• خرده فروشی رقابتی شد.

در سال ١٩٩٣ بازار برق در نروژ راه اندازی شد. نظارت و تنظیم روابط بازار به وزارت انرژی و منابع آبی نروژ و مدیریت بازار که ساختار تبادلات آن به صورت حوضچه بود، به شرکت سامجورینگتن^[۱۴۷] سپرده شد. استاتکرافت^[۱۴۸] که قبل از تجدید ساختار بزرگ‌ترین شرکت تولیدی به شمار می‌رفت، حدود ٣٠ % از بازار تولید را به دست گرفت و باقیمانده بازار میان شرکت‌های کوچک‌تر تولیدی، تقسیم شد. بهره ­برداری از شبکه سراسری انتقال به شرکت استاتنت مارکت اس اف^[۱۴۹] واگذار شد. بعدها یکی از زیر شاخه­ های استاتنت، موسوم به استاتنت مارکت ای اس^[۱۵۰] مسئول راه اندازی و بهره ­برداری از کل بازار برق (نوعی بورس مبادله برق) گردید. شرکت‌های برق شهری موظف شدند که از طریق قراردادهای دوجانبه با ژنراتورهایی که پیش‌تر مالک آنها بودند، انرژی را بخرند (تابورز^[۱۵۱]، ۱۹۹۶).
برخلاف بازار برق انگلستان که بهای انرژی به روش مبتنی بر حراج تعیین می­ شود، بیشتر مبادلات در بازار برق نروژ به شکل قراردادهای دوجانبه بود. علاوه بر این، بورس تبادل قدرت نیز برای بهبود امنیت و پایایی شبکه، راه ­اندازی شده تا تولیدکنندگانی که موفق به فروش انرژی از طریق داد و ستدهای دوجانبه نمی­شوند و یا می­خواهند در بازار لحظه­ای سود بیشتری به دست آورند، بتوانند در این بازار مشارکت کنند. بورس تبادل قدرت نروژ، که استاتنت مارکت نیز نامیده می­ شود، یک بازار آنی با افق زمانی کار ٢۴ ساعته
(( اینجا فقط تکه ای از متن درج شده است. برای خرید متن کامل فایل پایان نامه با فرمت ورد می توانید به سایت nefo.ir مراجعه نمایید و کلمه کلیدی مورد نظرتان را جستجو نمایید. ))

برای حفظ پایداری شبکه و یک بازار آتی^[۱۵۲] با افق زمانی تا ٣ سال را در بر می­گرفت. این بازار در ۱۹۹۶ به بورس تبادل برق نروژ و سوئد تبدیل شد و در نهایت تبدیل به بورس مبادلات برق هر چهار کشور منطقه شد. در حال حاضر این بازار در مالکیت مشاع^[۱۵۳] استاتنت و سونسکاکرافتنت^[۱۵۴] سوئد بوده و نوردپول^[۱۵۵] نامیده می‌شود (همان).
برخلاف نروژ و تا حدودی سوئد که بخش اعظم تولید برق را نیروگاه­های برقابی بر عهده دارند، فنلاند از منابع انرژی طبیعی تقریباً بی­بهره است و بیشتر انرژی الکتریکی آن در نیروگاه‌های فسیلی و هسته­ای تولید می­ شود. هم­تولیدی^[۱۵۶] (انرژی گرمایی و الکتریکی) در این کشور معمول است و فنلاند به طور کلی یک واردکننده انرژی به شمار می‌رود. بازار کشور فنلاند در سال ١٩٩۵ گشایش یافت و روند مقرراتزدایی تا پاییز ١٩٩٨ به پایان رسید و از آن پس مصرف­ کنندگان توانستند بدون پرداخت هزینه­ های اضافی، تولیدکننده خود را برگزینند. مدیریت و بهره ­برداری از شبکه انتقال به یک شرکت نیمه دولتی به نام فینگرید^[۱۵۷] سپرده شد که مالکیت آن در اختیار صنایع، تولیدکنندگان برق و دولت بود. این شرکت در سال ١٩٩٨ بورس تبادل قدرت فنلاند را خرید و نیمی از سهام آن را به شرکت انتقال سونسکاکرافتنت در سوئد فروخت. بورس برق فنلاند (El - Ex) شاخه فنلاندی نوردپول به شمار می‌رود (توماس^[۱۵۸]، ۲۰۰۴).
به دلیل تفاوت موجود در ساختار مالکیت صنعتی دانمارک با دیگر کشورهای شمال اروپا، این کشور دیرتر به جمع کشورهایی که صنعت برق را آزاد کرده ­اند، پیوست. دانمارک در سال ١٩٩٩ بازار برق را برای مصرف­کنندگانی با مصرف سالانه ١٠٠ گیگاوات بر ساعت یا بیشتر راه ­اندازی و به این ترتیب عملاً ٩٠ % از صنعت برق را رقابتی کرد. بر اساس قانون اساسی دانمارک، صنعت این کشور دارای ساختاری غیرانتفاعی است و هر چند صنایع برق از دارایی­ های فراوانی برخوردارند، اما درآمد آنها چندان زیاد نیست. مازاد درآمد صنایع به نهادهای عمومی مانند شهرداری‌ها یا تعاونی‌های غیرانتفاعی اختصاص می­یابد. بر اساس این قانون، شرکت‌های تولیدی در مالکیت شرکت‌های انتقال و این شرکت‌ها نیز به نوبه خود، تحت مالکیت شرکت‌های
توزیع قرار دارند که مدیریت آنها نوعاً بر عهده‌ شهرداری‌ها است. این ساختار قانونی، به کندی حرکت به سمت تجدید ساختار منجر شده و نتوانسته است سرمایه ­گذاران بیرون از دولت را برای حضور در بازار ترغیب کند. با این حال، تلاش­هایی به شکل ائتلاف و ادغام در میان صنایع تولیدی مشاهده می­ شود. علاوه بر این ویژگی‌ها، دانمارک دارای دو شبکه انتقال مجزا است که ترانزیت برق را دشوار می­ کند به همین دلیل اگر چه نوردپول در سال ٢٠٠٠، دانمارک را زیر پوشش گرفته اما دو ناحیه قیمت­ گذاری ایجاد کرده است. در دانمارک بیشتر انرژی الکتریکی، از سوخت­های فسیلی، زغال سنگ، نفت و گاز طبیعی تأمین می­ شود. هم­تولیدی و تولید انرژی از باد نیز به دلیل ملاحظات زیست محیطی، در حال گسترش است (گرده^[۱۵۹]، ۲۰۰۲).
بازار نورد پول دارای سه رکن است: بازار لحظه­ای ٢۴ ساعته (Elspot)، بازار تنظیم شده^[۱۶۰] برای تضمین پایداری شبکه به کمک خریدهای بسیار کوتاه مدت (Elbas) و بازار آتی (Eltermin and Eloptions). مبادلات فیزیکی قدرت در دو بازار نخست صورت می­گیرد، بازار آتی نیز یک بازار مالی بوده و با هدف مقابله با نوسانات قیمت ایجاد شده است.
بازار آنی بازار روز قبل است. در این بازار ۱۲ تا ۳۶ ساعت قبل از مبادله فیزیکی مقادیر عرضه و تقاضا و قیمت مربوطه اعلام و قیمت و مقدار مبادله در محل برخورد عرضه و تقاضا برای هر ساعت از روز تعیین می­ شود. بر اساس قانون همه می­توانند در بازار شرکت کنند اما در عمل تنها مصرف کنندگان عمده (توزیع کننده­ها، معامله گران و صنایع بزرگ) و تولیدکنندگان در این بازار فعالیت می­ کنند. تقریباً ۷۰ درصد از مبادلات در بازار آنی انجام می­گیرد. بازار تنظیم شده جایی است که در آن قراردادهای کوتاه مدت برای جبران کاستی‌ها در بازار آنی انجام می­ شود. یک ساعت مانده به مبادله فیزیکی، اپراتور سیستم انتقال (TSO^[161]) به متعادل سازی بازار آنی می ­پردازد. اگر مازاد مصرف وجود داشته باشد، TSO از تولید کنندگان دارای ظرفیت مازاد تقاضای تولید نموده و اگر کمبود مصرف وجود داشته باشد، مازاد تولید توسط TSO خریداری می­ شود. تعیین قیمت در این بازار بر عهده TSO است. قیمت در این بازار بر اساس قیمت تولید کننده نهایی که برای تأمین مصرف لازم است عرضه نماید تعیین می­ شود. بازار آتی جایی است که در آن
برای مقابله با تغییرات قیمت قراردادهای بلند مدت تنظیم می­ شود. یکی از مشخصه­های نورد پول این است که مشارکت در بورس برق اجباری نیست و تولیدکنندگان و مصرف کنندگان حق انتخاب برای شرکت یا عدم شرکت دارند. همچنین این بازار علاوه بر رقابت در سطح عمده، به مصرف کنندگان حق انتخاب عرضه کننده را داده و رقابت در سطح خرده فروشی نیز وجود دارد. بر خلاف بازارهای آمریکای جنوبی، تجدید ساختار در این بازار با خصوصی سازی همراه نبوده و مالکیت بخش تولید به بخش خصوصی واگذار نشده است (سریوستیوا و همکاران^[۱۶۲]، ۲۰۱۱).
در ارزیابی وضعیت بازار برق در شمال اروپا می‌توان به نکات زیر اشاره کرد:

• خصوصی­سازی که از ابتدای راه ­اندازی بازار، به عنوان یکی از مهم‌ترین اهداف مطرح بوده هنوز به طور کامل تحقق نیافته است و صنعت برق هنوز هم در سطوح مختلف تحت مالکیت عمومی قرار دارد (آموندسن و برگمن^[۱۶۳]، ۲۰۰۶).

• کاهش ظرفیت ذخیره در دسترس یکی دیگر از نتایج راه ­اندازی بازار بوده است. بخش تولید نتوانسته است همگامی خود را با مصرف حفظ کند؛ چرا که سرمایه ­گذاری خصوصی برای ایجاد ظرفیت ذخیره­ای که مصرف دائمی ندارد و به ندرت مورد بهره ­برداری قرار می‌گیرد، سودآور نیست. همین مسأله به کاهش انگیزه ساخت نیروگاه‌های جدید منجر می­ شود و دولت‌ها را واداشته است تا قوانینی را برای مقابله با کمبود انرژی از راه قطع عرض آن تدوین کنند (همان).

• انعطاف پذیری قیمت باعث شده که با کاهش عرضه (برای مثال در اثر بارندگی) قیمت افزایش یافته و مصرف به طور خودکار کاهش یابد.

• با وجود موارد فوق ایجاد رقابت و شفافیت در بازار موجب کاهش نسبی قیمت‌ها در پی راه ­اندازی بازار برق، شده و همزمان بهبود کارایی تولید باعث شده تا تولید کنندگان سود مناسبی به دست آورند (همان).

۳-۴- بازار برق بریتانیا
بخش اعظم انرژی برق در بریتانیا از سوخت­های فسیلی تولید می­ شود. تا سال ۲۰۰۴ در بریتانیا ۳۹ درصد تولید برق از گاز طبیعی، ۳۳ درصد از زغال سنگ، ۱۹ درصد از انرژی هسته­ای، ۴ درصد از انرژی بادی، ۱ درصد از آب و ۱ درصد از نفت ایجاد شده است (DECC, 2007). بریتانیا به دو ناحیه انگلیس- ولز و اسکاتلند تقسیم می‌شود. قبل از قانون برق ۱۹۸۹ بخش اعظم تاسیسات تولید و انتقال برق در انگلستان دولتی بود که قیمتی که در آن ژنراتورها برق عرضه می­کردند را تنظیم می­کرد. هیئت مدیره مرکزی تولید برق^[۱۶۴] (CEGB) بسیاری از امکانات انتقال و تولید برق را در دست داشت و ۱۲ هیئت مدیره منطقه­ای برق^[۱۶۵] (AEB) توزیع برق به مصرف کنندگان را بر عهده داشتند. صنعت برق بریتانیا، از پیشگامان تجدید ساختار در اروپا است. خصوصی­سازی صنعت برق در سال ۱۹۹۰ آغاز شد و در سه مرحله، نخست در انگلستان و ولز، سپس در اسکاتلند و نهایتاً در ایرلند شمالی به سرانجام رسید. با شروع تجدید ساختار، هیأت مرکزی تولید برق^[۱۶۶] به چهار نهاد تبدیل شد که عبارت بودند از دو شرکت خصوصی تولید (نشنال پاور^[۱۶۷] و پاورژن^[۱۶۸])، یک تولیدکننده دولتی (نوکلیرالکتریک^[۱۶۹]) و شرکت ملی شبکه (NGC^[170]) به عنوان بهره­بردار مستقل سیستم. در مرحله بعد هیأتهای محلی برق، در قالب ۱۲ شرکت برق منطقه­ای (REC^[171]) خصوصی شدند. این شرکت­ها در برخی از بخش­های کشور، توزیع کننده محلی انحصاری برق به شمار می­آیند (کلارک^[۱۷۲]، ۲۰۰۵). در بخش انتقال، از آنجا که رقابت نمی‌توانست وارد شود، NGC با تشکیل یک انحصار طبیعی عمودی یکپارچه، سیستم انتقال را حفظ نمود. بنابراین مسئولیت NGC برنامه­ ریزی و گسیل تولید برای پاسخگویی به تقاضای واقعی به صورت روزانه، پیش بینی تقاضا با توجه به شرایط آب و هوایی و الگوهای تقاضا برای هر نیم ساعت از روز بعد و برنامه­ ریزی برای پیشنهادات تولیدکنندگان بود.
ساختار اولیه مبادلات در بازار برق بریتانیا، سیستم حوضچه قدرت بود اما این ساختار هم اکنون تغییر کرده است. در ساختار حوضچه قدرت، تولیدکنندگان پیشنهادهای تولید و قیمت خود را عرضه می‌کردند.
شرکت­های برق منطقه­ای نیز بار پیش‌بینی شده مورد نیاز را یک روز زودتر در اختیار مدیر بازار قرار می‌دادند. این پیشنهادها و پیش ­بینی­ها در بازه­های نیم ساعتی برای روز بعد انجام می­پذیرفت. بنابراین، بار و توزیع جغرافیایی آن از پیش تعیین می­شد و به اطلاع مدیر بازار می‌رسید. پیشنهاد تولید و قیمت تولیدکنندگان به شکل منحنی­های افزایشی قیمت بر حسب میزان تولید ارائه می­شد. بر اساس این منحنی­ها، آمادگی تولید هر یک از نیروگاه­ها در هر بازه نیم ساعتی همراه با قیمت متناظر آن تولید تعیین می­شد. بنابراین مدیر بازار (NGC) با دریافت مقدار عرضه و تقاضا، برنامه زمان‌بندی تولید هر نیروگاه را همراه با بهای مرزی انرژی قیمت پیشنهادی توسط آخرین تولیدکننده که پیشنهاد عرضه او پذیرفته می­­شود، در بازه­های نیم ساعتی از روز بعد تعیین می­نمود و سپس به اجرا درمی­آورد. در این برنامه­ ریزی، نخست از قیود انتقال صرف‌نظر می­شد و سپس با اجرای مدیریت تراکم و برنامه تخصیص هزینه تلفات انتقال، در صورت لزوم، برنامه بهره ­برداری از خطوط انتقال و قیمت­های متناظر اصلاح می­شد. بهای تولید در سطح سیستم یکسان است و در صورت نیاز به منابع تولید جدید برای رفع تراکم سیستم انتقال، هزینه افزوده به مشتری تخصیص می­یابد. نظارت بر سیستم توسط هیأت تنظیم بازارهای گاز و برق^[۱۷۳] (OFGEM) انجام می­شد (همان).
این ساختار به دلیل بروز برخی از کاستی‌ها در سال ۲۰۰۱ مورد تجدید نظر قرار گرفت. در مارس ۲۰۰۱، ترتیبات تجاری جدید انرژی^[۱۷۴] (NETA) جایگزین حوضچه قدرت انگلستان و ولز شد. در سال ۲۰۰۴ اسکاتلند نیز وارد این بازار شد و سیستم جدید به تجارت برق بریتانیا و ترتیبات انتقال^[۱۷۵] (BETTA) تغییر نام داد (جولیتی و همکاران^[۱۷۶]، ۲۰۰۹). دلایل ناکارآمدی ساختار نخستینِ بازار برق بریتانیا را می‌توان در موارد زیر خلاصه کرد:

• طراحی ضعیف حوضچه توان

• تمرکز شدید تولید

• رقابتی نبودن تقاضا

• کثرت قراردادهای موقت در بازار کلان برق

• ناآشنایی بازیگران بازار برق با سازوکارهای حضور و رقابت در بازار

• ساز و کار پرداخت جریمه بر اساس ارزش بار قطع شده^[۱۷۷] و احتمال قطع بار، کاستی اساسی ساختار نخستین شمرده می­ شود، زیرا به جای سرمایه ­گذاری جدید، کمبود تولید را تشویق می­ کند و از سوی دیگر امکان به بازی گرفتن بازار را توسط تولیدکنندگان پرقدرت و ذی‌نفوذ، یعنی مالکان ژنراتورهای کلیدی و حساس، از راه احتکار و کم فروشی فراهم می ­آورد.

• پرداخت یکسان به تمامی برندگان حراج (حراج تک قیمتی) ویژگی نامطلوب دیگر این ساختار است، که می‌تواند به بروز قدرت بازار و تأثیرگذاری تولید بر قیمت منجر شود. شیوه قیمت­ گذاری در ساختار نوین، شیوه پرداخت بر اساس پیشنهاد است و علاوه بر این دادوستد محدود به حوضچه نیرو نیست.

در ساختار نوین، انحصار تولید از دو شرکت بزرگ خصوصی بیرون رفت و رقابت در تولید گسترش یافت و با توسعه انواع مبادلات در بازار، مشارکت طرف تقاضا در بازار افزایش یافت. در عملکرد بازار برق NETA/ BETTA اپراتور سیستم^[۱۷۸] (SO) و بورس برق (PX) نقش محوری دارند. در بورس برق و در معاملات آنی، مدیر بازار در بازه­های نیم ساعتی از روز بعد بازار را تسویه و خریدار و فروشنده را تعیین می­ کند. پرداخت به فروشندگان در این بازار بر اساس پیشنهاد است. علاوه بر این مبادله از طریق کارگزاران، معاملات مستقیم خارج از بورس (OTC^[179]) و دیگر ابزارهای مالی (آپشن­ها و فیوچرها) نیز بخشی از معاملات بازار است. در بازار آنی بورس قدرت، که بازار روز بعد است، معامله­گران در بازار ملزم هستند تا ساعت ۱۱:۰۰ صبح روز قبل از مبادله، سطح تولید مورد انتظار برای بازه­های نیم ساعتی از تمام ساعات روز را به NGC اعلام نمایند. پس از آن NGC نیازهای بالقوه سیستم قدرت را ارزیابی می کند و در صورت نیاز به توان اضافی برای تعادل تولید و مصرف، از نیروگاه­هایی که مایلند در این بازار فعال شوند، برای ایجاد این تعادل
دعوت به عمل می ­آورد. مکانیزم متعادل­سازی به SO اجازه می‌دهد تا توازن محلی و ملی تولید و مصرف را در زمان واقعی برقرار نماید (باجپایی و سینگ^[۱۸۰]، ۲۰۰۴). واحد خدمات بار نیاز هست از طریق اطلاعیه فیزیکی تا ۵/۳ ساعت قبل از تحویل فیزیکی بار وضعیت خود را اعلام نماید و این زمانی است که معاملات متعادل سازی انجام می­گیرد (نمودار ۳-۲).
نمودار (۳-۲): ساختار NETA
منبع: سیموندز^[۱۸۱] (۲۰۰۲)
پس از اعمال اصلاحات اولیه در صنعت برق بریتانیا بخصوص از سال ۱۹۹۸، قیمت عمده فروشی برق در بریتانیا ۴۰ درصد کاهش یافته است (مک گری گور^[۱۸۲]، ۲۰۰۱) همچنین شواهد نشان دهنده بهبود در
عملکرد تولیدکنندگان برق و افزایش کارایی پس از ایجاد بازار NETA می­باشد (نیوبری^[۱۸۳]، ۲۰۰۶). از این روی با وجود برخی کاستی‌ها، بازار برق بریتانیا یکی از نمونه های موفق در میان بازارهای برق در جهان می­باشد.
۳-۵- بازار برق کالیفرنیا
برخلاف بیشتر کشورهای دنیا، تولید و توزیع انرژی الکتریکی در ایالات متحده آمریکا همواره به وسیله شرکت‌های خصوصی با ساختار یکپارچه عمودی انجام می­شده است که تنها در بازار خرد تحت قوانین ایالتی عمل می‌کرده‌اند. کالیفرنیا نیز به عنوان پرجمعیت­ترین ایالت آمریکا از این قاعده مستثنا نبوده و تقریباً ۸۰% برق آن توسط سه شرکت بزرگ خصوصی^[۱۸۴] (IOUs): تأمین می­شده است:

• در نیمه شمالی شرکت PG&E ^[۱۸۵]

• در نواحی جنوبی شرکت SCE ^[۱۸۶]

• در شهر سان­دیگو شرکت SDG&E ^[۱۸۷]

در این میان تنها وضعیت شهر لس‌آنجلس استثنایی بوده است که انرژی آن توسط بزرگ‌ترین شرکت برق دولتی در تمام ایالات متحده، یعنی ^[۱۸۸]DWP تأمین می­شد. ساختار بخش برق در ایالت کالیفرنیا مطابق نمودار (۳-۳) بود. قانون‌گذاری و نظارت بر عملکرد شرکت‌های خصوصی تحت نظر کمیسیون شرکت‌های عمومی کالیفرنیاPUC) ^[۱۸۹]) انجام می­شد. این نهاد، نه تنها وظیفه تعیین نرخ‌های برق را به عهده داشت، بلکه تقریباً بر تمامی بخش‌های صنعت نظارت می­کرد، استانداردهای کاری و کارآمدی را تدوین می­کرد و تعیین چگونگی سرمایه ­گذاری در بخش‌های تولید و انتقال را بر عهده داشت و علاوه بر این، ترکیب سوخت‌های اولیه را کنترل و صرفه‌جویی‌های لازم را اعمال می­کرد.
نمودار (۳-۳): ساختار برق کالیفرنیا قبل از اصلاحات