد : • ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ از ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا ﻣﻌﺎف ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ ﻛﻪ ﻗﺮارداد ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺮق ﺎﻫـ آن ﺑـﺮای ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ، ﺷﺎﻣﻞ اﻇﻬﺎرﻧﺎﻣﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ اﻧﺮژی ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ اﻇﻬﺎرﻧﺎﻣﻪ ﻳﻚ ﺑﻴﺎﻧﻴـﻪ اﺳـﺘﺎﻧﺪارد اﺳﺖ ﻛﻪ در آن ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺗﻌﻬﺪ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺑﺨﺸﻲ از ﺑﺮق ﺗﺎﻣﻴﻨﻲ را از ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﺗﻬﻴـﻪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ) اﻳﻦ ﺷﺮط ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻗﺮارداد ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق اﺳﺖ ( • ﺑﺮای اﻳﻨﻜﻪ ﻗﺮارداد ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﻣﺸﺘﺮﻳﺎﻧﺸﺎن ) ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ ( در ﺑﺮ ﮔﻴﺮﻧﺪه » اﻇﻬـﺎر ﻧﺎﻣـﻪ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ « ﺑﺎﺷﺪ، ﻻزم اﺳﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻗﺮارداد ﺟﺪﻳﺪ ﺗﺠـﺎرت ﺑﺮق5 ) NETA (را ﻣﻨﻌﻘﺪ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . اﻳﻦ ﻗﺮاردادﻫﺎ ﺷﻴﻮه ای ﺑﺮای اﺛﺒﺎت ﺧﺮﻳﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﺑـﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣﻲ رود، زﻳﺮا در آن ﻣﻘﺪار اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه ﺗﻮﺳﻂ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﻣﺸﺨ ﺺ ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ) اﻳـﻦ ﺷﺮط ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻗﺮارداد ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن و ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق اﺳﺖ .( − ﻣﻘﺪار ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا : ﻣﻨﻔﻌﺘﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻳﺠﺎد ﻣﻲ ﺷﻮد ﻣﻌﺎدل ﻣﻘﺪار ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ از ﭘﺮداﺧﺖ آن ﻣﻌﺎف ﺷﺪه اﻧﺪ . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﻣﺎﻟﻴﺎت از ﺳﺎل 2007 ﺗﺎ2012 در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ی )4 - 6 ( اراﺋـﻪ ﺷـﺪه اﺳﺖ . 1- The Finance Act 2000, c.17 (FA 2000) 2- Climate Change Levy (General) Regulations 2001, No 838 (CCL GenReg 2001) 3- The Utilities Act, c. 27 (UA 2000) 4- Climate Change Levy 5- New Electricity Trading Agreement ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 175 ﺟﺪول4 - 6 - ﻣﻘﺪار ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی ارز : 1 ﭘﻮﻧﺪ = 38407 رﻳﺎل ﺳﺎل ﻣﻘﺪار ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا )ﭘﻮﻧﺪ / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ رﻳﺎل / ﻛﻴﻠﻮات ﺳﺎﻋﺖ ( ﻣﻘﺪار ﭘﺎﻳﻪ 00430 /0 165 1 آورﻳﻞ2007 - 31 ﻣﺎرچ2008 00441 /0 169 1 آورﻳﻞ2008 - 31 ﻣﺎرچ2009 00456 /0 175 1 آورﻳﻞ2009 - 31 ﻣﺎرچ2011 00470 /0 180 1 آورﻳﻞ2011 - 1 آورﻳﻞ2012 00485 /0 186 ﺑﻌﺪ از1 آورﻳﻞ2012 00509 /0 195 Source: 4 - 3 - 3 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣ ﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ ﻛﺸﻮر ﻫﺎی داﻧﻤﺎرک، ﻓﻨﻼﻧﺪ، ﻧﺮوژ و ﺳﻮﺋﺪ ﺟﺰء ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﻄﻘﻪ ﻧﻮردﻳﻚ ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻳﻦ ﻛﺸﻮرﻫﺎ ﻧﻴﺰ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺳـﺎﻳﺮ ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎ، ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ی از اﺳﺘﺮاﺗﮋی ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﻋﻢ از ﺑﺮق آﺑﻲ را در دﺳﺘﻮر ﻛﺎر ﺧﻮد ﻗﺮار داده اﻧﺪ . در اﻳﻦ ﻣﻴـﺎن ﻗﻮاﻧﻴﻦ ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ ﺗﻮ ﺟﻪ ﺧﺎﺻﻲ ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ دارد ﻛﻪ در ﺑﺨﺶ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺑﻪ آن ﭘﺮداﺧﺘﻪ ﺧﻮاﻫﺪ ﺷﺪ . 4 - 3 - 3 - 1 - داﻧﻤﺎرک ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ » ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ «1 و » ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻬﺎی ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧـﺪازه ﮔﻴـﺮی ﺧﺎﻟﺺ «2 از ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻛﺸﻮر داﻧﻤﺎرک اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی را ﻧﻴﺰ ﺷﺎﻣﻞ ﻣﻲ ﺷﻮد . در اداﻣﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ ﺑﻪ اﺧﺘﺼﺎر ﺗﻮﺿﻴﺢ داده ﻣﻲ :ﺷﻮد اﻟﻒ- ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ دو ﻗﺎﻧﻮن ﺳﻨﺪ ﻋﺮﺿـﻪ ﺑـﺮق در داﻧﻤـﺎرک 3 و VE-Lov4 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ در 2006 و2009 اﺟﺮاﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪﻧﺪ . در اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﻤﺎن ﻃـﻮر ﻛـﻪ ﭘﻴﺶ از اﻳﻦ اﺷﺎره ﮔﺮدﻳﺪ، ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻣﺎزاد ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ5 ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻧﻬـﺎد ﻣﺴﻮول ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل داﻧﻤﺎرک ) (Energinet.dk ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1- Price Regulation (premium tariff) 2- Net-metering Act on Electricity Supply -3 : اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن، ﻗﺎﻧﻮن ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﺑﺮق و ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ و ﺳﺎزﻣﺎﻧﺪﻫﻲ ﺑﺎزار ﺑﺮق ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . 4 - اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن، ﻗﺎﻧﻮن ﺑﻬﺒﻮد اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . 5 - ﺑﻪ ﻏﻴﺮ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎ ﻲﻳ 176 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ در ﻛﺸﻮر داﻧﻤـﺎرک ﺑـﻪ دو ﺻـﻮرت اﻣﻜـﺎن ﭘـﺬﻳﺮ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ : • در ﺣﺎﻟﺖ اول اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای اﺳﺖ ﻛﻪ ﻧﺒﺎﻳﺪ ﻣﺠﻤﻮع آن و ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق در ﺑﺎزار از ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ1 از ﭘﻴﺶ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﺷﺪه ای اﻓﺰون ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی و ﺗﺎرﻳﺦ اﺗﺼﺎل ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﻣﺘﻔﺎوت ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . )Maximum bonus ( • در ﺣﺎﻟﺖ دوم اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺑﺪون ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار و ﻣﺎزاد ﺑﺮ آن ﭘﺮداﺧﺖ ﺷﻮد ﻣﻲ . اﻳﻦ ﻧﻮع ﭘﺮداﺧﺖ ﻓﺎﻗﺪ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ ﻣﺤﺪود ﻛﻨﻨﺪه اﺳﺖ . )Guaranteed bonus ( − ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ : ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﺑﻲ ﺑﺮق واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﻣﻘﺪار ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه ای ﻣﻌﺎدل 10 /0 ﻛﺮون داﻧﻤﺎرک ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ را ﻣـﺎزاد ﺑـﺮ ﻗﻴﻤـﺖ ﺑـﺮق ﺑـﻪ ﻣـﺪت 20 ﺳـﺎل درﻳﺎﻓـﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .2 ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﺳﻮی ﻧﻬﺎد ﻣﺴـﻮول اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ) (Energinet.dk ، دارای اﻫﻤﻴﺖ وﻳﮋه ﺗﺸﺨﻴﺺ داده ﺷﻮد، ﺑﺮای 10 ﺳﺎل اول و دوم ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻣﺒﻠﻐﻲ ﻣﻌﺎدل 6/0 و 4/0 ﻛﺮون داﻧﻤﺎرک را ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﺎزاد ﺑﺮ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺮق درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ .3 ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻫﻢ زﻣﺎن ﻫﻢ از آب و ﺳ ﺎﻳﺮ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎ اﺳـﺘﻔﺎده ﻣـﻲ ﻛﻨﻨـﺪ ﻧﻴـﺰ ﻣﺸـﻤﻮل ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﺎﺑﺖ ﺑﺨﺸﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻪ ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺷﺪه اﺳﺖ، ﻣﺒﻠﻎ ﻣﺎزادی ﻣﺎﻧﻨﺪ آﻧﭽﻪ ﭘﻴﺶ از اﻳﻦ ﺑﻴﺎن ﮔﺮدﻳﺪ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ )1/0 ﻛﺮون ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠـ ﻮوات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﻪ ﻣﺪت 20 (ﺳﺎل ؛ و ﺑﺮای ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ از ﻟﺤﺎظ اﺳﺘﺮاﺗﮋﻳﻚ ﻣﻬﻢ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﺑﺮای 10 ﺳـﺎل اول و دوم ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴـﺐ ﻣﺒﻠﻐـﻲ ﻣﻌﺎدل 26 /0 و06 /0 ﻛﺮون داﻧﻤﺎرک ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ .ﺷﻮد4 ب- ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺧﺎﻟﺺ − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮ ﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ، BEK 804/2010 ﻣـﻲ ﺑﺎﺷـﺪ ﻛـﻪ در ﺳـﺎل 2010 اﺟﺮاﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﺧﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻛﻪ ﺑﺮق ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را ﺗﻮﻟﻴﺪ و ﻣﺼﺮف ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ را از ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺑﺎﺑﺖ ﺑﺮق ) ﺗﻌﻬﺪات ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ (5 ﻣﻌﺎف ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . − ﻓ ﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﺑﺮای اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺘﻮان از ﺣﻤﺎﻳﺖ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺮﺧﻮردار ﺷﺪ ﻻزم اﺳﺖ ﻣﺮاﺣﻞ زﻳﺮ ﻃﻲ ﺷﻮد : 1- Statutory Maximum 2 - ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی دﻻر و ﻛﺮون داﻧﻤﺎرک ﻛﻪ ﻣﻌﺎدل 79 /5 ﻛﺮون اﺳﺖ ﻣﻲ ﺗﻮان ارز ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﻓﺮﺿﻲ را ﺑﺮای ﻛﺮون ﺑﺮآورد ﻧﻤـﻮد ﻛـﻪ در اﻳـﻦ ﺣﺎﻟـﺖ ﻧـﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزا د ﻣﻌﺎدل 427 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3 - ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ اراﺋﻪ ﺷﺪه در زﻳﺮ ﻧﻮﻳﺲ ﻗﺒﻞ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺮای10 ﺳﺎل اول و دوم ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴـﺐ2564 و1709 رﻳـﺎل ﺑـﻪ ازای ﻫـﺮ ﻛﻴﻠـﻮوات ﺳـﺎﻋﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 4 - ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﺐ اراﺋﻪ ﺷﺪه در زﻳﺮ ﻧﻮﻳﺲ ﻗﺒﻞ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺮای 10 ﺳﺎل اول و دوم ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ1111 و256 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﺑﻮد . 5- Public Service Obligation ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه یﻫﺎ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 177 ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﺎﻻی 50 ﻛﻴﻠﻮوات، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺑﺎدی ﺑﺎﻻی 25 ﻛﻴﻠـﻮوات و ﺳـﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺑﺎﻻی 11 ﻛﻴﻠﻮوات ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﻨﺪ ﺑﺮق ﻣﺼﺮﻓﻲ ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد را ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪ، ﺑﺎﻳـﺪ ﺑـﺮای ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از اﻳـﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر درﺧﻮاﺳﺖ ﺧﻮد را ﺑﻪ Energinet.dk اراﺋﻪ داده و در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻋﺘﺒﺎردﻫﻲ اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﺻﻼﺣﻴﺘﺪار ﺛﺒـﺖ ﻧـﺎم ﻛﻨﻨـﺪ . در ﺧﺼﻮص ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ، ﻇﺮﻓﻴﺖ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﺒﺎﻳﺪ ﺑﺮای ﻫﺮ ﺧﺎﻧﻮار و ﻳﺎ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ 100 ﻣﺘﺮﻣﺮﺑﻊ ﺑـﻴﺶ از ﺗـﺮ 6 ﻛﻴﻠـ ﻮوات ﺑﺎﺷﺪ و واﺣﺪ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد ﺑﺎﻳﺪ در ﺳﺎﺧﺘﻤﺎن ﻫﺎی ﻏﻴﺮﺗﺠﺎری ﻧﺼﺐ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﻨﺪ . در ﻋﻴﻦ ﺣﺎل ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ اﻳﻦ وﻳﮋﮔﻲ را ﻫﺎ دارا ﻫﺴﺘﻨﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻋﺮﺿﻪ ﺧﺼﻮﺻﻲ ﻣﺘﺼﻞ ﮔﺮدﻧﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد، ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی زﻳﺮ 50 ﻛﻴﻠﻮوات، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺑﺎدی زﻳﺮ 25 ﻛﻴﻠﻮوات و ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی زﻳﺮ 11 ﻛﻴﻠﻮوات ﺑﻪ ﻃﻮر ﺧﻮدﻛﺎر ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺑﻌﺪ از ﺑﺮرﺳﻲ درﺧﻮاﺳﺖ ﻫﺎ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ1 ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺧـﺎﻟﺺ ﺗﻮﺳـﻂ Energinet.dk ﻣﺸﺨﺺ ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻣﻘﺪار ﻣ ﻌﺎﻓﻴﺖ از ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ : ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﻬـﺎﻳﻲ ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺨﺸﻲ از آن ﺑﺮای ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ، اﻳﻦ ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﭼﻬﺎر ﺑﺎر در ﺳﺎل ﺗﻮﺳﻂ Energinet.dk ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ از اﻳﻦ ﭘﺮداﺧـﺖ و ﻳـﺎ ﺑﺨﺸـﻲ از آن ﻛـﻪ ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ، ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻣﻲ زﻳﺮ ﺑﺎﺷﺪ : • ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺗﺮ ﻛﻢ و ﻣﺴﺎوی 50 ،ﻛﻴﻠﻮوات ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺎدی ﺗـﺮ ﻛﻢ و ﻣﺴـﺎوی 25 ﻛﻴﻠـﻮوات و ﺳﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﺮ ﻛﻢ و ﻣﺴﺎوی 11 ﻛﻴﻠﻮوات از ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻞ ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻣﻌﺎف ﻫﺴﺘﻨﺪ . • ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻧﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﺑﻴﺶ از ﺗـﺮ 50 ،ﻛﻴﻠـﻮوات ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑـﺎدی ﺑـﻴﺶ از ﺗـﺮ 25 ﻛﻴﻠـﻮوات و ﺳـﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺑﻴﺶ از 11 ﻛﻴﻠﻮوات از ﭘﺮداﺧﺖ ﺑﺨﺸﻲ از ﺑﻬﺎی اﺿﺎﻓﻲ ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤﻮﻣﻲ ﻛﻪ ﺑـﺮای ﺣﻤﺎﻳـﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ اﺳﺖ، ﻣﻌﺎف ﻫﺴﺘﻨﺪ . 4 - 3 - 3 - 2 - ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻛﺸﻮر ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺑﺮای ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﻧﻴ ﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺳﻪ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫـﺎ ی ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ و ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﺎﻫﺸﻲ را اﺟﺮاﻳﻲ ﻧﻤﻮده اﺳﺖ . اﻟﻒ- ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ) ﻛﻤﻚ ﻫﺎی اﻧﺮژی2 ( اﻳﻦ ﻳﺎراﻧﻪ ﺷﺎﻣﻞ ﻛﻤﻚ ﻫﺎﻳﻲ ﺑﺮای ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری و ﺗﺤﻘﻴﻘﺎت ﺑﺮای ﺗﻮﺳﻌﻪ ی اﻧﺮژی ﻫﺎ ی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 1 - اوﻻ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻪ ﺷﺒﻜﻪ ﺑﺮق ﻣﺘﺼﻞ ﺑﺎﺷﺪ، ﺛﺎﻧﻴﺎ ﺗﺠﻬﻴﺰات ﻧﻴﺮوﮔﺎه در ﻣﺤﻞ ﻣﺼﺮف ﻧﺼﺐ ﺷﺪه و ﻣﺎﻟﻜﻴﺘﺶ را داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . ﺛﺎﻟﺜﺎ ﺑﺮ اﺳﺎس آﻧﭽﻪ در ﻓﺮاﻳﻨﺪ ذﻛﺮ ﮔﺮدﻳﺪ، واﺣﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺎﻳﺪ در ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻋﺘﺒﺎر دﻫﻲ Energinet.dk ﺛﺒﺖ ﻧﺎم ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ . 2- Energy aid 178 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻛﻪ ﺑﺴﺘﺮ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی آن را ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳـﺎزد ، ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره 1313 در ﺳﺎل2007 و ﺳﻨﺪ ﺷﻤﺎره688 در ﺳـﺎل2001 ﻫﺴـﺘﻨﺪ ﻛـﻪ ﺑـﻪ ﺗﺮﺗﻴـﺐ ﺑـﺎ ﻣﺤﻮرﻳـﺖ » ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﺷﺮاﻳﻂ ﻋﻤﻮﻣﻲ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻳﺎراﻧ ﻪ اﻧﺮژی » و « ﺳﻨﺪ ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﺸﻮق ﻫﺎی دوﻟﺘﻲ « ﺗﺪوﻳﻦ . اﻧﺪ ﺷﺪه وزارت ﻛﺎر و اﻗﺘﺼﺎد1 ﻛﺸﻮر ﻓﻨﻼﻧﺪ ﻣﺘﻮﻟﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی و ﻧﻈﺎرت ﺑﺮ ﺻـﺤﺖ ﻋﻤﻠﻜـﺮد اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺳﺖ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ : ﺑﺮای اﺟﺮای اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻣﺮاﺣﻞ زﻳﺮ ﻃﻲ ﻣﻲ :ﺷﻮد • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اراﺋﻪ درﺧﻮ اﺳﺖ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻳﺎراﻧﻪ : ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﺎﻳـﺪ درﺧﻮاﺳـﺖ ﺧـﻮد ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻳﺎراﻧﻪ اﻧﺮژی را ﺑﻪ ﻣﺮﻛﺰ ﻛﺎر ﻣﺤﻠﻲ و ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی2 )زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ وزارت ﻛﺎر و اﻗﺘﺼﺎد ( اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اﻧﺘﺨﺎب واﺟﺪﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ : ﻣﺮﻛﺰ ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼﺎدی وﻛﺎر ﻣﺤﻠﻲ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣ ﻌﻴﺎر ﻫﺎی ﻣﺸﺨﺼـﻲ ﺗﻌـﺪادی از درﺧﻮاﺳﺖ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن را ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻳﺎراﻧﻪ اﻧﺘﺨﺎب ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﺑﺎ وﺟﻮد ﻣﻌﻴﺎرﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ، اﻳﻦ ﺳﺎزﻣﺎن ﺗﺎ ﺣﺪی ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﺑﺮای اﻧﺘﺨﺎب واﺟﺪﻳﻦ ﺷﺮاﻳﻂ آزادی ﻋﻤﻞ داﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ . • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اﻫﺪای ﻳﺎراﻧﻪ : در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺻﻼﺣ ﻴﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺑﺮای درﻳﺎﻓﺖ ﻳﺎراﻧﻪ ﻣﻮرد ﺗﺎ ﻳﻴ ﺪ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اﺟﺮای ﭘﺮوژه : وزارت ﻛﺎر و اﻗﺘﺼﺎد3 وﻇﻴﻔﻪ دارد اﻧﺘﺨﺎب ﺷﺪﮔﺎن ﺑـﺮای ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از اﻳـﻦ ﻳﺎراﻧـﻪ و ﻣﻠﺰوﻣﺎت اﺟﺮای ﭘﺮوژه ) ﭘﻴﺶ ﻧﻴﺎز ﻫﺎی اﻫﺪای ﻳﺎراﻧﻪ ( را ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻋﻼم دارد . • ﭘﺮداﺧﺖ ﻳﺎراﻧﻪ : ﻳﺎراﻧﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺑﻌﺪ از ﭘﺎﻳـﺎن ﭘـﺮوژه از ﻣﺤـﻞ ﺑﻮدﺟـﻪ دوﻟﺘـﻲ ﺑـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻣﻘﺪار ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری : ﻣﻘﺪار ﻳﺎراﻧﻪ اﻋﻄﺎﻳﻲ ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ﻫﺪف ﭘﺮوژه ﺑﺴﺘﮕﻲ داﺷﺘﻪ و ﺗﺎ ﺳـﻘﻒ 40 درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎ ی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﭘﺮوژه ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژ ی ﻫﺎی ﺳـﻨﺘﻲ اﻧـﺮژی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ را ﺑـﻪ ﻛـﺎر ﻣﻲ ﮔﻴﺮﻧﺪ ) ﻣﺎﻧﻨﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی ( ﻳﺎراﻧﻪ 30 درﺻﺪی درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ب- ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ4 و ﻛﺎﻫﺸﻲ5 − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ ﺷـﺎﻣﻞ ﺳـﻨﺪ ﺷـﻤﺎره 1396 ﺳـﺎل2010 و ﻗﺎﻧﻮن دوﻟﺘﻲ ﺷﻤﺎره 1397 ﺳﺎل2010 ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ دو ﻗﺎﻧﻮن اﻫـﺪاف ﻣﺸـﺎﺑﻪ ای را در ﺳـﻄﻮح ﻣﺨﺘﻠـﻒ دﻧﺒـﺎل ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﻗﺎﻧﻮن اول ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﺸﻮﻳﻖ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺑﻬﺒﻮد رﻗﺎﺑﺖ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ 1- Ministry of employment and economy 2- Employment and Economic Development Centre (T&E Centre) 3- Ministry of Employment and Economy 4- Premium feed-in tariff 5- Reduced feed-in tariff ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 179 و ﺗﻨﻮع ﺑﺨﺸﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ واﺑﺴﺘﮕﻲ ﺑﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎ ﺗـﺪوﻳﻦ ﺷـﺪه و ﭼـﺎرﭼﻮب ﺣﻤﺎﻳـﺖ ا ز ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ از ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎد، ﺑﻴﻮﻣﺎس و ﺑﻴﻮﮔﺎز را اراﺋﻪ دﻫﺪ ﻣﻲ . ﻗﺎﻧﻮن دوم ﺿـﻤﻦ ﺑـﻪ روز ﻧﻤـﻮدن ﻗـﺎﻧﻮن ﻫـﺎی ﻣﻮﺟـﻮد ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ، ﺷﺮاﻳﻂ و ﺗﻌﺎرﻳﻒ ﻫﺮ ﻳﻚ از اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را اﺻﻼح ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧﺮژﻳﻬﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ از ﻣﻨﺒﻊ ﺑﺎد، ﺑﻴﻮﮔﺎز و ﺑﻴﻮﻣﺎس ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ را ﺑـﻪ ﻣﺪت 12 ﺳﺎل و ﻣﻌﺎدل ﻣﺒﻠﻎ ﺛﺎﺑﺘﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . در ﺣﺎﻟﻲ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ از ﻣﻨﺒﻊ آﺑﻲ ﺑﺮق ﺑﺎﻻﺗﺮ از 1ﻣﮕﺎوات و ﻳﺎ آن دﺳﺘﻪ از ﺗﻮﻟﻴﺪﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﮔﺮوه ﻗﺒﻞ ﻛﻪ ﻧﺘﻮاﻧﻨﺪ ﻣﻠﺰوﻣﺎت ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر را ﺑﺮآور ده ﺳﺎزﻧﺪ، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻛﺎﻫﺸﻲ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻳﻜﻲ از اﻳﻦ دو ﺣﺎﻟﺖ ﻃﻲ ﻧﻤﻮدن 3 ﻣﺮﺣﻠﻪ زﻳﺮ ﺿﺮوری اﺳﺖ : • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اﻋﻼم ﭘﻴﺶ از ﻣﻮﻋﺪ : در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﻻزم اﺳﺖ ﻛﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ﻳـﻚ ﻣـﺎه ﻗﺒـﻞ از اﻗـﺪام ﺑـﻪ ﻧﺼـﺐ ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻃﺮح اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه و ﻣﺸﺨﺼﺎت ﻓﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺷﺎﻣﻞ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ را ﺑﻪ ﻣﺴﻮول ﺑﺎزار اﻧـﺮژی اراﺋـﻪ دﻫﺪ . • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی اراﺋﻪ درﺧﻮاﺳﺖ : در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎﻳﺪ ﭘﻴﺶ از آﻏﺎز ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری از ﻧﻴﺮوﮔﺎه، درﺧﻮاﺳﺖ ﺧﻮد ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ را اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . • ﻣﺮﺣﻠﻪ اﻋﻄﺎی ﺣﻖ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ : ا ﮔﺮ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪه ﺷـﺮاﻳﻂ ﻓﻨـﻲ ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را دارا ﺑﺎﺷﻨﺪ و ﻣﺮاﺣﻞ ﻗﺒﻞ را ﻃﻲ ﻧﻤﻮده ﺑﺎﺷﻨﺪ، در اﻳﻦ ﻣﺮﺣﻠﻪ اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺮه ﻣﻨـﺪی از اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ آن ﻫ ﺎ اﻋﻄﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد . − ﻣﻘﺪار ﺗﻌﺮﻓﻪ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ و ﻛﺎﻫﺸﻲ : ﻣﻘﺪار ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ در ﻛﺸﻮر ﻓﻨﻼﻧ ﺪ ﺑﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑـﺎزار ﺑﺴﺘﮕﻲ دارد . ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﻣﺠﻤﻮع اﻳﻦ ﺗﻌﺮﻓﻪ و ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻧﺒﺎﻳﺪ از اﻧﺪازه ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﻮد . ﻟﺬا ﻣﻲ ﺗـﻮان ﺗﻌﺒﻴﺮ ﻧﻤﻮد ﻛﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﻣﻌﺎدل اﺧﺘﻼف ﻣﻴﺎن ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار و ﻳﻚ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺖ ) ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﻪ ﻣﺎﻫﻪ ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ . در ﻣﻘﺎﺑﻞ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴ ﻨﻲ ﻛﺎﻫﺸﻲ ﻣﻘﺪار ﺛﺎﺑﺘﻲ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻓﺎرغ از ﻗﻴﻤﺖ ﺑﺎزار ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﭘﺮداﺧـﺖ ﻣـﻲ ﺷـﻮد . ﺑـﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻣﻲ ﺗﻮان اﻳﻦ ﺗﻌﺮﻓﻪ را ﻣﺎﻧﻨﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ ﺑﺪون در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻦ ﺣﺪاﻛﺜﺮ )Gauranteed Bonus ( در ﻛﺸﻮر داﻧﻤﺎرک اﺗـﻼق ﻧﻤﻮد . ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی آﺑﻲ ﺑﺮق اﻳﻦ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﻌﺎدل 4.2 ﻳﻮرو ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﻮده ﺑﺎﻛﻪ در ﻧﻈـﺮ ﮔـﺮﻓﺘﻦ ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻧـﺮخ ارز ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ در ﺳﺎل 1391 ) ﻫﺮ ﻳﻮرو ﻣﻌﺎدل32431 رﻳﺎل ( ﻣﻌﺎدل 136 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ اﺳﺖ . 4 - 3 - 3 - 3 - ﺳﻮﺋﺪ ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎ ﻳﺘﻲ ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ ﺑﺮای رﻗﺎﺑﺖ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﻤﻮدن ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑـﺎ ﺑـﺮق ﻣﺘﻌـﺎرف ﺷـﺎﻣﻞ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی، ﺳﺎزوﻛﺎر ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ و ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ از اﻳﻦ ﻣﻴﺎن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺗﻨﻬﺎ ﻣـﻲ ﺗﻮاﻧﻨـﺪ از ﺳﺎزوﻛﺎر اول ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪ ﮔﺮدﻧﺪ . 180 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ اﻟﻒ- ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : زﻣﻴﻨﻪ ﻫﺎی اﺟﺮاﻳﻲ ﺷﺪن ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی در ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ اوﻟﻴﻦ ﺑـﺎر در ﺳـﺎل 2003 ﺑـﺎ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﺳﻨﺪ ﺷﻤﺎره 2003:113 ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق1 و ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره ی 2003:120 ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق2 ﻓﺮاﻫﻢ ﮔﺮدﻳـﺪ . ﺑـﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ، ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺘﻌﻬﺪ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق و ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺰرگ ) ﺻﻨﺎﻳﻊ اﻧﺮژی ( ﺑﺮ ﺑﺎﻳﺪ ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﺨﺸﻲ از اﻧﺮژی ﻣﻮرد ﻧﻴﺎز ﺧﻮد ﺑﺮای ﻓﺮوش ﺑﻪ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﻳﺎ ﻣﺼﺮف ﻧﻬﺎ ﻳﻲ ﺧـﻮد را از ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻓﺮاﻫﻢ ﻛﻨﻨﺪ . از ﺳﻮی دﻳﮕﺮ اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﻪ ﻧﻮﻋﻲ ﻃﺮاﺣﻲ ﺷـﺪه اﺳـﺖ ﻛـﻪ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎﻳﻲ را ﺑﺎﺑﺖ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ درﻳﺎﻓﺖ ﻛﺮده و آن را از ﻃﺮﻳـﻖ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺑـﺎزار ﺑـﻪ ﺧﺮﻳـﺪا ران اﻧﺘﻘﺎل دﻫﻨﺪ . آژاﻧﺲ اﻧﺮژی ﺳﻮﺋﺪ3 ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را ﭘﺎﻳﺶ ﻛﺮده و ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺳﻮﺋﺪ ﺣﺴـﺎب ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ را ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس ﻛﻪ ﺑﻪ ﻋﻠﺖ ﺗﻐﻴﻴﺮات اﻳﺠﺎد ﺷـﺪه در ﭼـﺎرﭼﻮب ﻫـﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ، ﺳﻮد دﻫﻲ آن ﻫﺎ ﻧﺎ ﻣﻤﻜﻦ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ و ﻧﻴﺮ وﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻛﻢ ﺗﺮ و ﻳﺎ ﻣﺴﺎوی 15 ﻣﮕﺎوات ﻛﻪ ﺑﻌﺪ از ﺑﺎزﺳﺎزی ﻏﻴﺮ ﺳﻮدده ﺷﺪه . اﻧﺪ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﺸﻤﻮل اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻫﺴﺘﻨﺪ . − ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ : • ﻣﺮﺣﻠﻪ ی ﺻﺪور ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق : ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن درﺧﻮاﺳﺖ ﻫـﺎی ﺧـﻮد ﺑـﺮای ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از اﻳـﻦ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﻧﺎﻇﺮ ) آژاﻧﺲ اﻧﺮژی ﺳﻮﺋﺪ (4 اراﺋﻪ داده و از ﺳﻮی اﻳﻦ ﻧﻬﺎد ﻣﺠﻮز ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﻪ آن ﻫ ﺎ اﻋﻄﺎ ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻮازی اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻠﺰم ﻫﺴﺘﻨﺪ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﺮﺑﻮط ﺑﻪ اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑـﺮق ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻧﻬﺎد ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺣﺴﺎب )ﻫﺎ ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل ﺳﻮﺋﺪ (5 اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ . ﻧﻬـﺎد ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ ﺣﺴـﺎب ﻫـﺎ ﺑـﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ اﻃﻼﻋﺎت ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق6 را ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن اﺧﺘﺼﺎص ﻣﻲ دﻫﺪ . • ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق ﺛﺒﺖ ﺷﺪه در ﺳﻴﺴﺘﻢ ﻧﻬﺎد ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺣﺴﺎب : دارﻧﺪﮔﺎن ﺣﺴﺎب ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق ﻣﺘﻌﻬﺪ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮﺳﺎﻧﻨﺪ . • ﺗﺨﻤﻴﻦ ﻣﻘﺪار ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪ ی اﺟﺒﺎری : ﮔﺮوه ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﻧﺰد ﻧﻬﺎد ﻧﺎﻇﺮ ﻧﺎم ﻧﻮﻳﺴﻲ ﻛﺮده و ﻣﻘﺪار ﺑـﺮق و ﺗﻌـﺪاد ﮔﻮاﻫﻲ ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه را اﻋﻼم دارﻧﺪ . ﺑﻌﺪ از اﻳﻦ اﻋﻼم از ﺳﻮی ﻣﺘﻌﻬﺪان، ﻧﻬﺎد ﻣﺪﻳﺮﻳﺖ ﺣﺴﺎب ، ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎی ﺑﺮق ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه را ﺑﻲ اﻋﺘﺒﺎر ﻛﺮده و آن را از ﭼﺮﺧﻪ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺧﺎرج ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . • ﺟﺮاﻳﻢ ﻋﺪم ﭘﺎﻳ ﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی اﺟﺒﺎری : آن دﺳﺘﻪ از ﻣﺘﻌﻬﺪان ﻛﻪ ﻧﺘﻮاﻧﻨـﺪ ﺑـﻪ ﺗﻌﻬـﺪات ﺧـﻮد ﭘﺎﻳﺒﻨـﺪ ﺑﺎﺷﻨ ﺪ ﻣﺸﻤﻮل ﺟﺮﻳﻤ ﻪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . 1- Act No. 2003:113 on electricity certificate 2- Regulation No. 2003:120 on electricity certificate 3- Swedish Energy Agency 4- Supervising authority 5- Account management authority 6- Electricity certificate ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 181 − ﻣﻘﺪار و ﻗﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق ) ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ( : ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻧﻬﺎﻳﻲ و ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق ﻣﻠﺰم ﻫﺴﺘﻨﺪ ﺑﺨﺸﻲ از ﺑﺮق ﻣﺼﺮﻓﻲ ﺧﻮد را از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺗ ﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ . ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی اﺟﺒـﺎری ﺑـﻪ ازای ﻫـﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ از ﺳﺎل 2011 ﻟﻐﺎﻳﺖ2030 در ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 7 (اراﺋﻪ ﺷﺪه اﺳﺖ . ﺟﺪول 4 - 7 - ﺗﻌﻬﺪات ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن در ﻗﺎﻟﺐ ﺗﻌﺪاد ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق دوره ی ﺗﻌﻬﺪ ﺗﻌﺪاد ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ 2011 - 2012 179 /0 2013 135 /0 2014 142 /0 2015 143 /0 2016 144 /0 2017 152 /0 2018 168 /0 2019 181 /0 2020 195 /0 2021 190 /1 2022 180 /0 2023 170 /0 2024 161 /0 2025 149 /0 2026 137 /0 2027 124 /0 2028 107 /0 2029 092 /0 2030 076 /0 ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻦ ﻧﻜﺘﻪ ﺣﺎﻳﺰ اﻫﻤﻴﺖ اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ ﺧﻼف ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨ ﺪی ﻛﺸﻮر ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ ﻛـﻪ ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﻫـﺎی ﻣﺨﺘﻠـﻒ ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻤﺎﻳﺰی از ROC را درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ، ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺑﺮای ﺗﻤﺎﻣﻲ ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎ ﻳﻚ ﮔﻮاﻫﻲ ﺻﺎدر ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﭼﻨﺎﻧﭽﻪ ﮔﺮوه ﻣﺘﻌﻬﺪ ﻧﺘﻮاﻧﻨﺪ ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات ﺧﻮد ﻋﻤﻞ ﻛﻨﻨـﺪ ﺑﺎﻳـﺪ ﺟﺮﻳﻤـﻪ ای ﻣﻌـﺎدل 150 درﺻﺪ ارزش ﻣﺘﻮﺳﻂ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ در دوره ﺗﻌﻬﺪ را ﭘﺮداﺧﺖ ﻛﻨﻨﺪ . ﻣﺘﻮﺳﻂ ﻗﻴﻤﺖ ﻫﺮ ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق در ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ در ﻣﺎه آورﻳﻞ 2011 ﻣﻌﺎدل200 ﻛﺮون ﺳﻮﺋﺪ و ﻳﺎ742537 رﻳﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ1 .ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ اﻳﻨﻜﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﻣﺘﻌﻬﺪ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛـﻪ ﺑـﻪ ازای ﻫـﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ 179 /0 ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق ر ا ﺧﺮﻳﺪاری ﻛﺮده و ﺑﻪ آژاﻧﺲ اﻧﺮژی ﺳﻮﺋﺪ ﺑﺮای اﺛﺒﺎت ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪ ﺧﻮد اراﺋﻪ دﻫﻨﺪ، ﻟﺬا ﻫﺰﻳﻨـﻪ ی ﺧﺮﻳﺪ ﮔﻮاﻫﻲ ﺑﺮق ﺑﺮای ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻌﺎدل 132 رﻳﺎل ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .2 1 - ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻧﺮخ ﺑﺮاﺑﺮی ارز دﻻر و ﻛﺮون ﺳﻮﺋﺪ )6.66 ﻛﺮون ﺳﻮﺋﺪ ( و ﻧﺮخ ارز ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ دﻻر )24751 رﻳـﺎل ( ، ﻧـﺮخ ارز ﻣﺒـﺎدﻻﺗﻲ ﻛـﺮون ﻣﻌـﺎدل 3712 رﻳـﺎل ﺑﺮآورد ﻣﻲ ﺷﻮد . 2-The Electricity Certificate System 2011, Swedish Energy Agency. 182 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ 4 - 3 - 3 - 4 - ﻧﺮوژ ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ ﺑﺮای ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎ ﺣﺪ زﻳﺎدی ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی را در اوﻟﻮﻳﺖ ﻛﺎر ﺧﻮد ﻗﺮار داده ﺑﻪ ﮔﻮﻧـﻪ ای ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﺎ ﻗﺪری اﺣﺘﻴﺎط ﺑﻴﺎن ﻧﻤﻮد ﻛﻪ ﺳﺎﻳﺮ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﻓﺎﻗﺪ ﺣﻤﺎﻳﺖ ﺑﻮده و در ﺑـﺎزار اﻧـﺮژی ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد در ﺳﺎل 2004 ﻛﺘﺎب ﺳﻔﻴﺪی ﺗﻮﺳﻂ دوﻟﺖ اراﺋﻪ ﮔﺮدﻳﺪ ﻛﻪ در آن ﻣﻘﺮر ﺷﺪ اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ رﻳﺴﻚ ﺳﻴﺎﺳـ ﻲ ﻧﺎﺷـﻲ از ﻋـﺪم ﺣﻤﺎﻳـﺖ از ﺳـﺎﻳﺮ ﺗﻜﻨﻮﻟـﻮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ، از ﺳـﺎل 2006 در ﻃـﺮح ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﺑﺎ ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﺑﺎ اﻳﻦ وﺟﻮد ﺗﻮﻓﻘﺎت ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﻃﺮح ﺑﺎ ﺷﻜﺴـﺖ ﻣﻮاﺟـﻪ ﮔﺮدﻳـﺪ . در ﺳﺎل 2011 ﻣﺠﺪدا ﻣﻮاﻓﻘﺖ ﻧﺎﻣﻪ ای ﻣﻴﺎن دو ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ و ﺳﻮﺋﺪ اﻣﻀﺎ ﮔﺮدﻳﺪ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳ ﺎس آن از آﻏـﺎز ﺳـﺎل 2012 اﻳـﻦ دو ﻛﺸﻮر ﻣﺘﻌﻬﺪ ﻫﺴﺘﻨﺪ در ﺑﺎزار ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺷﺎﻳﺎن ذﻛﺮ اﺳﺖ ﻛﻪ اﻳﻦ اﻗـﺪام ﺑـﺎ ﻫـﺪف ﮔﺴـﺘﺮش ﺑـﺎزار و ﻣﺘﻌﺎﻗﺒﺎ اﻓﺰاﻳﺶ رﻗﺎﺑﺖ و ﺛﺒﺎت ﻗﻴﻤﺖ، اﻓﺰاﻳﺶ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ و دﺳـﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑـﻪ ﭼﺸـﻢ اﻧـﺪاز اﺳـﺘﻔﺎده از ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳ ﺎل 2020 ) ﺑﻴﺶ از26 ﺗﺮاوات ﺳﺎﻋﺖ ( اﻧﺠﺎم ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . در ارﺗﺒﺎط ﺑﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻣﻲ ﺗﻮان ﺑﻴﺎن ﻧﻤﻮد ﻛﻪ ﺳﺎﻳﺖ ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻮد ﺑﺮای اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی ﺟﺪﻳـﺪ از ﻟﺤـﺎظ زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺎ ﻣﺤﺪودﻳﺖ رو ﺑﻪ رو ﺑﻮده و اﻳﻦ دﻟﻴﻠﻲ ﺑﺮ ﻋﺪم ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﻼﺣﻈﻪ از ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ در ا ﻳﻦ ﻛﺸـﻮر ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود 4 - 3 - 4 - ﺗﺮﻛﻴﻪ در ﻛﺸﻮر ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺳﻬﻢ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﺼﺐ و ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻣﻌﺎدل 5/ 35 و3/ 25 درﺻـﺪ ﺑـﻮده و اﻳـﻦ ﻛﺸﻮر از ﻟﺤﺎظ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎ ﺣﺪ ﺑﺴﻴﺎری ﺑﻪ ﻛﺸﻮر اﻳﺮان ﺷﺒﺎﻫﺖ دارد، ﺑﻪ ﮔﻮﻧـﻪ ای ﻛـﻪ ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر اﺟﺮا ﺷﺪه در اﻳﻦ ﻛﺸﻮر ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﻗﺎﻧﻮن اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ) ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره 5436 ( در ﺳﺎل2005 ﺑﺎ ﻫﺪف ﺗﻮﺳﻌﻪ ی اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﮔﺮدﻳـﺪه و ﺿـﻤﻴﻨﻪ ﺳـﺎز اﺟﺮاﻳـﻲ ﺷـﺪن ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺗﻌﺮﻓـﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ در ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻗﺎﻧﻮن ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺗﻮاﻧ ﻣـﻲ ﻨـﺪ ﺑﻪ ﻣﺪت 10 ﺳﺎل ) از ﺳﺎل 2005 ﺗﺎ ﺳﺎل2010 (ﺑﺮق ﺗﻮﻟﻴﺪی ﺧﻮد را ﺑﻪ ﻣﺒﻠﻎ ﺛﺎﺑﺖ و ﺗﻀﻤﻴﻦ ﺷﺪه ای ﺑﻪ ﻓﺮوش رﺳﺎﻧﻨﺪ . ﺑﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ اﺳﺎس ﻃﺮح » ﺳﺎﺧﺖ ﺗﺮﻛﻴﻪ «1 ، ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ﻳﻲ ﻛـﻪ ﺑـﺮای اﺣـﺪاث ﻧﻴﺮوﮔـﺎه و ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق از ﺗﺠﻬﻴﺰات ﺳﺎﺧﺖ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪ ﺷﺪه ﺑﺎﺷﺪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻣﺒﻠﻎ ﻗﻴﻤﺖ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ، درﺻـﺪی از ﻗﻴﻤـﺖ ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ را ﺑـﻪ ﻋﻨﻮان ﺗﺸﻮﻳﻖ2 ﺑﻪ ﻣﺪت 5 ﺳﺎل درﻳﺎﻓﺖ ﺧﻮاﻫﺪ ﻧﻤﻮد . 1- Made in turkey 2- Bonus payment ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 183 − ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ آﺑﻲ ﺑﺮق ی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق 3/7 ﺳـﻨﺖ و ﻳـﺎ 1806 رﻳﺎل درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﭘﺮداﺧﺖ ﺗﺸﻮﻳﻘﻲ ﺑﺮای اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻣﻌﺎدل 32 درﺻﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻮده ﻛﻪ 3/2 ﺳﻨﺖ ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮات ﺳﺎﻋﺖ )569 رﻳﺎل ﻣﻲ ( ﺑﺎﺷﺪ .1 4 - 3 - 5 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﺳﻄﺢ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ ﭘﻴﺶ از اﻳﻦ ﺑﻴﺎن ﮔﺮدﻳﺪ ﻳﻜﻲ از ﻣﺰﻳﺖ ﻫﺎی اﺳﺘﻔﺎده از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ، ﻣﺒﺎرزه ﺑـﺎ ﭘﺪﻳـﺪه ﺗﻐﻴﻴـﺮات آب و ﻫﻮا ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﻳﻜﻲ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺑـﺮای ﺑﻬـﺮه ﻣﻨـﺪی از اﻧـﺮژی ﻫـﺎی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ و ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ2 ، ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ 3(EU ETS) اﺳﺖ ﻛﻪ در ﺳﺎل2003 در ﻗﺎﻟﺐ ﻳـﻚ روﻳـﻪ ﻣﻌﺮﻓﻲ و در ﺳﺎل 2005 اﺟﺮاﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . اﻳﻦ روﻳﻪ اﺳﺎس اﺻﻠﻲ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﻣﺒﺎرزه ﺑﺎ ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻋﻀﻮ اﺗﺤﺎدﻳﻪ ﺑﻪ ﺷﻤﺎررﻓﺘﻪ و اﺑﺰار اﺻﻠﻲ ﺑﺮای ﻛﺎﻫﺶ ﺗﻐﻴﻴﺮات آ ب و ﻫﻮا اﺳﺖ ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﻬﻮم ﺗﺠﺎرت و اﻋﻤﺎل ﺳـﻘﻒ اﻧﺘﺸـﺎر ) ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻏﻴﺮﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ( ﺗﺪوﻳﻦ ﺷﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ رو ﻳﻪ ﻋﻼوه ﺑـﺮ ﭘﻮﺷـﺶ 27 ،ﻛﺸـﻮر ﻋﻀـﻮ اﺗﺤﺎدﻳـﻪ اﻋـﻢ از ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴـﺎ داﻧﻤﺎرک، ﺳﻮﺋﺪ، ﻓﻨﻼﻧﺪ، ﻛﺸﻮر ﻧﺮوژ را ﻫﻢ ﭘﻮﺷﺶ داده و دﻟﻴﻞ ﺳﻪ ﭼﻬﺎرم ﺗﺠﺎرت ﻫﺎی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ اﻧﺘﺸﺎر در دﻧﻴﺎ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺑﺮای اﻳﻦ ﻣﻨﻈﻮر ﺑﻪ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﻣﻨﺎﺑﻊ آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪه ) ﻛﺎرﺧﺎﻧﻪ ﻫﺎی ﺻﻨﻌﺘﻲ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑـﺮق، ﻛﺎرﺧﺎﻧـﻪ ﻫـﺎ ی ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﮔﺮﻣـﺎ و ﻫﻮاﻧﻮردی ﺗﺠﺎری ( ﻣﻘﺪار ﻣﺸﺨﺼﻲ ﻣﺠﻮز اﻧﺘﺸﺎر ) ﻫﺮ ﻣﺠﻮز ﺑﺮای اﻧﺘﺸﺎر ﻳﻚ ﺗﻦ دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ اﺳﺖ ( اﻋﻄـﺎ ﻣـﻲ ﮔـﺮدد ﺑـﻪ ﻧﻮﻋﻲ ﻛﻪ ﻣﺠﻤﻮع ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻋﻄﺎ ﺷﺪه ﻧﺒﺎﻳﺪ از ﺳﻘﻒ ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﺷﻮد . دارﻧﺪﮔﺎن اﻳﻦ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ ﺑﻪ اﻧﺪازه ﺳﻘﻒ ﻣﺠﻮز اﻋﻄﺎ ﺷﺪه آﻻﻳﻨﺪه ﻣﻨﺘﺸﺮ ﻧﻤ ﺎﻳﻨﺪ و ﻳﺎ ﺑﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﺧﻮد ﺑﺎ اﺳﺘﻔﺎده از ارزان ﺗﺮﻳﻦ ﺷﻴﻮه، ﻣﺠﻮز ﻫـﺎ را در ﺑـﺎزار اﻧﺘﺸﺎر ﻛﺮﺑﻦ اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺑﻪ ﻓﺮوش ﺑﺮﺳﺎﻧﻨﺪ و درآﻣﺪی را ﺑﻪ ﺧﺎﻃﺮ اﻗﺪام ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ دﺳﺖ آورﻧﺪ . ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸـﺎر ﻫﺮ ﺗﻦ CO2 ) EUA ( 4 ﺑﺮ اﺳﺎس روﻳﻪ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ﺗﻨﻈﻴﻢ ﺷﺪه اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺎﻧﻨﺪ ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎی ﻛـﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر )CER ( در ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ ﻫﺴﺘﻨﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﺳﺎﻳﺖ رﺳـﻤﻲ ﺑـﻮرس اﻧـﺮژی اﺗﺤﺎدﻳـﻪ اروﭘـﺎ (EEX) 5 ﻣﺘﻮﺳـﻂ ﻗﻴﻤـﺖ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر در ﺳﺎل 2013 ﺑﻪ ﻃﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻣﻌﺎدل 5/3 ﻳﻮرو ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺗﻦ دی اﻛﺴﻴﺪ ﻛﺮﺑﻦ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛـﻪ ﻧﺴـﺒﺖ ﺑـﻪ ﻣﺘﻮﺳﻂ ﺳﺎل ﮔﺬﺷﺘﻪ ) ﺗﻘﺮﻳﺒﺎ 7 ﻳﻮرو ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺗﻦ دی اﻛﺴﻴ ﺪ ﻛﺮﺑﻦ ( ﻛﺎﻫﺶ ﻳﺎﻓﺘﻪ اﺳﺖ ) ﺷﻜﻞ ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 1(( 1- 2 - ﻣﻌﺎﻫﺪه ی ﺑﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠﻲ ﭘﺮوﺗﻜﻞ ﻛﻴﻮﺗﻮ در ﺳﺎل 1997 ﺗﺪوﻳﻦ و در ﺳﺎل2005 اﺟﺮاﻳﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس ﻣﻔﺎد اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻫـﺪه ﻛﺸـﻮرﻫﺎی ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﻳﺎﻓﺘـﻪ ﻣﻮاﻓﻘـﺖ ﻧﻤﻮدﻧﺪ ﻛﻪ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر 6 ﮔﺎز ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای را ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﻣﺤﺪود ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﺑﺮ اﺳﺎس اﻳﻦ ﻣﻌﺎﻫﺪه ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﻋﻀﻮ ﺿﻤﻴﻤﻪ ﻳﻚ ) ﻛﺸﻮرﻫﺎی ﺗﻮﺳﻌﻪ ﻳﺎﻓﺘﻪ ﺑﺎ اﻧﺘﺸﺎر ﺑﺎﻻ ( ﻣﺘﻌﻬﺪ ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ ﺳﻄﺢ اﻧﺘﺸﺎر ﺧﻮد ﺑﻪ ﻣﻴﺰان 2/5 % ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳـﺎل1990 ﮔﺮدﻳﺪﻧـﺪ . ﻋـﻼوه ﺑـﺮ اﻗـﺪاﻣﺎت داﺧﻠـﻲ ﺑـﺮای ﻛـﺎﻫﺶ ﺳـﻄﺢ اﻧﺘﺸـﺎر ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان » ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﻫﺎی ﻣﻨﻌﻄـﻒ « (flexible mechanism) د و ﺷـﻴﻮه ﺑـﻴﻦ اﻟﻤﻠﻠـﻲ ﺑـﺮای ﻛـﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸـﺎر ﺑـﺎ ﻋﻨـﻮان » ﻣﻜـﺎﻧﻴﺰم ﺗﻮﺳـﻌﻪ ﭘـﺎک « (clean developing mechanism) و » اﺟﺮای ﻣﺸﺘﺮک « (Joint implementation) ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪ . ﻣﺤﻞ اﺟﺮاﻳﻲ ﻧﻤﻮدن ﭘﺮوژه ﻫﺎی ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺗﻮﺳﻌﻪ ﭘﺎک ﻛﺸﻮر ﻏﻴﺮ ﺿﻤﻴﻤﻪ ﻳـﻚ ) ﻛﺸﻮر ﻫﺎی در ﺣﺎل ﺗﻮﺳﻌﻪ ( و ﭘﺮوژه ﻫﺎی اﺟﺮای ﻣﺸﺘﺮ ک در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﺿﻤﻴﻤﻪ ﻳﻚ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . 3- The EU Emission Trading System 4- EU Allowance 5- 184 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ Source: EU Energy Exchange ﺷﻜﻞ4 - 1 - ﻗﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﻣﺠﻮز اﺗﺤﺎدﻳﻪ اروﭘﺎ از ﺳﺎل 2005 ﺗﺎ2012 4 - 3 - 6 - ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻳﻜﭙﺎرﭼﻪ ی اﻳﺎﻻت ﻣﺘﺤﺪه آﻣﺮﻳﻜﺎ )PJM و ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ( در اﻳﻦ ﺑﺨﺶ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻻزم اﻻﺟﺮا در ﺳﻄﺢ ﻓﺪرال در ﺑﺎزار ﺑﺮق ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ و ﺳﺎزﻣﺎن اﻧﺘﻘﺎل ﻣﻨﻄﻘـﻪ ای PJM ) ﺷﺎﻣﻞ14 اﻳﺎﻟﺖ ( ﻣﻮرد ﺑﺮرﺳﻲ ﻗﺮار ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻓﺪرال در ﻛﻨﺎر ﺳﺎزو ﻛﺎرﻫـﺎی ﻣﺘﻨـﻮﻋﻲ ﻛـﻪ در داﺧـﻞ ﻫﺮﻳﻚ از اﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎ وﺟﻮد دارد، اﻣﻜﺎن ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻧﺮژی ﺗ ﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ را ﻓﺮاﻫﻢ ﻣﻲ آورد . 4 - 3 - 6 - 1 - ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧﺮژ ی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ) ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ( − ﺳﻨﺪ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺳﻨﺪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮن ﮔﺬاری ﺧﺪﻣﺎت ﻋﻤـﻮﻣﻲ 1 ) 1978 ( ﻗـﺎﻧﻮن ﭘﺸـﺘﻴﺒﺎن ﺳـﺎزوﻛﺎر ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی در آﻣﺮﻳﻜﺎ اﺳﺖ ﻛﻪ ﻳﻜﻲ از ﻋﻮاﻣﻞ اﺻﻠﻲ در رﺷﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺳﺎل ﻫﺎ ی اﺧﻴﺮ ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ رود . ﺳﻨﺪ ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ2 در ﺳﺎل2010 ﺑﻪ ﻋﻨﻮان اﺻﻼﺣﻴﻪ ی اﻳﻦ ﺳﻨﺪ ﺗﺼﻮﻳﺐ ﮔﺮدﻳﺪه و ﺑﺴﺘﺮ اﺟﺮاﻳﻲ ﻧﻤﻮدن اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ3 (RES) ﻓﺪرال را ﻓﺮاﻫﻢ آورده اﺳﺖ . ﺑﺮق ﺧﻮرﺷﻴﺪی، ﺑﺎدی، زﻣﻴﻦ ﮔﺮﻣﺎﻳﻲ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎ اﺛﺮات ﻣﻨﻔﻲ ﻧﺎﭼﻴﺰ ) ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﺑـﺪون ﺳـﺪ ﻫـﺎی ﻣﺨﺰﻧـﻲ ﺑﺰرگ ﻛﻪ ﺑﺮ رژﻳﻢ آب اﺛﺮ ﻣﻨﻔﻲ ﻧﻤﻲ ﮔﺬارﻧﺪ (4، ﺑﻴﻮﻣﺎس و ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی زﻳﺴﺘﻲ، و ﮔﺎز ﻫﺎی ﻟﻨـﺪﻓﻴﻞ، ﺳـﻠﻮل ﻫـﺎی ﺳـﻮﺧﺘﻲ ) ﺳـﻮﺧﺖ ﻫﻴﺪروژﻧﻲ ( ، ﺳﻴﻜﻞ ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ و در ﺑﺮﺧﻲ ﻣﻮارد اﻧﺮژی ﻫﺴﺘﻪ . ای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻳﻲﻫﺎ ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ اﻣﻜﺎن ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﻗﺎﻧﻮن ﻓﻮق را دارﻧﺪ . ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ5 (REC) ﻛﻪ ﺑﺮ اﺳﺎس ﺗﻌﺎرﻳﻒ اراﺋﻪ ﺷﺪه ﻫﻤﺎن ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی ﺳﺒﺰ ﻗﺎﺑﻞ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻫﺴﺘﻨﺪ، ﻛﻪ ﻗﺎﺑـﻞ ﺧﺮﻳﺪ، ﻓﺮوش و ﺗﻬﺎﺗﺮ اﺳﺖ و اﺛﺒﺎت ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ ﻛﻪ ﺑﺮق از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﮔـﻮاﻫﻲ ﻫـﺎ ﻧﺸـﺎن دﻫﻨـﺪه ی 1- Public Utility Regulatory Policies Act 2- Support Rrenewable Energy Act 3- Renewable Energy Sstandard 4 - در اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آ ﺑﻲ زﻳﺮ 30 ﻣﮕﺎوات واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ درﻳﺎﻓﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻫﺴﺘﻨﺪ . 5- Renewable Energy Certificate ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 185 ﻣﺸﺨﺼﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ اﻧﺮژی ﺗﻮﻟﻴﺪی و ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ آن ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻫﺮ ﻣﮕـﺎوات ﺳـﺎﻋﺖ ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻳﻚ ﮔﻮاﻫﻲ ﺻﺎدر ﻣﻲ ﺷﻮد1 ﻛﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ اﻃﻼﻋﺎت ﻣﻨﺒﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ ) ﺷﺎﻣﻞ زﻣﺎن اﺣﺪاث ﻧﻴﺮوﮔﺎه، ﻧﻮع ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی و ﻣﻮﻗﻌﻴـﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪه ( ، زﻣﺎن ﺻﺪور ﮔﻮاﻫﻲ و ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎزﻫﺎ ی ﮔﻠﺨﺎﻧﻪ ای ﻧﺎﺷﻲ از ﺗﻮﻟﻴﺪ را ﻧﻴﺰ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻳﻦ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ ﺑﺴﻴﺎر ﺑﺎﻻ ﺑﻮده ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﻣﻲ ﺗﻮان آن ﻫﺎ را ﻫﻤﺮاه ﺑﺎ ﺑﺮق و ﻳﺎ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺠﺰا از آن ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻧﻤﻮد . ﻫﺮﻳﻚ ازاﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎ ﻣﺘﻨﺎﺳﺐ ﺑﺎ ﻫﺪف ﮔﺬاری ﺧﻮد ﺑﺮای ﻣﻴﺰان ﺳﻬﻢ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺳﺒﺪ ﺗﻮﻟﻴ ﺪ ﺧﻮد و اﻓﻖ زﻣﺎﻧﻲ آن از اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 8 (ﻫﺪف ﮔـﺬاری ﻫـﺮ ﻳـﻚ از اﻳﺎﻟـﺖ ﻫـﺎی ﺗﺤـﺖ ﭘﻮﺷـﺶ PJM و ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ را ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 4 - 8 - ﻫﺪف ﮔﺬاری ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎ ﺳﺎل ﻫﺪف در ﺑﺎزارﻫﺎی PJM و ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﺑﺎزار ﺑﺮق اﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﭘﻮﺷﺶ ﻫﺪف ﮔﺬ اری ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﺳﺎل PJM DE )دﻟﻮر( ﺗﺎ ﺳﺎل2025 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ25 %ﺷﻮد. IL )اﻳﻠﻴﻨﻮﻳﺰ( ﺗﺎ ﺳﺎل2025 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ25 %ﺷﻮد. IN )اﻳﻨﺪﻳﺎﻧﺎ ( _ KY )ﻛﻨﺘﺎﻛﻲ ( _ MD )ﻣﺮﻳﻠﻨﺪ( ﺗﺎ ﺳﺎل2022،ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ20 %ﺷﻮد. MI )ﻣﻴﺸﻴﮕﺎن ( ﺗﺎ ﺳﺎل 2015 ،ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ10 %ﺷﻮد. NJ )ﻧﻴﻮﺟﺮﺳﻲ( ﺗﺎ ﺳﺎل2021 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ20.4 %ﺷﻮد. NC )ﻛﺎروﻟﻴﻨﺎی ﺷﻤﺎﻟﻲ( ﺗﺎ ﺳﺎل2021 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ12.5 %ﺷﻮد OH )اوﻫﺎﻳﻮ( ﺗﺎ ﺳﺎل2025 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ25 %ﺷﻮد. PA )ﭘﻨﺴﻴﻠﻮاﻧﻴﺎ( ﺗﺎ ﺳﺎل2020 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ18 %ﺷﻮد. TN )ﺗﻨﺴﻲ ( _ VA )وﻳﺮﺟﻴﻨﻴﺎ ( ﺗﺎ ﺳﺎل 2025 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ15 %ﺷﻮد. WV )وﻳﺮﺟﻴﻨﻴﺎی ﻏﺮﺑﻲ ( _ DC )ﻛﻠﻤﺒﻴﺎ ( ﺗﺎ ﺳﺎل 2020 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ20 %ﺷﻮد. ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ (CA) ﺗﺎ ﺳﺎل2020 ﺳﻬﻢ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ33 %ﺷﻮد.2 Source: − ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : ﻓﺮآﻳﻨﺪ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در آﻣﺮﻳﻜﺎ ، ﻣﻄﺎﺑﻖ ﻣﺮاﺣـﻞ زﻳﺮ اﺳﺖ : • ﺗﻌﻴﻴﻦ اﺳﺘﺎﻧﺪارد / ﻫﺪف ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ : ﺗﻌﻬﺪی ﻛﻪ ﺳﺒﺐ ﻣﺒﺎدﻟﻪ REC ﻣﻲ ﮔﺮدد ﺑﺎ ﻋﻨـﻮان » اﺳـﺘﺎﻧﺪارد ﺳﺒﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ «3 (RPS) ﺷﻨﺎﺧﺘﻪ ﻣﻲ ﺷﻮد ﻛﻪ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن را ﻣﻠﺰم ﺑﻪ ﺗـﺎﻣﻴﻦ ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . ﻫﺮ اﻳﺎﻟﺖ RPS را ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ای از ﻋﻮاﻣـﻞ اﻋـﻢ از اﻫـﺪاف ﺳﻴﺎﺳـﻲ ﻣﺎﻧﻨـﺪ رﺷـﺪ اﻗﺘﺼـﺎدی و ﺗﻨﻮع ﭘﺬﻳﺮی ﻋﺮﺿﻪ اﻧﺮژی، ﻣﻼﺣﻈﺎت زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ، ذﺧﺎﻳﺮ ﻣﻨﺎﺑﻊ اﻧﺮژی، ﻣﻼﺣﻈـﺎت ﺳﻴﺎﺳـﻲ و ﻇﺮﻓﻴـﺖ ﺑـﺎﻟﻘﻮه 1 - ﺑﺮای ﺗﺸﻮﻳﻖ ﺑﺮﺧﻲ از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﻴﺶ از ﻳﻚ ROC ﺑﻪ ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ ﺗﻌﻠﻖ ﻣﻲ ﮔﻴﺮد . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳـﺎﻋﺖ اﻧـﺮژی ﺧﻮرﺷـﻴﺪی در ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ 3 ﮔﻮاﻫﻲ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ درﻳﺎﻓﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . 2 - ﺳﻪ ﺷﺮﻛﺖ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪه ﺑﺰرگ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ ﻣﻠﺰم ﻫﺴﺘﻨﺪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﻴﺎﻧﮕﻴﻦ در ﺳﺎل 2012 ، 19.8 درﺻﺪ از ﻛﻞ ﺑﺮق را از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﺎﻣﻴﻦ ﻛﻨﻨﺪ . ( 3- Renewable Portfolio Standard 186 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﺪ . ﮔﺎﻫﻲ اﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺮای رﺳﻴﺪن ﺑﻪ ﺳﻄﺢ ﻣﺸﺨﺼﻲ از ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻫﺪﻓﻲ را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ﺑﺪون اﻳﻨﻜﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻣﺸﺨﺼﻲ ﺑﺮای آن ﺗﻌﺮﻳﻒ ﻛﻨﻨ . ﺪ • ﺷﺮﻛﺖ در ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری و ﻳﺎ داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش REC : ﺑﺎ ﺗﻌﻴﻴﻦRPS ﺿـﺮورت دارد ﺑﺴـﺘﺮ ﻣﻨﺎﺳـﺐ ﺑﺮای رﺳﻴﺪن ﺑﻪ اﻳﻦ اﺳﺘﺎﻧﺪارد ﻓﺮاﻫﻢ ﮔﺮدد . اﻳﻦ ﺑﺴﺘﺮ ﺑﺎزار اﺟﺒﺎری ﻣﺒﺎدﻟـﻪ REC اﺳـﺖ . در ﻣﻘﺎﺑـﻞ ﭼﻨﺎﻧﭽـﻪ اﺳﺘﺎﻧﺪاردی وﺟﻮد ﻧﺪاﺷﺘﻪ ﺑﺎﺷﺪ، ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪﮔﺎﻧﻲ ﻛﻪ ﺗﻤﺎﻳـﻞ دارﻧـﺪ از ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ اﺳـﺘﻔﺎده ﻧﻤﺎﻳﻨـﺪ، ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ در ﺑﺎزار ﻫﺎی داوﻃﻠﺒﺎﻧﻪ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . • ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ ﺑﺮای ردﻳﺎﺑﻲ REC : از آﻧﺠﺎﻳﻲ ﻛﻪ REC ﻣﺸﺨﺼﻪ ﻫﺎی زﻳﺴﺖ ﻣﺤﻴﻄﻲ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ، ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ و زﻣﺎن ﺗﻮﻟﻴﺪ آن را ﻣﺸﺨﺺ ﻛﺮده و ﻣﻲ ﺗﻮاﻧﺪ ﻣﻴﺎن ﺧﺮﻳﺪاران و ﻓﺮوﺷﻨﺪﮔﺎن ﺑﻪ دﻓﻌﺎت ﻣﺒﺎدﻟـﻪ ﺷـﻮﻧﺪ، ﻻزم اﺳﺖ ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ ﺑﺮای رد ﻳﺎﺑﻲ ﻫﺎ آن ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺷﻮد ﺗﺎ ﺑﺘﻮان ﺑﻪ راﺣﺘﻲ ﺣﺠﻢ REC ﺧﺮﻳﺪاری ﺷﺪه و ﻓﺮوﺧﺘـﻪ ﺷـﺪه را ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﻤﻮد، ﻣﻘﺪار ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر را ﻣﺸﺨﺺ ﻧﻤﻮد و از ﭘﺎﻳﺒﻨﺪی ﺑﻪ ﺗﻌﻬﺪات اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺣﺎﺻﻞ ﻛﺮد .1 ﺳﻴﺴـﺘﻢ ﻫـﺎی ردﻳﺎﺑﻲ REC ﻣﻨﻄﻘﻪ ای ﻫﺴﺘﻨﺪ و ﻫﺮ ﻳﻚ از آن ﻫﺎ ﺑﺮای اﺣﺮاز ﻗﺎﺑﻠﻴﺖ رد ﻳﺎﺑﻲ و ﻣﺸﺨﺺ ﺑﻮدن ﺻﺎﺣﺒﺎن REC ، ﻛﺪ ﻣﺸﺨﺼﻲ را ﺑﻪ ﻫﺮ ﮔﻮاﻫﻲ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ اﻋﻄﺎ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . وﺟـﻮد اﻳـﻦ ﺳﻴﺴـﺘﻢ ردﻳـﺎﺑﻲ اﻳـﻦ اﻣﻜـﺎن را ﻓـﺮاﻫﻢ ﻣﻲ ﺳﺎزد ﻛﻪ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎ ﺑﺮای اﺳﺘﻔﺎده ﺳﺎل ﻫﺎی آﺗﻲ در ﺑﺎﻧﻚ ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ذﺧﻴـﺮه ﺷـﻮﻧﺪ (banked) و ﻳـﺎ ﺑـﺮای اﺛﺒﺎت اﻧﺠﺎم ﺗﻌﻬﺪات ﺻﺎﺣﺒﺎن آن از ﭼﺮﺧ ﻪ ﻣﺒﺎدﻻت ﺧﺎرج ﮔﺮدﻧﺪ (retired REC) . − ﻗﻴﻤﺖREC : ﺑﻪ ﻋﻮاﻣﻞ ﺑﺴﻴﺎری از ﺟﻤﻠﻪ ﺗﺎرﻳﺦ ﺻﺪور، ﻣﻮﻗﻌﻴﺖ ﺟﻐﺮاﻓﻴﺎﻳﻲ و ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ، ﻓﺮاواﻧﻲ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ، ﺣﺠﻢ ﻋﺮﺿﻪ و ﺗﻘﺎﺿﺎ و ﻣﺒﺎدﻟﻪ در ﺑﺎزار اﺟﺒـﺎری و ﻳـﺎ داوﻃﻠﺒﺎﻧـﻪ ﺑﺴـﺘﮕﻲ دارد . ﻛﻤﻴﻨﻪ و ﺑﻴﺸﻴﻨﻪ ﻗ ﻴﻤﺖ ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘـﺬﻳﺮ در ﺑـﺎزار اﺟﺒـﺎری REC در ﺳـﺎل2012 ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﺗﻘﺮﻳﺒﻲ ﻣﻌﺎدل 1 و60 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻣﮕﺎوات ﺳﺎﻋﺖ2 ﺑﻮده اﺳﺖ . ﺑﺮﺧﻲ از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ از ﻗﺒﻴﻞ اﻧـﺮژی ﺧﻮرﺷﻴﺪی از ﺣﻤﺎﻳﺖ ﻫﺎی ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ی ﺑﺮﺧﻮردار ﺑﻮده ﺑﻪ ﮔﻮﻧﻪ ای ﻛﻪ ﺟﺮاﻳﻢ ﻋﺪم ﺗﻌﻬﺪ ﺑﺮای ﺑﻴﺶ ﺎﻫ آن ﺗﺮ و ﻗﻴﻤـﺖ ﺎﻫ آن در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﺑﺎﻻﺗﺮ اﺳﺖ . ﺑﻪ ﻃﻮر ﻣﺜﺎل ﮔﻮاﻫﻲ ﻫﺎی اﻧـﺮژی ﺧﻮرﺷـﻴﺪی )SREC ( در ﺳـﺎل2012 در داﻣﻨﻪ 10 ﺗﺎ405 دﻻر ﻗﺮار دارد .3 1 - ﺑﺎزار ﺑﺮقPJM ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﻣﻜﺎﻧﻴﺰم ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ، ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ وﻳﮋﮔﻲ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴـﺪ (GATS) را در ﺳـﺎل2005 و اﻳﺎﻟـﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴـﺎ، ارﮔـﺎن و ﻧﻴـﻮ ﻣﻜﺰﻳﻜﻮ ﺑﺮای ردﻳﺎﺑﻲ REC، ﺳﻴﺴﺘﻢ اﻃﻼﻋﺎت ﺗﻮﻟﻴﺪ اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻏﺮب آﻣﺮﻳﻜﺎ )WREGIS ( را در ﺳﺎل2007 ﻣﻌﺮﻓﻲ ﻧﻤﻮدﻧﺪ . 2- 3- ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 187 4 - 3 - 6 - 2 - ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ ) ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻏﻴﺮ ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ( - ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﺎران اﺳﻴﺪی1 ) ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎرNOx وSOx ( • ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘ ﺸﺘﻴﺒﺎن : ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﺎران اﺳﻴﺪی ﻛﻪ در ﺳﺎل 1990 ﺑﺮ اﺳﺎس ﺳﻨﺪ ﻫﻮای ﭘﺎک2 ﻣﻌﺮﻓﻲ ﮔﺮدﻳﺪ، ﻣﺤﺮک اﺻﻠﻲ اﺟﺮای ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر SOx ﺑﻪ ﺷﻤﺎر رﻓﺘﻪ و ﺗﻮﺳﻂ ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ آﻣﺮﻳﻜﺎ اﺟﺮاﻳﻲ ﻣﻲ ﮔﺮدد . ﺑﺎ وﺟﻮد اﻳﻨﻜﻪ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر و ﺗﺠﺎرت آن ﻣﻨـﺎﻓﻊ زﻳﺴـﺖ ﻣﺤﻴﻄـﻲ ﺑﺴـﻴﺎری را ا ﻳﺠـﺎد ﻛـﺮده و ﻧﻤﺎﻳﺸﮕﺮ ﻣﺰﻳﺖ ﻧﺴﺒﻲ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﻧﺴﺒﺖ ﺑﻪ ﺳﻮﺧﺖ ﻫﺎی ﻓﺴﻴﻠﻲ اﺳـﺖ، ﻫـﺪف اﺻـﻠﻲ اﻳـﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣـﻪ در آﻣﺮﻳﻜﺎ ﻛﺎﻫﺶ ﺧﺴﺎرت ﻫﺎی ﻧﺎﺷﻲ از ﺑﺎران ﻫﺎی اﺳﻴﺪی اﺳﺖ . ﮔﺮوه ﻫﺪف در اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﻓﺴﻴﻠﻲ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻫﺴﺘﻨﺪ ﻛﻪ در دو ﻓﺎز ﻫﺪف ﮔﺬاری ﺷﺪه اﻧﺪ؛ ﻓﺎز اول ﺑﺮای ﻣ ﺤﺪود ﻧﻤﻮدن اﻧﺘﺸﺎر ﻫـﺮ ﻳـﻚ از ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑﺮق و ﻓﺎز دوم ﺑﺮای ﻣﺤﺪود ﻛﺮدن ﻛﻞ ﻣﻴﺰان اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ 8.95 ﻣﻴﻠﻴـﻮن ﻣﺠـﻮز در ﻧﻈـﺮ ﮔﺮﻓﺘـﻪ ﺷـﺪه اﺳﺖ . اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﺑﺎ اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ و اﻋﻄﺎی ﻣﺠﻮز اﻧﺘﺸﺎر ﺑﻪ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی آﻟﻮده ﻛﻨﻨﺪه ﻋﻼوه ﺑﺮ ﺗﺸﻮﻳﻖ اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻪ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر، ﻣ ﺰﻳﺘﻲ را ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﻳﻲ ﻛﻪ اﻧﺘﺸﺎر ﺗﺮ ﻛﻢ ی دارﻧﺪ ) ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳـﺪ ﭘـﺬﻳﺮ ( اﻳﺠـﺎد ﻣﻲ ﻧﻤﺎﻳﺪ . اﻳﻦ ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﻋﻼوه ﺑﺮ ﻛﺎﻫﺶ ﮔﺎز SOx ، ﻃﻲ ﻳﻚ ﻓﺮآﻳﻨﺪ دو ﻣﺮﺣﻠـﻪ ای در ﺳـﺎل 1996 و2000 ﻛـﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر ﮔﺎز NOx را در دﺳﺘﻮر ﻛﺎر ﺧﻮد ﻗﺮار داد . • ﻓﺮآﻳﻨﺪ اﺟﺮاﻳﻲ : o ﺗﺨﺼﻴﺺ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر : ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﺳﺎﻻﻧﻪ ﺑﻪ واﺣﺪ ﻫﺎی ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﻛـﻪ ﮔـﺎز SOx وNOx ﻣﻨﺘﺸـﺮ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ ، ﺗﺨﺼﻴﺺ داده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﻫﺮ ﻣﺠﻮز ﻣﻌﺎدل ﻳﻚ ﺗﻦ SOx ) ﻳﺎNOx ( ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق ﺑﺎﻳﺪ اﻃﻤﻴﻨﺎن ﺣﺎﺻﻞ ﻛﻨﻨﺪ ﻛﻪ در ﭘﺎﻳﺎن ﻫﺮ ﺳﺎل ﻣﻘﺪار اﻧﺘﺸﺎر ﺎﻫ آن ﺑﺎ ﻣﻘﺪار ﻣﺠﻮز ﺎﻫ آن ﺑﺮاﺑـﺮ ﺑﺎﺷـﺪ . در ﺻـﻮرت ﻋﺪم ﺑﺮاﺑﺮ ﺑﻮدن اﻳﻦ دو ﻣﻘﺪار ﻣﺸﻤﻮل ﺟﺮﻳﻤﻪ ای ﻣﻌﺎدل 2000 دﻻر ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺗﻦ اﺿـﺎﻓﻲ اﻧﺘﺸـﺎر )NOx و SOx ( ﻣﻲ ﮔﺮدﻧﺪ . o ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر : ﺧﺮﻳﺪاران ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر ﺗﻮاﻧ ﻣﻲ ﻨﺪ اﻳﻦ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ را از ﺑـﺎزار اﻧﺘﺸـﺎر SOx و NOx و ﻳﺎ از ﺣﺮاج ﻫﺎی ﺳﺎﻻﻧﻪ ای ﻛﻪ ﺳﺎ زﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ آﻣﺮﻳﻜـﺎ ﺑﺮﮔـﺰار ﻣـﻲ ﻛﻨـﺪ، ﺧﺮﻳـﺪاری ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ . ﻫﻤﭽﻨﻴﻦ ﺑﺎزار ﻣﺠﻮز اﻧﺘﺸﺎر ﺑﺴﺘﺮ ﻣﺒﺎدﻻت ) ﺧﺮﻳﺪ و ﻓﺮوش ( اﻳﻦ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ﺗﻮﺳﻂ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن 3 ﺑـﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ . رود o ﺗﻌﺒﻴﻪ ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ﻣﺠﻮز :ﻫﺎ ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ آﻣﺮﻳﻜﺎ، ﺑﺮای اﻳﻨﻜﻪ ﺑﺘﻮاﻧﺪ وﺿـﻌﻴﺖ و اﻧﺘﻘـﺎل ﻣﺠﻮز ﻫﺎ را ﻛﻨﺘﺮل ﻛﻨﺪ، ﺳﻴﺴﺘﻤﻲ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺳﻴﺴﺘﻢ ردﻳﺎﺑﻲ ﻣﺠﻮز ﻫـﺎ 4 (AMS) را ﻣﻌﺮﻓـﻲ ﻧﻤـﻮده اﺳـﺖ . ﻟـﺬا 1- Acid Rain Program 2- Clean Air Act 3 - ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺮق، اﻓﺮاد ﺣﻘﻴﻘﻲ، واﺳﻄﻪ ﻫﺎ دوﻟﺘﻲ و ﺧﺼﻮﺻﻲ و ﮔﺮوه ﻫﺎی ﻃﺮﻓﺪار ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ ﻣﺒﺎدﻟﻪ ﻛﻨﻨﺪﮔﺎن ﺑﺎزار ﻣﺠﻮز اﻧﺘﺸﺎر ﻫﺴﺘﻨﺪ . 4- Allowance tracking system 188 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺗﻤﺎﻣﻲ دارﻧﺪﮔﺎن ﻣﺠﻮز و ﺗﻤﺎﻣﻲ ﻧﻬﺎد ﻫﺎﻳﻲ ﻛﻪ ﻣﻲ ﺧﻮاﻫﻨﺪ در ﺑﺎزار ﻣﺒﺎدﻟﻪ اﻳﻦ ﻣﺠﻮز ﻫﺎ ﻣﺸﺎرﻛﺖ ﻧﻤﺎﻳﻨﺪ، ﺑﺎﻳـﺪ دارای ﻳﻚ ﺣﺴﺎب در اﻳﻦ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺑﺎﺷﻨﺪ .1 − ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر : ﻗﻴﻤﺖ ﻣﺠﻮز ﻫﺎی اﻧﺘﺸﺎر SOx اﻧﻌﻜﺎﺳﻲ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻧﻬﺎﻳﻲ ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر اﺳﺖ ﻛﻪ ارﺗﺒـﺎط ﻣﺴﺘﻘﻴﻢ ﺑﺎ ﻫﺰﻳﻨﻪ اﺳﺘﻔﺎده از ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻛﺎﻫﺶ اﻧﺘﺸﺎر، ﻗﻴﻤﺖ ﺳﻮﺧﺖ و ﺗﻘﺎﺿﺎی ﺑﺮق دارد . ﻗﻴﻤﺖ اﻳـﻦ ﻣﺠـﻮز در ﺳﺎل 2009 ، 65 /6 دﻻر ﺑﻮده اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﻌﺎدل164596 رﻳﺎل ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﺗﻦ اﻧﺘﺸﺎر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ .2 4 - 3 - 7 - اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺑﺎزار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﻳﻜﻲ از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺳﺘﻔﺎده از ﺳﺎزوﻛﺎر ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎ ی ﺗﻀـﻤﻴﻨﻲ ﺑـﺮای ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎی اﻧﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . − ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن : اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺣﻮل دو ﻣﺤﻮر اﺻﻠﻲ اﻳﺠﺎد ﺷﺪه اﺳﺖ . اوﻟﻴﻦ ﻣﺤﻮر ﺳﻨﺪ اﻗﺘﺼـﺎد و اﻧﺮژی ﺳﺒﺰ )2009 ( 3 اﺳﺖ، ﻛﻪ ﺳﻨﺪ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻪ ﺷـﻤﺎر ﻣـﻲ رود و دوﻣـﻴﻦ ﻣﺤـﻮر ﻣﺮﺟـﻊ ﺻﻼﺣﻴﺘﺪار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ4 اﺳﺖ ﻛﻪ ﻣﺴﻮول و ﻣﺘﻮﻟﻲ ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ . اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﺮای ﭘﻮﺷﺶ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ﺑﻴﺶ ی از ﺗﺮ ﻛﻢ و ﺗﺮ 10 ﻛﻴﻠﻮوات ﺑﻪ دو ﺷﺎﺧﻪ اﺻﻠﻲ ﺗﻘﺴﻴﻢ ﻣﻲ ﮔﺮدد ﻛﻪ اوﻟـﻴﻦ ﺷـﺎﺧﻪ ﺗﺤـﺖ ﻋﻨـﻮان ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤ ﻴﻨﻲ و دوﻣﻴﻦ ﺷﺎﺧﻪ ﺑﺎ ﻋﻨﻮان ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫـﺎ ی ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴـﺎس ﻧﺎﻣﮕـﺬاری ﺷـﺪه اﺳـﺖ . ﺗﻜﻨﻮﻟﻮژی ﻫﺎی واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﺮای ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ در اﻳﺎﻟﺖ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺷـﺎﻣﻞ ﻧﻴﺮوﮔـﺎه ﻫـﺎ ی ﺑﻴﻮﻣـﺎس، ﺑﻴﻮﮔﺎز، ﮔﺎز ﻫﺎی ﻟﻨﺪﻓﻴﻞ، ﺑﺎدی ﺳﺎﺣﻠﻲ، ﺧﻮرﺷﻴﺪی و آﺑﻲ ﺑﺮق ﻫﺴﺘﻨﺪ . اﻳﻦ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑ ﻫﺎ ﺮ اﺳﺎس ﻗﺮارداد ﻫـﺎی ﺑﻠﻨـﺪ ﻣﺪت ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ 40 ﺳﺎﻟﻪ از ﻣﺰﻳﺖ اﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪ ﻣﻲ ﺷﻮﻧﺪ . − ﻧﺮخ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ : ﺑﺮای ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﻴﺶ و ﺗﺮ ﻛﻢ آﺑﻲ ﺑﺮق از ﺗﺮ 10 ﻣﮕﺎوات، ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺑﻪ ﺗﺮﺗﻴﺐ ﻣﻌـﺎدل 1/ 13 و1/ 12 ﺳﻨﺖ دﻻر ﻛﺎﻧﺎدا ﺑﻪ ازای ﻫﺮ ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ﻣﻲ ﺑﺎﺷﺪ ﻛﻪ ﺑﻪ ﻃﻮر ﺳﺎﻻﻧ ﻪ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷﺎﺧﺺ ﻗﻴﻤﺘﻲ ﻣﺼﺮف ﻛﻨﻨﺪه 20 درﺻﺪ رﺷﺪ داده ﻣﻲ ﺷﻮد . ﺑﻪ ﻋﻼوه، ﺑﺮای ﻣﺘﻤﺎﻳﺰ ﻧﻤﻮدن ﺗﻮﻟﻴﺪ ﭘﻴﻚ از ﻏﻴﺮ ﭘﻴﻚ ﺿـﺮﻳﺐ 35 /1 ﺑﺮای ﺗﻤﺎم ﺳﺎﻋﺎت ﭘﻴﻚ و ﺿﺮﻳﺐ 9/0 ﺑﺮای ﺳﺎﻋﺎت ﻏﻴﺮ ﭘﻴﻚ در ﻧﻈﺮ ﮔﺮﻓﺘﻪ ﻣﻲ .ﺷﻮد 4 - 4 - ﺧﻼﺻﻪ ی ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﺮور اﻧﺠﺎم ﺷﺪه ﺑﺮ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ ی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻣﻲ ﺗﻮان ﻧﺘﺎﻳﺞ ﻛﻠﻲ زﻳﺮ را اراﺋﻪ ﻧﻤﻮد : 1- 2 - در ﺳﺎل ﻫﺎی اﺧﻴﺮ ﻗﻴﻤﺖ اﻳﻦ ﻣﺠﻮزﻫﺎ ﺑﻪ ﻋﻠﻞ ﮔﻮﻧﺎﮔﻮن از ﺟﻤﻠﻪ ﺳﻴﺎﺳﺖ ﻫﺎی داﺧﻠﻲ آﻣﺮﻳﻜﺎ و رﻛﻮد اﻗﺘﺼﺎدی ﺑﺴﻴﺎر ﻛﺎش ﻳﺎﻓﺘﻪ ﻟﺬا ﻗﻴﻤـﺖ ﺳـﺎل 2009 اراﺋـﻪ ﮔﺮدﻳﺪه اﺳﺖ . 3- Green Energy and Green Economy Act 2009 4- Ontario power authority ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 189 4 - 4 - 1 - ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ و اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻣﻄﺎﻟﻌﺎت اﻧﺠﺎم ﺷﺪه و ﻫﻤﺎن ﻃﻮر ﻛﻪ از ﻧﺘﺎﻳﺞ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ی )4 - 9 (ﻣﺸﺨﺺ اﺳﺖ، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﻛﻮﭼـﻚ ﻣﻘﻴﺎس، ﺟﺰء ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺎیﻫ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ی ﺑﻪ ﺷﻤﺎر ﻣﻲ روﻧﺪ ﻛﻪ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ ﺑﻬﺮه ﻣﻨﺪی از ﺳﺎزوﻛﺎر یﻫﺎ ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻫﺴـﺘﻨﺪ . در ﻋـﻴﻦ ﺣﺎل در ﻛﺸﻮر ﺳﻮﺋﺪ، ﺟﻬﺖ ﭘﺎﻳﺪاری ﻣﺎﻟﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑـﺮق آﺑـﻲ ﺑـﺰرگ ﻣﻘﻴـﺎس، ﭼﻨﺎﻧﭽـﻪ ﺑـﻪ ﻋﻠـﺖ ﺗﻐﻴﻴـﺮات اﻳﺠـﺎد ﺷـﺪه در ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ، دﻫﻲ ﺳﻮد ﻧﺎ ﻫﺎ آن ﻣﻤﻜﻦ ﮔﺮد د، اﻳﻦ ﻧﻮع ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫ ﺎ ﻧﻴﺰ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﺑﻬﺮه ﺧﻮاﻫﻨﺪ ﺑﺮد . ﺟﺪول 4 - 9 - اﻧﻮاع ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ و داﻣﻨﻪ ﻇﺮﻓﻴﺖ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎ ی ﺑﺮق آﺑﻲ واﺟﺪ ﺷﺮاﻳﻂ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻛﺸﻮر ﺷﺮح ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ:ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ5ﻣﮕﺎوات ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﻴﺶ از 5 ﻣﮕﺎ وات ) اﮔﺮ ﺑﻴﺶ از 20 ﻣﮕﺎوات ﺑﺎﺷﺪ ﺑﺎﻳﺪ ﺑﻌﺪ از آور ﻳﻞ 2002 ﺑﻬﺮه ﺑﺮداری ﺷﺪه ﺑﺎﺷﻨﺪ ( ﻣﺎﻟﻴﺎت ﺑﺮ ﺗﻐﻴﻴﺮات آب و ﻫﻮا : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ 10 ﻣﮕﺎوات داﻧﻤﺎرک ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻣﺎزاد ﺛﺎﺑﺖ:ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ10ﻣﮕﺎوات و ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻣﻮﺟﻲ ﺑﺪون ﻣﺤﺪودﻳﺖ ﻣﻌﺎﻓﻴﺖ ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻧﺎﺷﻲ از اﻧﺪازه ﮔﻴﺮی ﺧﺎﻟﺺ : ﻣﻮﻟﺪ ﺗﻮﻟﻴﺪ زﻳﺮ 6 ﻛﻴﻠﻮوات ﺑﻪ ازای ﻫﺮ100 ﻣﺘﺮ ﻣﺮﺑﻊ ﻓﻨﻼﻧﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﻛﺎﻫﺸﻲ:ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ1ﻣﮕﺎوات ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری : 30 درﺻﺪ از ﻫﺰﻳﻨﻪ ﻫﺎی ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺳﻮﺋﺪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ:ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ1.5ﻣﮕﺎوات، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ 15 ﻣﮕﺎ وات ﻏﻴﺮ ﺳﻮدده، ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺰرگ ﻣﻘﻴﺎس ﺿﺮر ده ﺑﻌﺪ از ﺗﻐﻴﻴﺮ ﭼﺎرﭼﻮب ﻫﺎی ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﻛﺸﻮر ﺗﺮﻛﻴﻪ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﻫﺎی ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ آﻣﺮﻳﻜﺎ PJM :ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی:ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ ﺑﺎ اﺛﺮات ﻣﻨﻔﻲ ﻧﺎﭼﻴﺰ)ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺟﺮﻳﺎﻧﻲ ﺑﺪون ﺳﺪ ﻫﺎی ﻣﺨﺰﻧﻲ ﺑﺰرگ ﻛﻪ ﺑﺮ رژﻳـﻢ آب اﺛـﺮ ﻣﻨﻔﻲ ﻧﻤﻲ ﮔﺬارﻧﺪ ( ﻛﺎﻟ ﻴﻔﺮﻧﻴﺎ : ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی : ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺮق آﺑﻲ زﻳﺮ 30 ﻣﮕﺎوات اوﻧﺘﺎرﻳﻮ ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ : ﻣﻘﺎدﻳﺮ ﻣﺘﻔﺎوت ﺑﺮای دو ﮔﺮوه ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﻛﻢ ﺗﺮ و ﺑﻴﺶ ﺗﺮ از 10 ﻣﮕﺎوات 4 - 4 - 2 - ﻫﺪف ﮔﺬار ی در اﺳﻨﺎد ﺑﺎﻻدﺳﺘﻲ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺑﺮای اﻓﺰاﻳﺶ اﺳﺘﻔﺎده از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬ ﻳﺮ ، ﻫﺪﻓﻲ را در اﺳﻨﺎد ﺑﺎﻻدﺳﺘﻲ اﻧﺮژی ﺗﻌﻴﻴﻦ ﻧﻤﻮده اﻧـﺪ . اﻳـﻦ اﻫﺪاف ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﭘﺘﺎﻧﺴﻴﻞ ﻫﺎی رﺷﺪ اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﺑﻪ ﺻﻮرت ﻛﻴﻔﻲ و ﻛﻤﻲ ﺗﺪوﻳﻦ ﻣـﻲ ﺷـﻮﻧﺪ . ﺑـﻪ ﻃـﻮر ﻣﺜـﺎل در ﻫﺪف ﮔﺬاری ﻛﻤﻲ اﻧﺠﺎم ﺷﺪه در ﻛﺸﻮر آﻣﺮﻳﻜﺎ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ ﻛﻪ در اﻳﺎﻟﺖ ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺳﻬﻤﻲ ﻣﻌﺎدل ﺣﺪاﻗﻞ 10 % ﺗـ ﺎ ﺳـﺎل 2015 در اﻳﺎﻟﺖ ﻣﻴﺸﻴﮕﺎن و ﺣﺪاﻛﺜﺮ33 % ﺗﺎ ﺳﺎل2020 در اﻳﺎﻟﺖ ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ از ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ﺑﻪ ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ اﺧﺘﺼـﺎص ﺧﻮاﻫﺪ داﺷﺖ . در ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳﻌﻪ اﻗﺘﺼـﺎدی اﻳـﺮان ﻧﻴـﺰ، اﻳﺠـﺎد ﻇﺮﻓﻴـﺖ 5000 ﻣﮕـﺎوات اﻧـﺮژی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘـﺬﻳﺮ از ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺑﺎدی و ﺧﻮرﺷﻴﺪی ﻫﺪف ﮔﺬاری ﺷﺪه اﺳ .ﺖ 4 - 4 - 3 - ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن و ﻧﻬﺎد اﺟﺮاﻳﻲ و ﻧﺎﻇﺮ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن، ﻧﻬﺎد ﻫﺎی اﺟﺮا ﻛﻨﻨﺪه و ﻧﺎﻇﺮ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ را ﻣﻲ ﺗﻮان از ﻣﻬﻢ ﺗﺮﻳﻦ زﻳﺮ ﺳﺎﺧﺖ ﻫﺎی ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ ی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻫﺮ ﻛﺸﻮر ﻣﻌﺮﻓﻲ ﻧﻤﻮد . ﺟﺪول )4 - 10 (ﺧﻼﺻﻪ ای از اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن و ﻧﻬﺎد ﻫـﺎی ﻧﻈـﺎرت و اﺟﺮا را ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . 190 05 / 09 / 93 ﮔﺮدآوری ﻣﺪارک ﻓﻨﻲ و ﻣﺴﺘﻨﺪات ﭘﺸﺘﻴﺒﺎﻧﻲ ﺑﺮای ﻧﺸﺮﻳﻪ ﺷﻤﺎره - اﻟﻒ ﺟﺪول4 - 10 - اﺳﻨﺎد ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ، ﻧﻬﺎد ﻫﺎی اﺟﺮا ﻛﻨﻨﺪه و ﻧﺎﻇﺮ ﺑﺮای ﭘﻴﺎده ﺳﺎزی ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻛﺸﻮر ﺳﻨﺪ ﻗﺎﻧﻮﻧﻲ ﭘﺸﺘﻴﺒﺎن ﻧﻬﺎد اﺟﺮا / ﻧﻈﺎرت ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ Order 2010, No. 678: FTO 2010 The Renewables Obligation Order 2009 The Finance Act 2000, c.17 (FA 2000) Climate Change Levy (General) Regulations 2001, No 838 (CCL GenReg 2001) The Utilities Act, c. 27 (UA 2000) دﻓﺘﺮ ﺑﺎزار ﺑﺮق و ﮔﺎز (OFGEM) د اﻧﻤﺎرک Act on Electricity Supply VE-Lov BEK 804/2010 ﺑﻬﺮه ﺑﺮدار ﺷﺒﻜﻪ اﻧﺘﻘﺎل داﻧﻤﺎرک ) (Energinet.dk ﻓﻨﻼﻧﺪ Regulation No. 1313/2007 Act No. 688/2001 وزارت ﻛﺎر و اﻗﺘﺼﺎد ﺳﻮﺋﺪ Act No. 2003:113 on Electricity Certificates Regulation No. 2003:120 on Electricity Certificates Act No. 1994:1776 on Energy Tax آژاﻧﺲ اﻧﺮژی ﺳﻮﺋﺪ ﻧﺮوژ ____ ____ ﺗﺮﻛﻴﻪ ﻗﺎﻧﻮن اﺳﺘﻔﺎده از ﻣﻨﺎﺑﻊ ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ ﺑﺮای ﺗﻮﻟﻴﺪ ﺑﺮق ) ﻗﺎﻧﻮن ﺷﻤﺎره5436 ( ____ آﻣﺮﻳﻜﺎ Clean air act,1990 Public Utility Regulatory Policies Act,1978 Support renewable energy act ,2010 ﺳﺎزﻣﺎن ﺣﻔﺎﻇﺖ از ﻣﺤﻴﻂ زﻳﺴﺖ اوﻧﺘﺎرﻳﻮ Green Energy and Green Economy Act 2009 ﻣﺮﺟﻊ ﺻﻼﺣﻴﺘﺪار ﺑﺮق اوﻧﺘﺎرﻳﻮ اﻳﺮان دﺳﺘﻮر اﻟﻌﻤﻞ اﺟﺮاﻳﻲ ﻣﺎده62 ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺨﺸﻲ از ﻣﻘﺮرات ﻣﺎﻟﻲ دوﻟﺖ دﺳﺘﻮر اﻟﻌﻤﻞ اﺟﺮاﻳﻲ ﺑﻨﺪ ب ﻣﺎده 133 ﻗﺎﻧﻮن ﺑﺮﻧﺎﻣﻪ ﭘﻨﺠﻢ ﺗﻮﺳﻌﻪ ﺟﻤﻬﻮری ا ﺳﻼﻣﻲ اﻳﺮان وزارت ﻧﻴﺮو در ﻗﺎﻟﺐ ﺷﺮﻛﺖ ﻫﺎی زﻳﺮ ﻣﺠﻤﻮﻋﻪ ی ﺧﻮد ﻧﻈﻴﺮ ﺳﺎﻧﺎ و ﺗﻮاﻧﻴﺮ 4 - 4 - 4 - ﺗﺮﻛﻴﺐ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ی )4 - 11 ( ﺳﻪ ﺳﺎزوﻛﺎر ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ » ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ » ، « ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی » و « ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ « ، دارای ﺑﻴﺶ ﺗﺮ ﻳﻦ ﻓﺮاواﻧ ﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﺗﺤﺖ ﺑﺮرﺳﻲ ﻫﺴﺘﻨﺪ و ﻏﺎﻟﺒﺎ ﺑﺮای دﺳﺘﻴﺎﺑﻲ ﺑﻪ ﻫﺪف ﮔـﺬاری اﻧﺠـﺎم ﺷﺪه، ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از ﺎﻫ آن اﺳﺘﻔﺎده ﻣﻲ .ﺷﻮد ﺟﺪول 4 - 11 - ﺗﺮ ﻣﻬﻢ ﻳﻦ ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺖ از ﺑﺮق ﺗﺠﺪﻳ ﺪ ﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزار ﻫﺎی ﺑﺮق ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻛﺸﻮر ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ﺗ ﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 9 9 9 _ 9 داﻧﻤﺎرک 9 _ 9 _ 9 ﻓﻨﻼﻧﺪ 9 _ _ 9 9 ﺳﻮﺋﺪ _ 9 _ _ 9 ﻧﺮوژ _ _ _ _ 9 ﺗﺮﻛﻴﻪ 9 _ _ _ _ آﻣﺮﻳﻜﺎ ) ﻛﺎﻟﻴﻔﺮﻧﻴﺎ وPJM ( _ 9 _ _ 9 اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 9 _ _ _ _ اﻳﺮان 9 _ _ _ _ ﻓﺼﻞ ﭼﻬﺎرم - ﺳﺎزوﻛﺎرﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ ﻧﻴﺮوﮔﺎه ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ در ﺑﺎزارﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ 05 / 09 / 93 191 4 - 4 - 5 - ﻧﺮخ ﺳﺎز و ﻛﺎر ﻫﺎی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻛﺸﻮر ﻫﺎی ﻣﺨﺘﻠﻒ ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﻫﺪف ﮔﺬاری ﻫﺎی اﻧﺠﺎم ﺷﺪه، اﺳـﻨﺎد ﺑﺎﻻدﺳـﺘﻲ، ﻣـﺪﻳﺮﻳﺖ و ﻧﻈـﺎرت ﻧﻬـﺎد ﻫـﺎی ﻣﺘـﻮﻟﻲ و ﻣﺸﺎرﻛﺖ ذی ﻣﺪﺧﻼن ﺗﺮﻛﻴﺒﻲ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ را ﭘﺬﻳﺮﻓﺘﻪ و ﺑﺎ ﺗﻮﺟﻪ ﺑﻪ ﺷـﺮاﻳﻂ ﺑـﻮﻣﻲ، ﻓﺮاواﻧـﻲ ﻣﻨـﺎﺑﻊ ﺗﻮﻟﻴـﺪ ﺑـﺮق، اﻫﻤﻴـﺖ ﺣﻤﺎﻳﺖ از اﻧﺮژی ﻫﺎی ﺗﺠﺪﻳﺪﭘﺬﻳﺮ و ﻣﻼﺣﻈﺎت ﺳﻴﺎﺳﻲ ﻛﻪ ﭘﻴﺶ از ﺑﻴﺎن ﮔﺮدﻳﺪ، ﻧﺮخ ﻫﺎی ﻣﺘﻔﺎوﺗﻲ را ﺑﻪ ﺗﻮﻟﻴﺪ ﻛﻨﻨـﺪﮔﺎن ﺑـﺮق ﺗﺠﺪﻳﺪ ﭘﺬﻳﺮ ﭘﺮداﺧﺖ ﻣﻲ ﻛﻨﻨﺪ . ﺟﺪول ﺷﻤﺎره ) ی 4 - 12 (ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫـﺎی ﺣﻤـﺎﻳﺘﻲ را در ﻛﺸـﻮر ﻫـﺎی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﻧﺸﺎن ﻣﻲ دﻫﺪ . ﺟﺪول 4 - 12 - ﻧﺮخ ﭘﺮداﺧﺘﻲ ﻫﺮ ﻳﻚ از ﺳﺎزوﻛﺎر ﻫﺎ ی ﺣﻤﺎﻳﺘﻲ در ﻛﺸﻮر ﻫﺎ ی ﻣﻨﺘﺨﺐ ﺳﺎل :1392 /ﻧﺮخ ﺑﺮا ﺑﺮی ارز : ﻧﺮخ رﺳﻤﻲ ارز ﻣﺒﺎدﻻﺗﻲ ﻛﺸﻮر ﺗﻌﺮﻓﻪ ﺗﻀﻤﻴﻨﻲ ) رﻳﺎل / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﺳﻴﺴﺘﻢ ﺳﻬﻤﻴﻪ ﺑﻨﺪی ) رﻳﺎل / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﻗﺎﻧﻮن ﻣﺎﻟﻴﺎﺗﻲ ) رﻳﺎل / ﻛﻴﻠﻮوات ﺳﺎﻋﺖ ( ﻳﺎراﻧﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری ) رﻳﺎل ( ﺗﺠﺎرت اﻧﺘﺸﺎر و اﻋﻤﺎل ﺳﻘﻒ ) رﻳﺎل / ﺗﻦ اﻧﺘﺸﺎر ( اﻳﺮان 1792 - 1863 _ _ _ _ ﺑﺮﻳﺘﺎﻧﻴﺎ 1805 - 8027 183 195 _ 113509 داﻧﻤﺎرک 256 - 2564 _ _ 113509 ﻓﻨﻼﻧﺪ 136 _ _ 30 درﺻﺪ ﻫﺰﻳﻨﻪ ﺳﺮﻣﺎﻳﻪ ﮔﺬاری اوﻟﻴﻪ 113509 ﺳﻮﺋﺪ _ 132 _ _ 113509 ﻧﺮوژ _ _ _ _ 113509 ﺗﺮﻛﻴﻪ 1806 - 1838 _ _ _ _ آﻣﺮﻳﻜﺎ _ _ _164596 اوﻧﺘﺎرﻳﻮ 2880 - 3118 _ _ _ _