Rynki energii elektrycznej i regulacja

Rynki energii elektrycznej i regulacja - Komitet Studiów C5
Autorzy: Jacek Malko, Artur Wilczyński - Politechnika Wrocławska
(„Energetyka” – marzec 2007)
Referaty przedstawione na sesji tematycznej Komitetu Studiów C5 zgłoszone zostały zgodnie
z opublikowanym w grudniowym numerze ELECTRY z roku 2005 tzw. preferowanymi
tematami (Preferential Subjects).
1. Rola regulatorów i regulacji w otoczeniu rynkowym (9 referatów),
2. Rynki energii elektrycznej i ich budowanie (14 referatów),
3. Bodźce finansowe i ekonomiczne (1 referat)1.
Referentami generalnymi (Special Reporters) grupy sesyjnej C5 byli Alain Taccoen (Francja)
i Paul Giesbertz (Holandia).
Rola regulatorów i regulacji w otoczeniu rynkowym
Obrady w tej grupie tematycznej toczyły się wokół dwóch głównych zagadnień: regulacji
monopoli sieciowych oraz regulacji rynków.
Część I - Regulacja sieci
Referat [1] z Australii dotyczył trudnego problemu potrzeby bodźców dla zarówno
sprawniejszego kierowania siecią elektroenergetyczną, jak i skuteczniejszego promowania
przedsięwzięć inwestycyjnych. RównieŜ autorzy referatu z Finlandii [4] skupili uwagę na
regulacji przedsiębiorstw sieciowych. Opisano róŜne schematy regulacji, poczynając od
najprostszego - określającego ratę zwrotu, a kończąc na kompleksowym systemie, gdzie
regulacja łączy bodźce ekonomiczne i techniczne. Te złoŜone systemy regulacji, w dłuŜszym
horyzoncie czasowym, są wyznacznikiem pewnej pod względem jakości dostawy energii
elektrycznej po rozsądnej i uzasadnionej cenie. Referat francuski [5] uszczegółowił rolę
regulatora, włączając do jego zadań m. in. problem przyłączania do sieci, taryfikację przesyłu
itp. Autorzy z naciskiem stwierdzili, Ŝe regulator ma do spełnienia dwie główne funkcje:
określenie zasad rynkowych oraz funkcję jurysdykcyjną w celu rozwiązywania sporów
pomiędzy uŜytkownikami energii a jej operatorem sieci.
Autorzy referatu [24] stwierdzili, Ŝe Brazylia z sukcesem wprowadziła system finansowania
nowych linii przesyłowych poprzez aukcje, mające przyciągnąć fundusze prywatne. Koszty
pozyskiwania w ten sposób funduszy są pokrywane przez taryfy przesyłowe. Podkreśla się, Ŝe
cały ten proces jest trudny do regulacji.
Referenci generalni wskazali na wymienione poniŜej kwestie, które powinny być
przedmiotem rozwaŜań podczas spotkania dyskusyjnego (discussion meeting).
1. Operatorzy systemów przesyłowych to monopoliści, którzy są niezbędni dla normalnego
funkcjonowania Ŝycia gospodarczego. Są niezastąpieni, a koszty ich działalności muszą być
pokrywane. Czy zatem oni mogą ponosić konsekwencje finansowe złych decyzji, związanych
zarówno z kierowaniem siecią, jak i z inwestycjami?
2. Optymalna regulacja powinna być połączeniem finansowych i technicznych bodźców.
Jakie przykłady stosowania najlepszej kombinacji tych bodźców moŜna przytoczyć? Jak
regulatorzy mogą rozpocząć rozwijanie swoich działań, aby końcowy konsument miał dostęp
do niezawodnych usług sieciowych, po rozsądnej cenie?
3.
W wielu państwach (Brazylia, USA,...) sieci przesyłowe nie są własnością operatora
systemu. Jak w tej sytuacji rozwiązać problem regulacji, aby zabezpieczyć odpowiedni
rozwój sieci oraz stopę zwrotu, przy danym ryzyku inwestycyjnym w długim horyzoncie
czasowym?
Część II - Regulacja rynku
Referat brazylijski [2] zawierał róŜne podejścia oraz dyskusje, toczące się od 1999 r., nad
modelem taryf przesyłowych. W Brazylii zastosowanie znajduje metoda taryf węzłowych, z
wykorzystaniem kosztów krańcowych. Podkreśla się praktyczne trudności w alokacji
wysokich kosztów stałych przedsiębiorstw sieciowych. Autorzy kolejnego referatu z Brazylii
[3] omówili, istniejący w tym kraju system kar, stosowany w przypadku przerw w dostawie
energii elektrycznej. Wysokie kary w porównaniu z ceną rynkową tej energii mają być
gwarancją jej dostaw do odbiorców końcowych. Stosowany w latach 2003 - 2004 system kar
został ostatnio zreformowany i uznaje się, Ŝe jest to narzędzie skuteczne.
Innym kluczowym zagadnieniem, podnoszonym w referatach, było „łagodzenie" rynku
energii elektrycznej przez dominujących wytwórców.
W referacie [7] z Korei przedstawiono moŜliwość zastosowania modelu Cournot dla
przeprowadzenia teoretycznej analizy moŜliwości działań regulacyjnych w dłuŜszym
horyzoncie czasowym; dotyczy to głównie ograniczania jakichkolwiek moŜliwości naduŜycia
na rynku energii elektrycznej.
Przedstawiciele kraju, który ma niewielkie doświadczenie w funkcjonowaniu mechanizmów
rynkowych - Iranu, wskazywali na pewne nieprawidłowości w rozliczaniu usługi przesyłowej.
Stwierdzili mianowicie, Ŝe inne zasady naliczania opłat są stosowane w poolu, zaś inne w
rozliczeniach bilateralnych. MoŜe to prowadzić do wypaczeń rynku.
Problem usług systemowych został podniesiony przez przedstawicieli z Rosji w referacie [8].
Dotyczył on usługi rezerwy zasilania (dla róŜnych wyprzedzeń czasowych - od jednego dnia
do roku) oraz regulacji napięcia. Autorzy stwierdzili, Ŝe oba te rynku muszą podlegać
regulacji dla zapewnienia efektywnej konkurencji.
Zaprezentowane w referatach zagadnienia sprowokowały dyskusję nad wymienionymi
problemami.
1)
Dlaczego w Brazylii generację obciąŜa się wysokimi kosztami przesyłu? A bardziej
ogólne pytanie: dlaczego koszty przesyłu dzieli się pomiędzy wytwarzanie, a nie
konsumentów?
2) WaŜne aspekty rynku energii elektrycznej wywodzą się ze szczególnych cech tej energii
(jak brak moŜliwości magazynowania, występowanie ograniczeń przesyłu). Jakie rozwiązania
(teoretyczne i praktyczne) mogą być zalecane, aby ograniczyć moŜliwość jakichkolwiek
naduŜyć na rynku energii przez wytwórców?
3) Rozwijające się rynki energii mogą być szczególnie czułe na efekty siły rynkowej, jeŜeli
dominują na nich uczestnicy juŜ zadomowieni, a nowi odgrywają nadal siłę niewielką. Jak
traktować wówczas zjawisko siły rynkowej? Czy dobrym działaniem w tej sytuacji jest
cenotwórstwo oparte na kosztach w poolu lub teŜ - w przypadku rynków lokalnych konkurowanie rynkowe?
4) Rynki zdolności przesyłowych, rezerwy czy teŜ regulacji napięcia nie są jeszcze szeroko
rozwijane, zaś rynki spotowe są bardziej powszechne. Jakie warunki regulacyjne są
niezbędne, aby stworzyć konkurencyjne rynki dla tych usług systemowych?
Rynki energii elektrycznej i ich budowanie
Część I - Otwarcie nowych rynków
W referacie z Egiptu [12] opisano podejście wykorzystujące modelowanie dla lepszego
rozumienia korzyści z rynku przed jego otwarciem. Budowa rynku charakteryzuje się
istnieniem wyłącznego nabywcy/kupującego (SB), współpracującego z rynkiem
regulowanym oraz istnieniem stopniowo liberalizowanego otoczenia rynkowego. Takie
stopniowane podejście jest proponowane i wdraŜane w licznych krajach - przykładowo w
Portugalii. Autorzy trafnie zauwaŜają istnienie wzajemnych interakcji pomiędzy rynkami i
dąŜenie wytwórców do maksymalizacji swych zysków. Interakcje pomiędzy rynkiem
regulowanym i zliberalizowanym istnieją równieŜ dla rynku rosyjskiego [22]. W aktualnym
stanie ewolucji rynek zliberalizowany obejmuje jedynie 15% całkowitych obrotów, jednakŜe
cechuje go szczególna specyfika: rynek ten rozciąga się na 7 stref czasowych i wprowadza
obliczenia cen węzłowych dla ponad 6000 węzłów. RównieŜ interesujące jest idące daleko
rozdzielenie obszarów działania operatora systemu, spółki przesyłowej oraz operatora
handlowo-technicznego. Dalsza faza rozwoju przewiduje likwidację ograniczeń,
wpływających na zakres liberalizacji rynku.
W artykule japońskim [19] przedstawiono próby wprowadzenia zliberalizowanego rynku
energii elektrycznej, spełniającego kryteria zarówno niezawodności jak i zgodności ze
środowiskiem. Japonia wprowadziła trójetapowy proces liberalizacji, w którym nadal rolę
istotną odgrywają przedsiębiorstwa zintegrowane pionowo. Raport podkreśla wzrost
efektywności konkurowania, obniŜenie taryf, redukcję emisji z przedsiębiorstw sektora oraz
stabilny poziom niezawodności.
Raport z badań [15] zawierał nowy sposób traktowania międzysystemowych przepływów
nieplanowanych. Procedura wprowadza ceny nieplanowanej wymiany (bądź teŜ
niezbilansowania), związanej z wartościami częstotliwości. Im wyŜsze jest odchylenie
częstotliwości, tym większa cena niezrównowaŜenia, przy czym maksimum wynosi 140
USD/MWh. Takie postępowanie okazało się skuteczne i sądzi się, Ŝe jest to rozwiązanie
dobre, zwłaszcza dla krajów rozwijających się.
Przedstawione referaty skłoniły do ukierunkowania dyskusji na poniŜsze kwestie.
• Stopniowe wprowadzanie liberalnych mechanizmów rynkowych jest podejściem często
stosowanym. Gdy konsumentom dać szansę wyboru pomiędzy rynkiem regulowanym a
zliberalizowanym (rynki równoległe), odbiorca wybierać będzie rynek regulowany dopóki
ceny na wolnym rynku kształtują się powyŜej cen regulowanych. Innym podejściem
wdroŜeniowym moŜe być stanowienie cen regulowanych dla tych klientów, którzy nie są
uprawnieni do wyboru dostawcy oraz wyłączenie odbiorców uprawnionych z rynku
regulowanego. Czy rynek zliberalizowany moŜe zadziałać w pełni, jeŜeli istnieje równoległy
rynek regulowany? Jakie są doświadczenia innych krajów, w których istnieją rynki
równoległe?
• Innym potencjalnym problemem stopniowego wdraŜania rynku jest niepełne alokowanie
korzyści z liberalizacji pomiędzy wszystkich odbiorców, albo inaczej zakłócenie
niedyskryminacyjności wobec nowych graczy, wchodzących na rynek oraz zwiększone
ryzyko powrotu do regulacji. Jakie są doświadczenia w tej mierze?
•
Autorzy [15] wskazali na pewne podobieństwa rozwiązań indyjskich z innymi
mechanizmami bilansowania, przyjętymi przykładowo w Wielkiej Brytanii. Mechanizm
przyjęty w Indiach moŜe być scharakteryzowany jako regulowany rynek bilansujący z cenami
regulowanymi i pułapem cenowym. JednakŜe pozostaje niejasne, dlaczego nie rozwaŜono
podejścia zorientowanego bardziej rynkowo. Jakie są wady rozwiązania indyjskiego?
Dlaczego lepiej jest wiązać ceny niezbilansowania z odchyleniami częstotliwości, podczas
gdy braki w dostawach na wolnym rynku automatycznie generują wyŜsze ceny i wątpliwie
lepsze bodźce ekonomiczne? Czy inne doświadczenia z rynkami bilansującymi są
uŜytecznymi przykładami dla krajów rozwijających się?
Część II - Ulepszanie rynku
W referacie [11] porównano wyjściowy i aktualny model sektora elektroenergetyki w
Brazylii. Autorzy przeanalizowali podstawowe cechy pierwszego modelu konkurowania,
ostatnie modyfikacje tego modelu wyjściowego, zalety i wady kaŜdego z tych modeli oraz
sugestie dalszego doskonalenia. Modyfikacje polegają na wstrzymaniu prywatyzacji,
silniejszej centralizacji oraz wprowadzeniu systemu ubezpieczeń poziomu niezawodności.
Podstawowym obszarem tych zmian jest rynek kontraktowania długoterminowego.
Zaproponowano segmentowane aukcje na nowe moce z wyróŜnieniem typów źródeł.
Referat [10], równieŜ relacjonujący rozwój rynku brazylijskiego, zawierał ocenę relacji
pomiędzy spółkami eksploatującymi to samo wyposaŜenie, związane z nowymi ciągami
przesyłu. Mimo iŜ Brazylia ma juŜ wieloletnie doświadczenie z liberalizacją rynków energii,
to nadal następują znaczące zmiany w zakresie mechanizmów i zasad rynkowych. Jest zatem
celowe dokonanie oceny sił napędowych i celów, występujących w tle ostatnich zmian.
Jakie są podstawowe siły sprawcze proponowanych modyfikacji rynku brazylijskiego?
Dlaczego obowiązkowe są regulowane aukcje na nowe moce wytwórcze? Dlaczego
wprowadzono scentralizowane planowanie rozwoju i obowiązkowość gwarantowania
niezawodności? CzyŜby uprzednie doświadczenia wykazały, Ŝe pełna liberalizacja nie moŜe
prowadzić do rezultatów zadowalających?
Wystarczalność generacji na rynkach zliberalizowanych jest jednym z najŜywiej
dyskutowanych problemów elektroenergetyki. Wątpliwość czy rynki zarządzające wyłącznie
energią mogą zapewnić dostateczną wystarczalność wytwarzania była podnoszona
najczęściej. JednakŜe decydenci preferują rozwiązanie bardziej bezpieczne i skłaniają się do
wprowadzenia systemu zachęt. Referat [18], zaprezentowany przez stronę włoską, preferował
podejście, w którym operator sieci przesyłowych zarządza kontraktami na niezawodność lub
opcjami typu „cali". Wydaje się to rozwiązaniem atrakcyjnym, ale dość skomplikowanym i
dotychczas nie potwierdzonym eksperymentalnie. To nowe podejście jest przeciwstawiane
dziś uŜywanej metodzie zapłaty za moc dyspozycyjną.
Podejście „cali options" pociąga za sobą kilka wątpliwości, takich jak na przykład moŜliwe
zakłócenia wymiany trans-granicznej, problemy z siłą rynkową przy kontraktowaniu
niezawodności, czas obowiązywania takich kontraktów, rozmiary kontraktowania itp. Czy
istnieją jakiekolwiek doświadczenia z tym podejściem w innych krajach?
Referat [17] odnosił się do usług systemowych w zakresie mocy biernej w systemie Peru.
MoŜliwość dysponowania źródłami mocy biernej jest podstawowym warunkiem zachowania
stabilności napięciowej. Dla określenia kolejności wprowadzenia takich źródeł zalecana jest
raczej metoda węzłowa, prowadząca jednak do większej złoŜoności obliczeniowej. Referat
przedstawiał równieŜ przegląd metod kompensacji mocy biernej, stosowanych w czterech
innych krajach, podkreślając duŜe zróŜnicowanie w podejściu do tego problemu.
Jakie są dotychczasowe doświadczenia w zakresie zarządzania mocą bierną? Czy w krajach,
w których nie stosuje się kompensacji, wystąpiły problemy z zapewnieniem dostawy mocy
biernej przez generację energii elektrycznej? Jakie są doświadczenia z wprowadzeniem
bardziej rynkowego podejścia do dostarczania i kompensacji mocy biernej? Czy
zróŜnicowane podejścia prowadzą do efektywności inwestowania w postaci „prawidłowych"
lokalizacji i technologii?
Koreański referat [20] dotyczył koncepcji zarządzania stratami przesyłowymi z
uwzględnieniem strat na kompensację i alokacji kosztów. Metoda wykorzystuje
współczynniki strat przesyłu w celu zapewnienia zachęt dla uczestników rynku w celu
zminimalizowania kosztów kompensacji strat przesyłowych.
Jak moŜna w praktyce zastosować współczynniki strat w koreańskim modelu obowiązkowego
poolu?
Referat [14] z Indii zawierał strefowy macierzowy model taryf przesyłowych. Zakłada on, Ŝe
róŜnice strat oddają zróŜnicowane opcje dyspozytorskie oraz Ŝe koszty przyrostowe w
modyfikacjach sieci odpowiadają dodatkowym wyborom źródeł wytwórczych. Referat [13]
pochodził od dostawcy Systemów IT, wspomagających rynki energii.
Przeprowadzono rozróŜnienie dwóch podstawowych modeli rynku: modelu płyty miedzianej,
stosowanego we wielu krajach Europy oraz modelu stanowienia cen z ograniczeniami
technicznymi. Wykazano, Ŝe nowoczesne systemy IT mogą wspomagać złoŜone modele
rynku. TakŜe referat [23] zawierał przegląd ostatnich rozwiązań rynkowych w dziesięciu
krajach, skupiając się na interfejsach pomiędzy operatorami systemów i innymi uczestnikami
rynku. Wnioskiem jest, Ŝe konstruowanie rynku jest procesem ciągłym, w którym
poszczególne funkcje uruchamiane są stopniowo.
W referacie polskim [21] zaproponowano wykorzystanie metody zlokalizowanych cen
krańcowych (LMP) stanowienia cen w połączeniu z rynkiem bilansującym. Proponowany
system wykazuje podobieństwo do typowej procedury LMP, w rodzaju przyjętej przez PJM.
W tym przedsiębiorstwie rynek dnia następnego jest związany z finansowaniem, a rynek
czasu rzeczywistego jest fizycznym rynkiem bilansującym. Ceny są wyznaczane ex post i
ustalane z udziałem graczy rynkowych, śledzących sygnały rozdziału mocy, określane przez
niezaleŜnego operatora rynku.
Model cenotwórstwa z ograniczeniami technicznymi, na przykład wskazany w referacie [13],
skojarzony z cenami węzłowymi będzie w teorii stwarzać lepsze zachęty dla wykorzystania i
rozwoju sieci przesyłowych. Są pewne wskazówki, świadczące o odchodzenia w Europie od
modelu płyty miedzianej. Czy istnieją jakiekolwiek oszacowania potencjalnych korzyści
zbliŜenia się do modelu z ograniczeniami technicznymi? Czy jest to moŜliwe do
przeprowadzenia przy obowiązującym otoczeniu prawnym i regulacyjnym?
W referacie [21] zaproponowano częściowe wprowadzenie LMP w mechanizmie
bilansowania. Dlaczego autorzy nie zalecają pełnej integracji rynków dnia następnego i
bilansującego w sposób, zrealizowany w PJM? Czy istnieją korzyści funkcjonowania rynków
foward i bilansującego jako mechanizmów oddzielonych w porównaniu z ich pełnym
zintegrowaniem?
Dyskusja nad referatami, skoncentrowana na uwagach zgłoszonych przez referentów
generalnych, została podsumowana w dokumencie „Discussion Meeting Summary" [25].
Poszczególne kraje donosiły o doświadczeniach z zakresu reform sektora elektroenergetyki i
rynków energii elektrycznej. Wiele z tych krajów przyjęło podejście działań krokowych i
ostroŜnych. Japonia dokonała pierwszego kroku i ocenia teraz jego wyniki, konstatując, iŜ
doświadczenia są pozytywne pod warunkiem, Ŝe podjęte zostaną specjalne środki
zapewniające równość szans pomiędzy podmiotami dominującymi i nowymi wchodzącymi
graczami. MoŜliwe jest, Ŝe kolejne kroki nie zostaną jednak podjęte, gdyŜ stwierdzono, Ŝe
ograniczone do jednego stopnia reformy prowadzić mogą do duŜych korzyści i Ŝe
kontynuacja przez dalsze etapy o zwiększonej trudności daje korzyści znacząco ograniczone.
TakŜe kraje zarządzające rynkiem regulowanym, równoległym do rynku zliberalizowanego,
nie stwierdziły zakłóceń i niepoŜądanych interakcji pomiędzy rynkami równoległymi. W
przygotowaniu są dalsze udoskonalenia, a kraje dopiero wprowadzające rynki energii mogą
uczyć się na doświadczeniach rynków bardziej dojrzałych.
Staje się równieŜ oczywiste, Ŝe nadal moŜliwe jest wprowadzenie dalszych udoskonaleń,
takŜe na rynkach zaawansowanych. Peru znajduje się w przededniu nowego innowacyjnego
rozwiązania w kompensowaniu mocy biernej opartego na wynikach optymalnego rozpływu
mocy. Doświadczenia włoskie z podejściem typu „cali option" prowadzą do nowego
mechanizmu, zapewniającego lepsze zachęty dla wystarczalności generacji, jednakŜe nie
istnieją jeszcze praktyczne doświadczenia dla tego modelu.
RozróŜnienia wymagają dwa podstawowe modele konstruowania rynku energii: model z
ograniczeniami bezpieczeństwa (z cenami węzłowymi lub strefowymi) oraz model płyty
miedzianej (stosowany w wielu krajach UE). Sugeruje się, Ŝe w istocie te dwa modele róŜnią
się mniej niŜ jest to powszechnie oceniane i Ŝe mogą prowadzić do podobnych rezultatów
rynkowych i Ŝe wprowadzane zmiany w krajach europejskich - występujące róŜnice redukują
jeszcze bardziej. Celem powinno być zatem nie debatowanie o wyŜszości proponowanego
modelu, lecz dąŜenie do lepszego zrozumienia dwóch istniejących modeli.
Podsumowanie
Podstawowym wnioskiem, wynikającym z przedstawionych referatów grupy SC C5 jest
spostrzeŜenie, zawarte w Raporcie Specjalnym [25]: „Regulowane rynki energii elektrycznej
funkcjonują wszędzie w skali światowej". Wśród wyselekcjonowanych prac znajdują się
doniesienia o doświadczeniach krajów, które odegrały rolę pionierską w tworzeniu
zliberalizowanych rynków energii, takich jak USA, Argentyna, Chile, Brazylia i kraje Unii
Europejskiej. Przedstawiono równieŜ cenne relacje z krajów, które liberalizację swych
sektorów elektroenergetyki przeprowadzają od niedawna: Japonia, Korea, Indie, Peru i Rosja.
Niezmienne pozostają podstawowe motywacje przeprowadzanych zmian: polepszenie
efektywności sektora i uczynienie go atrakcyjnym dla inwestorów prywatnych. Oczywistą
korzyścią dla reformatorów z „nowych krajów" jest moŜliwość uczenia się na
doświadczeniach krajów bardziej zaawansowanych w procesie liberalizacji. Wiele krajów
znajduje się w fazie szerokiego przekształcenia gospodarki, co skłania je do ostroŜnego
podejścia do reform i stopniowego otwierania rynków.
Innym waŜnym wnioskiem jest, Ŝe „proces budowania rynku realizowany jest przy ciągłym
jego udoskonalaniu i w sposób adaptacyjny". Przedmiotem dyskusji pozostają nadal
gwarancje wystarczalności zainstalowanych mocy wytwórczych, lepszej alokacji strat
przesyłu oraz usług systemowych. Dostarczanie energii elektrycznej pozostaje formą
działalności o szczególnej waŜności społecznej i gospodarczej. W proces ten zaangaŜowany
jest nie tylko sektor elektroenergetyczny, lecz równieŜ rządy, regulatorzy, związki zawodowe
i instytucje finansowe. JednakŜe okresy wysokich i zmiennych w czasie cen energii
elektrycznej lub teŜ zakłóceń w dostawach będą nieuchronne, co wywołuje wątpliwości
odnośnie do korzyści z funkcjonowania rynków energii dla konsumenta.
Trzecim i ostatnim z wniosków jest, Ŝe „sektor energii elektrycznej staje przed dwoma
podstawowymi wyzwaniami regulacyjnymi - potrzebą regulowania monopoli sieciowych oraz
potrzebą regulacji rynków, na których występuje (lub teŜ moŜe wystąpić) pozycja
dominująca". Te wyzwania wyjaśniają waŜność istnienia organów regulacyjnych w róŜnych
krajach, zmierzających ścieŜką liberalizacji sektora.
1
Ze względu na bliskość tematyczną jedynego referatu, zgłoszonego do tematu PS 3 oraz
referatów zaproponowanych dla PS 1 w niniejszym omówieniu połączono tematy
preferowane PS 1 oraz PS 3.
LITERATURA
[1] C5-101. D. Swift, G. Thorpe, T. Baker (Australia): Interaction between irwestment
processes for regulated transmission and competitive generation in the Australian NEM
[2] C5-102. V. S. Jesus, J. C. Teixeira (Brazil): Transmission char-ging in Brazil - historical
of analyses
[3] C5-103. E .M. A. Neves, M. P. A. Arce, G. Cecchini, R. C. Cun-ha, R. Kato, G. C. B.
Vilaa, F. H. N. Soares, C. Cecchini (Brazil): Penalties application in the brazilian electricity
market
[4] C5-104. K. Hanninen, S. Viljainen, J. Partanen (Finland): Strategic goals of regulation distribution business 30 years from now
[5] C5-105. W. Witoontien (Thailand): Thailand electricity market
and regulations
[6] C5-106. P. Gavel, S. Bauchet (France): Organisation of the
french electricity sector
[7]
C5-107. Y. W. Nam, J. K. Park, Y. T. Yoon, H. S. Jung, S. S. Kim, K. J. Song
(Korea): Regulatory solutions to mitigate the market power of pivotal supplier
[8]
C5-108. V. V. Dorofeev (Rosja): About harmonization of technical requirements on
power system reliability and market relations development
[9] C5-109). S. A. Bu-Khamsin, M. M. Al-Sadah (Arabia Saudyj-ska): Power Transmission
Performance Indices
[10] C5-202. A. C. B. Martins, C. R, Zani, B. Goldman, 0. L. W. da R. Cubas, M de A. e
Albuquerque (Brazylia): On the future prospective relationships between federal utilities and
new enterprises in the Brazilian transmission system
[11] C5-203. X. Vieira Filho, E. L. Prado, M. A. Vieria, B. Castiho, Antonio A. J. Monterio,
J. Luiz, M. Lopes (Brazil): A comparison between the initial and the current power sector
models in Brazil
[12] C5-204. M. S. Elsobki (jr.) M. Abdel-Rahman (Egypt): Electricity market modelling for
electricity market choice
[13] C5-206, L. Schmitt, C. Galzin (France), D. Sun, A. Jayantial (USA) Have deregulated
market models reached sufficient convergence to be supported through standard IT platforms
[14] C5-207. V. Ramakrishna, A. K. Asthana, R. Balasubramanian (India): A new approach
in transmission tariff zonal matrix
[15] C5-208. B. Bhushan (India): A market design for developing countries
[16) C5-209. Q. Heidari (Iran): Competition market and market power, analysis of Iran power
industry
[17] C5-210. R. Gomez, R. Vailati (Italy), A. Garcia Nieto (Peru), G. Husson (Argentina): A
methodology for the ..reactive" ancillary service and the proposed application to the Peruvian
system
[18] C5-211. M. Benini. F. Cremonesi, M. Gallanti, A. Gelmini, R. Martini (Italy): Capacity
payment schemes in the Italian electricity market
[19] C5-212. Akihiko Yokoyama, Junichi Natio, Seiji Yoshida, Takao Shinji, Hiroshi Asano
(Japan): Early-stage evaluation of Japanese electricity market design consistent with energy
security and global environment protection
[20] C5-213. J. K. Park, T. K. Hahn, S. S. KIM, H. S. Jung (Korea): Transmission loss
management in competitive electricity market
|21] C5-214. W. Lubicki, M. Przygrodzki, G. Tomasik, R. Korab (Poland): LMPs usage for
demend balancing in Polish power system
[22] C5-215. S. A. Maiorov, P. F. Makarkin, F. Y. Opadchly (Russia): Characteristics of
electrictity market formation in Russia
[23] C5-216. O. Gjerde Interfaces between system operators, market operators and other
market actors - on behalf of CIGRE JWG C2/C5-05
[24] C5-301. A. Castro, A, Perlingeiro, J. Mello (Brazil): An overview of the transmission
concessions auctions - statistical analysis of bids and results
[25]
A. Taccoen, P. Giesbertz: Special Report for Group C5
[26] A. Taccoen, P. Giesbertz: Electricity markets and regulation - Discussion Meeting
Summary