# انعطاف‌پذیری تقاضای برق آلمان: آزمون خلاف‌واقع یک‌ساله با داده‌های ساعتی SMARD

**Darkoza Knowledge Lab / OERSI**  
**تاریخ پژوهش:** ۳ نوامبر ۲۰۲۶  
**دورهٔ داده:** ۲ نوامبر ۲۰۲۵، ساعت ۲۱:۰۰ تا ۲ نوامبر ۲۰۲۶، ساعت ۲۱:۰۰ به وقت برلین (پایان بازه انحصاری)  
**وضعیت شواهد:** تحلیل محاسباتی بازتولیدپذیر بر دادهٔ عمومی؛ نه اندازه‌گیری پاسخ تقاضا، نه آزمایش میدانی، نه اثبات صرفه‌جویی مالی یا کاهش انتشار.

## خلاصهٔ اجرایی

در این مطالعه، سری‌های ساعتی بار شبکه و بار باقیماندهٔ آلمان از Bundesnetzagentur | SMARD دریافت شدند. بار باقیمانده با بازسازی مستقل رابطهٔ «بار شبکه منهای باد خشکی، باد دریایی و خورشیدی» کنترل شد. سپس یک الگوریتم جابه‌جایی جفتی و انرژی‌خنثی، سناریوهای فرضی انعطاف‌پذیری ۲٫۵٪، ۵٪ و ۱۰٪ را در پنجره‌های زمانی ۲، ۴ و ۶ ساعت بررسی کرد.

**نتیجهٔ مرکزی:** تحت فرض سقف مشترک انعطاف‌پذیری ۵٪ از بار مشاهده‌شده در هر ساعت، و با پنجرهٔ جابه‌جایی ۴ ساعته، پیک بار باقیمانده در این مدل **۲٫۷۵٪** و صدک ۹۵ آن **۱٫۲۸٪** کاهش یافت. در سناریوی فرضی ۱۰٪ و ۴ ساعت، این تغییرها به‌ترتیب **۵٫۲۱٪** و **۱٫۹۳٪** بودند.

این اعداد صرفاً خروجی یک سناریوی خلاف‌واقع‌اند. دادهٔ واقعی نشان نمی‌دهد چه سهمی از بار واقعاً قابل‌انتقال است. هیچ نتیجه‌ای دربارهٔ درآمد، قیمت برق، ازدحام مکانی شبکه، انتشار کربن یا رفاه مصرف‌کننده از این مدل به‌تنهایی قابل استنتاج نیست.

## داده و پوشش

- ناشر داده: **Bundesnetzagentur | SMARD.de**
- منطقه: آلمان (DE)
- تفکیک: ساعتی
- سری‌ها: بار شبکه، بار باقیمانده، باد خشکی، باد دریایی، خورشیدی
- فیلترهای SMARD: load=410، residual load=4359، wind onshore=4067، wind offshore=1225، solar=4068
- ردیف‌های مورد انتظار: ۸٬۷۶۰
- ساعت‌های استفاده‌شده در ۳۶۴ روز کامل محلی: ۸٬۷۳۶ (۹۹٫۷۳٪)
- دو روز مرزی ناقص حذف شدند؛ هیچ مقدار گمشده‌ای در پنج سری برای ردیف‌های بازهٔ دریافت‌شده ثبت نشد.
- برای رعایت تغییر ساعت تابستانی/زمستانی، روزها با منطقهٔ زمانی Europe/Berlin و فاصلهٔ واقعی timestamp گروه‌بندی شدند.

### کنترل مستقل داده

در ۸٬۷۳۶ ساعت واجد شرایط، بار باقیماندهٔ منتشرشده با محاسبهٔ مستقل «بار منهای باد خشکی، باد دریایی و خورشیدی» مقایسه شد:
- میانگین قدرمطلق اختلاف: **۰٫۰۰۴۰۴ مگاوات**
- صدک ۹۵ اختلاف: **۰٫۰۱ مگاوات**
- بیشینهٔ اختلاف: **۰٫۰۲ مگاوات**

این اختلاف کوچک با گردکردن/تجمیع داده سازگار است. این کنترل، اعتبارسنجی منبع داده یا صحت فیزیکی مدل شبکه نیست.

**مجوز داده:** داده‌های بازار SMARD تحت Creative Commons Attribution 4.0 International منتشر شده‌اند. نام‌گذاری الزامی منبع: «Bundesnetzagentur | SMARD.de». داده در این پروژه بازپردازش و برای تحلیل خلاف‌واقع استفاده شده است.  
منبع مجوز: https://www.smard.de/en/datennutzung  
مجوز: https://creativecommons.org/licenses/by/4.0/

## روش

۱. سری‌های ساعتی پنج‌گانه از API عمومی SMARD و بلوک‌های هفتگی آن دریافت شدند.  
۲. بازهٔ ۳۶۵ روزه با زمان محلی Europe/Berlin ساخته شد.  
۳. فقط روزهای محلی کامل با timestamp پیوسته و بار/بار باقیماندهٔ معتبر وارد مدل شدند.  
۴. برای هر روز، بار باقیمانده از ساعت‌های بالاتر به ساعت‌های پایین‌تر همان روز منتقل شد؛ هر انتقال جفتی، انرژی روزانه را حفظ کرد و فاصلهٔ مستقیم دو ساعت از پنجرهٔ مجاز بیشتر نبود.  
۵. الگوریتم جفت‌ها را ابتدا بر اساس فاصلهٔ زمانی کوتاه‌تر و سپس اختلاف فعلی بار باقیمانده پردازش کرد. این روش یک heuristic شفاف است و بهینهٔ سراسری را تضمین نمی‌کند.  
۶. **سقف مشترک هر ساعت:** مجموع جابه‌جایی به بیرون و به داخل همان ساعت، روی‌هم، از سهم مفروض بار شبکه در آن ساعت بیشتر نشد. این قید مانع استفادهٔ دوباره از سقف کامل در هر دو جهت می‌شود.  
۷. برای هر سناریو، موازنهٔ انرژی هر روز به‌صورت عددی محاسبه شد؛ خطای بیش از (10^{-6}) مگاوات‌ساعت باعث توقف اجرا می‌شود.

### سناریوهای فرضی

| سهم سقف انعطاف‌پذیری از بار هر ساعت | پنجرهٔ انتقال مستقیم |
|---:|---:|
| ۲٫۵٪، ۵٪، ۱۰٪ | ۲، ۴، ۶ ساعت |

این سهم‌ها **فرض مدل** هستند و برآورد اندازه‌گیری‌شدهٔ ناوگان مصرف‌کننده یا ظرفیت قراردادی نیستند.

## نتایج

خط مبنای مشاهده‌شده روی ۸٬۷۳۶ ساعت کامل:
- میانگین بار باقیمانده: **۲۷٬۸۱۱٫۷۱ مگاوات**
- بیشینه: **۶۸٬۲۷۵٫۷۵ مگاوات**
- صدک ۹۵: **۵۲٬۰۲۰٫۰۰ مگاوات**
- ساعات بار باقیماندهٔ منفی: **۶۲۰ ساعت**

| سقف انعطاف‌پذیری | پنجره | تغییر پیک | تغییر صدک ۹۵ | انرژی جابه‌جا‌شدهٔ یک‌طرفه |
|---:|---:|---:|---:|---:|
| ۲٫۵٪ | ۲ ساعت | −۱٫۱۰٪ | −۰٫۴۶٪ | ۴٫۷۳ TWh |
| ۲٫۵٪ | ۴ ساعت | −۱٫۴۶٪ | −۰٫۷۲٪ | ۵٫۱۷ TWh |
| ۲٫۵٪ | ۶ ساعت | −۲٫۰۶٪ | −۱٫۰۰٪ | ۵٫۴۲ TWh |
| ۵٪ | ۲ ساعت | −۲٫۷۵٪ | −۰٫۷۸٪ | ۹٫۰۸ TWh |
| **۵٪** | **۴ ساعت** | **−۲٫۷۵٪** | **−۱٫۲۸٪** | **۱۰٫۰۹ TWh** |
| ۵٪ | ۶ ساعت | −۲٫۷۵٪ | −۱٫۴۵٪ | ۱۰٫۶۸ TWh |
| ۱۰٪ | ۲ ساعت | −۳٫۹۴٪ | −۱٫۳۸٪ | ۱۷٫۱۵ TWh |
| **۱۰٪** | **۴ ساعت** | **−۵٫۲۱٪** | **−۱٫۹۳٪** | **۱۹٫۲۰ TWh** |
| ۱۰٪ | ۶ ساعت | −۵٫۲۱٪ | −۲٫۱۵٪ | ۲۰٫۵۷ TWh |

در تمام ۹ سناریو، اجرای اصلی گزارش می‌کند موازنهٔ انرژی روزانه حفظ شده است. اعداد دقیق، خطاهای موازنه، تغییرات معیارها و هش داده در `results.json` ثبت شده‌اند.

### تفسیر درست

- در این heuristic، گسترش پنجره از ۲ به ۴ ساعت در سناریوی ۵٪، صدک ۹۵ را بیشتر کاهش داد؛ پیک بهبود اضافه‌ای نشان نداد.
- گسترش پنجره از ۴ به ۶ ساعت در همان سناریو، صدک ۹۵ را اندکی بیشتر کاهش داد، اما پیک ثابت ماند.
- افزایش فرضی سهم انعطاف‌پذیری عموماً کاهش بیشتری ایجاد کرد؛ اما این روند به معنی امکان‌پذیری یا صرفهٔ اقتصادی همان سهم در دنیای واقعی نیست.
- «انرژی جابه‌جاشده» مقدار یک‌طرفهٔ انتقال در شبیه‌سازی است؛ نه انرژی ذخیره‌شده، نه تولید پاک اضافه، نه مصرف حذف‌شده و نه صرفه‌جویی مالی.

## جایگاه در پژوهش و سیاست جاری

### بازارهای محلی انعطاف‌پذیری اتحادیهٔ اروپا

گزارش نهایی کمیسیون اروپا و VITO در سال ۲۰۲۶، بازارهای محلی انعطاف‌پذیری را سازوکاری برای خرید خدمات محلی شبکه، از جمله مدیریت ازدحام و کنترل ولتاژ، توسط DSOها و TSOها توصیف می‌کند. این بازارها باید با بازارهای عمده‌فروشی، درون‌روزی و بالانس هماهنگ شوند. گزارش تأکید می‌کند استانداردسازی می‌تواند ورود و نقدشوندگی را بهتر کند، اما هماهنگ‌سازی بیش از حد ممکن است با نیاز محلی ناسازگار شود.  
منبع: https://op.europa.eu/en/publication-detail/-/publication/93fda27d-1453-11f1-8870-01aa75ed71a1/language-en  
DOI: 10.2833/2136920

### سیگنال قیمت مکانی و زمانی

مطالعهٔ EWI در سپتامبر ۲۰۲۶، ۱۲ رویکرد هماهنگ‌سازی انعطاف‌پذیری غیرمتمرکز را مقایسه می‌کند. یافتهٔ آن این است که سیگنال‌های قیمت وابسته به مکان و زمان می‌توانند کارایی بیشتری داشته باشند، اما اجرای آن‌ها دشوارتر است. این نتیجه، دلیل مهمی است که تحلیل بعدی باید از میانگین سراسری آلمان به داده‌های مکانی و محدودیت‌های شبکه برود.  
منبع: https://www.ewi.uni-koeln.de/en/news/decentralised-flexibility-requires-signals-from-the-grid/

### هزینهٔ ازدحام و تعرفه‌ها در آلمان

Bundesnetzagentur در ۲۷ مه ۲۰۲۶ اعلام کرد هزینه‌های redispatch در سال ۲۰۲۵ حدود **۳٫۰۶ میلیارد یورو** بوده و قصد دارد طراحی تعرفه‌های پویای شبکه را در سال ۲۰۲۷ بررسی کند. این رقم، هزینهٔ کل سامانه است و **صرفه‌جویی قابل‌انتساب به سناریوهای این مطالعه نیست**.  
منبع: https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/EN/2026/20260527_agnes.html

### ارزیابی رسمی نیاز انعطاف‌پذیری

صفحهٔ رسمی Bundesnetzagentur دربارهٔ نخستین Flexibility Needs Assessment (اوت ۲۰۲۶) می‌گوید برای سال‌های بررسی‌شده نیازی به اقدام اضافی برای پوشش نیازهای برآورده‌نشدهٔ انعطاف‌پذیری شناسایی نشده است. همان صفحه تصریح می‌کند که تحلیل زیرساعتی در دامنهٔ آن ارزیابی نبوده و همچنان وظیفهٔ جاری اپراتورهای شبکه است. بنابراین این مطالعه نباید به‌عنوان اثبات «کمبود ملی انعطاف‌پذیری» تعبیر شود؛ ارزش آن، آزمون کمی یک روش سادهٔ جابه‌جایی بار و نشان‌دادن فاصلهٔ بین پتانسیل ساعتی و نیاز واقعی مکانی/زیرساعتی است.  
منبع: https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Fachthemen/ElektrizitaetundGas/VerteilerNetz/Flexibilitaet/start.html

## محدودیت‌ها و ریسک تفسیر

این مطالعه موارد زیر را مدل نکرده است:
- موجودی واقعی بارهای قابل‌کنترل، تعداد مشترکان، نرخ مشارکت و مدت پاسخ؛
- آسایش خانوار، فرایند تولید صنعتی، قیود دما، حداقل زمان خاموش/روشن و بازگشت بار؛
- قیمت برق، هزینهٔ فعال‌سازی، پرداخت به مشترک، تعرفهٔ شبکه و هزینهٔ سرمایه؛
- ازدحام مکانی، ظرفیت خطوط/ترانسفورماتورها، ولتاژ، فرکانس، ذخایر و محدودیت‌های حفاظتی؛
- دادهٔ زیرساعتی، خطای پیش‌بینی، ramping، unit commitment، تبادل مرزی و dispatch نیروگاه؛
- ذخیره‌سازی، پاسخ عرضه، انتشار کربن، مصرف آب و چرخهٔ عمر.

همچنین، بار باقیماندهٔ سراسری شاخصی از توازن کل سیستم است و جایگزین جریان توان یا شاخص ازدحام در یک فیدر/پست خاص نیست. heuristic حاضر ممکن است به راه‌حل بهینه نزدیک نباشد. نتایج نباید برای کنترل زندهٔ شبکه، قرارداد مشتری یا تصمیم سرمایه‌گذاری استفاده شوند.

## تصمیم و گام بعدی

**تصمیم:** GridFlex به‌عنوان یک خط پژوهشی ارزشمند برای توسعهٔ مدل انعطاف‌پذیری تقاضا ادامه یابد؛ اما هنوز به‌عنوان فناوری بهینه، محصول عملیاتی یا کشف علمی جدید معرفی نشود.

گام بعدی با بیشترین ارزش اطلاعاتی:
1. اتصال داده‌های بار، تولید و قیمت از منابعی با مجوز روشن و قابل‌انتشار؛
2. افزودن دادهٔ مکانی شبکه/ازدحام و محصولات واقعی انعطاف‌پذیری؛
3. تعریف بارهای مجزا (EV، پمپ حرارتی، پمپاژ آب، سردخانه، الکترولایزر و بار صنعتی) با قیود فنی و آسایش؛
4. مقایسهٔ heuristic با LP/MILP یا بهینه‌سازی convex و baselineهای بدون پاسخ تقاضا؛
5. سنجش هزینهٔ کل، پرداخت مشترک، کاهش redispatch، اثر توزیعی و عدم‌قطعیت؛
6. ارزیابی خارج از نمونه و در صورت دسترسی، بازآزمایی با دادهٔ یک اپراتور شبکه یا aggregator.

معیار موفقیت مرحلهٔ بعد، فقط کاهش پیک نیست: باید هزینهٔ کل سامانه کاهش یابد، محدودیت شبکه نقض نشود، موازنهٔ انرژی و قیود مصرف‌کننده رعایت شوند و منافع و هزینه‌ها میان گروه‌ها منصفانه توزیع شوند.

## بازتولیدپذیری و فایل‌ها

- `run_study.py`: دریافت داده و اجرای کامل مطالعه (Python standard library only).
- `test_run_study.py`: هشت آزمون واحد.
- `smard_hourly_2025-11-02_to-2026-11-02.csv`: ۸٬۷۶۰ ردیف ساعتی خامِ دریافت‌شده از SMARD.
- `results.json`: خط مبنا، کنترل داده، سناریوها و هش‌ها.
- `results.json.sha256`: checksum نتایج.
- `README.md`: دستور اجرا و قرارداد داده.

دستور اجرا:

```bash
python3 -m unittest -v test_run_study.py
python3 run_study.py --output-dir ./output
```

**انتساب داده:** Bundesnetzagentur | SMARD.de — CC BY 4.0. داده‌ها تغییر و تحلیل شده‌اند؛ این انتشار به معنی تأیید Darkoza توسط Bundesnetzagentur نیست.