مطالعات تجربی متعددی وجود رابطه مثبت بین اصلاح ساختار بازار و رشد کارایی را تایید نموده ­اند. با این وجود برخی مطالعات نیز نشان دهنده عدم اثر بخشی سیاست تجدید ساختار در بهبود کارایی تولیدکنندگان برق بوده است. دونگ و همکاران (۱۹۹۶) با به‌کارگیری روش تحلیل پوششی داده ­ها (DEA) کارایی فنی نیروگاه‌های آمریکا را تخمین زده و نشان داده­اند که وجود انحصار یا رقابت تأثیر معنی­داری بر کارایی این نیروگاه­ها ندارد. پولیت (۱۹۹۶) به بررسی اثر اصلاحات ساختار بازار برق بر کارایی صنعت برق کشور ایرلند با بهره گرفتن از تحلیل هزینه-فایده پرداخته و نشان داده که اصلاحات بازار برق موجب ایجاد منافع کارایی به اندازه شش درصد شده است.
کلیت و ترل (۲۰۰۱) با به­ کارگیری داده ­های آماری ۷۸ نیروگاه آمریکا و با بهره گرفتن از روش تحلیل مرز تصادفی (SFA) بیزینی^[۱۱۲] به تخمین کارایی هزینه پرداخته و نشان داده­اند که بلافاصله بعد از تجدید ساختار منافع کارایی ظاهر شده و هزینه نیروگاه‌ها کاهش یافته است. وولفرم^[۱۱۳] (۲۰۰۳) در مطالعه‌ای نشان داده که با وقوع اصلاحات ساختار بازار در صنعت برق آمریکا در سال ۱۹۹۹، نرخ مصرف سوخت به ازای هر واحد نیروی کار و هزینه‌های عملیاتی به ازای هر مگاوات تولید برق کاهش یافته که این کاهش در نیروگاه‌های خصوصی بیشتر بوده است. فابریزو و همکاران (۲۰۰۷) با بهره گرفتن از میزان مصرف سوخت به عنوان شاخص کارایی به بررسی اثر ایجاد رقابت بر عملکرد نیروگاه‌های حرارتی آمریکا پرداخته­اند. نتایج این مطالعه نشان می­دهد که تجدید ساختار اثر ناچیزی بر مصرف سوخت داشته است در حالی که بهره­وری نیروی کار را به شدت بهبود بخشیده است.
دلماس و همکاران^[۱۱۴] (۲۰۰۷) با بهره گرفتن از روش DEA به بررسی اثر تجدید ساختار بر کارایی فنی نیروگاه‌های آمریکا در بین سال‌های ۱۹۹۸ تا ۲۰۰۱ پرداخته­اند. این مطالعه نشان دهنده افت کارایی در دوره مذکور بوده است. نویسندگان علت این امر را هزینه­ های انتقال از محیط تنظیم شده به محیط مقررات زدایی شده معرفی نموده ­اند. ژنگ^[۱۱۵] (۲۰۰۷) با به­ کارگیری داده ­های ۷۳ نیروگاه هسته­ای آمریکا در فاصله سال‌های ۱۹۹۲ (آغاز اصلاحات ساختاری در صنعت برق آمریکا) تا ۱۹۹۸ به بررسی اثر تجدید ساختار صنعت برق بر کارایی نیروگاه‌های این کشور پرداخته است. نتایج این مطالعه نشان می­دهد که تجدید ساختار باعث پیشرفت تکنولوژی تولید و افزایش کارایی شده است.
باروس (۲۰۰۸) در مطالعه­ ای به بررسی تأثیر رقابت بر کارایی نیروگاه­های کشور پرتغال پرداخته و نشان داده که افزایش رقابت اثر مثبتی بر کارایی نیروگاه‌های این کشور داشته است. در این مطالعه اثر عواملی چون محل نیروگاه، عمر نیروگاه و میزان بارندگی نیز با به‌کارگیری الگوی توبیت^[۱۱۶] بر کارایی نیروگاه بررسی شده است. بلومساک و همکاران^[۱۱۷] (۲۰۰۸) به بررسی اثر تجدید ساختار بر کارایی هزینه و قیمت در صنعت برق آمریکا پرداخته و نشان داده­اند که اگرچه تجدید ساختار بازار موجب بهبود کارایی هزینه شده است، اما قیمت برق را نیز افزایش داده و بدین ترتیب موجب افزایش سود تولید­کنندگان و کاهش رفاه مصرف­ کنندگان شده است. گوتو و تسوتسوئی^[۱۱۸] (۲۰۰۸) با بهره گرفتن از روش DEA به محاسبه کارایی فنی و بررسی اثر تجدید ساختار بر آن در آمریکا پرداخته­اند. نتایج این مطالعه نشان دهنده اثر منفی تجدید ساختار بر کارایی فنی نیروگاه­های آمریکا در فاصله سال‌های ۱۹۹۲ تا ۲۰۰۰ بوده است.
ژنگ و همکاران^[۱۱۹] (۲۰۰۸) به بررسی اثر سه سیاست خصوصی سازی، تنظیم مقررات و ایجاد رقابت بر عملکرد تولیدکنندگان برق در ۳۶ کشور در حال توسعه در فاصله سال‌های ۱۹۸۵ تا ۲۰۰۳ پرداخته­اند. نتایج این مطالعه نشان داده است که تنظیم مقررات و خصوصی سازی اثر معنی­داری بر عملکرد تولیدکنندگان برق در کشورهای مذکور نداشته اما ایجاد رقابت باعث بهبود عملکرد آنان شده است. زامیک^[۱۲۰] (۲۰۱۰) در فاصله سال‌های ۱۹۹۶ تا ۲۰۰۷ به بررسی اثر خصوصی‌سازی و ایجاد ساختار رقابتی در بر کارایی صنایع برق کشورهای اروپایی پرداخته­ است. نتایج این مطالعه نشان داده است که تأثیر خصوصی­سازی و ارتقاء رقابت بر افزایش کارایی بسیار ناچیز می­باشد.
کرایگ و ساوج (۲۰۱۳) با بهره گرفتن از داده‌های نیروگاه‌های کشور آمریکا در فاصله سال‌های ۱۹۹۶ تا ۲۰۰۶ به بررسی اثر ایجاد بازار رقابتی برق بر کارایی این نیروگاه‌ها پرداخته­اند. نتایج این مطالعه نشان داده ­است که اصلاح ساختار بازار، کارایی فنی نیروگاه‌ها را حدود ۱۳ درصد افزایش داده است.
متأسفانه با وجود اهمیت موضوع، مطالعات داخلی، چندان به این مقوله نپرداخته­اند. پورعبادالهان و آگاروال^[۱۲۱] (۲۰۱۰) به بررسی اثر مجزاسازی شرکت­های توزیع از شرکت­های برق منطقه­ای پرداخته و نشان داده که این تغییر ساختار در صنعت برق منجر به افزایش کارایی شرکت­های برق منطقه­ای شده است. لطفعلی پور و همکاران (۱۳۸۹) به بررسی تأثیر شاخص تمرکز بازار بر بهره­وری صنعت برق پرداخته و نشان داده­اند که تجدید ساختار از طریق کاهش تمرکز منجر به بهبود بهره­وری صنعت برق کشور شده است.
صادقی شاهدانی و توکلی (۱۳۹۰) به محاسبه کارایی و شاخص بهره­وری طی سال­های ۱۳۷۹ تا ۱۳۸۸ در میان شرکت­های برق منطقه­ای نشان داده­اند که طی این دوره کارایی فنی و شاخص مالم کوئیست با رشد همراه بوده است که این افزایش را نویسندگان به تغییرات ساختاری در این دوره نسبت داده­اند. ابونوری و لاجوردی (۱۳۹۲) با محاسبه کارایی نیروگاه­های کشور در دو سال ۱۳۸۱ و ۱۳۸۸ به روش تحلیل پوششی داده ­ها و مقایسه این مقادیر نشان داده­اند که پس از ایجاد بازار برق تنها کارایی نیروگاه­های بخاری افزایش یافته است.
فصل سوم:
مروری بر تجدید ساختار بازار برق
در کشورهای مختلف
۳-۱- مقدمه
این فصل از پایان نامه به توصیف مختصری از روند تجدید ساختار در سطح جهان اختصاص یافته است. برای ارائه این توصیف، از میان بازارهای فعال در سطح جهان، پس از اشاره به وضعیت صنعت برق در کشورهای آمریکای جنوبی به عنوان پیشتازان مقررات زدایی با توضیح بیشتر بازار شیلی و آرژانتین، بازار کشورهای شمال اروپا به عنوان یکی از مهم‌ترین بازارهای فعال در سطح جهان با ویژگی‌های مخصوص به خود مورد بررسی و ارزیابی قرار گرفته است. سپس به بازار برق بریتانیا پرداخته شده که یکی از بازارهای برق مهم در سطح جهان است و تاکنون تقریباً تمامی ساختارهای بازار را تجربه کرده است. نهایتاً بازار برق کالیفرنیا به عنوان یکی از پیچیده­ترین بازارها که دچار یکی از بزرگ‌ترین بحران‌های صنعت برق در سطح جهان گردید، به شکلی مفصل­تر توصیف شده است و در پایان، به برخی از بازارهای برق که در سال­های اخیر تشکیل شده است پرداخته شده است.

( اینجا فقط تکه ای از متن پایان نامه درج شده است. برای خرید متن کامل فایل پایان نامه با فرمت ورد می توانید به سایت feko.ir مراجعه نمایید و کلمه کلیدی مورد نظرتان را جستجو نمایید. )

۳-۲- تجدید ساختار در کشورهای آمریکای جنوبی
دهه هشتاد و نود میلادی، دوران تحولات عظیم در ساختار صنعت برق در سراسر آمریکای لاتین بوده است. شیلی یکی از پیشگامان در حرکت خصوصی­سازی و تجدید ساختار در آمریکای جنوبی است. شبکه برق شیلی متشکل از چندین منطقه است که بزرگ‌ترین آنها منطقه SIC ^[۱۲۲] شامل سانتیاگو (پایتخت) و اطراف آن و SING (در زبان انگلیسی، سیستم به هم پیوسته بزرگ شمالی^[۱۲۳])، که تأمین برق منطقه معدنی در شمال را بر عهده دارد است (میلان^[۱۲۴]، ۲۰۰۷، آرانگو و همکاران^[۱۲۵]، ۲۰۰۶). نیروگاه‌های بزرگ آبی، ۳۷ درصد از ظرفیت تولید را به خود اختصاص داده­اند در حالی که نیروگاه‌های حرارتی، عمدتاً گاز طبیعی، زغال سنگ و دیزل، ۶۰ درصد از ظرفیت را تشکیل می­ دهند. انرژی­های تجدید پذیر و سایر انواع نیروگاه نیز کمتر از ۴ درصد از ظرفیت تولید را دارا هستند (والدیویا و همکاران^[۱۲۶]، ۲۰۰۹).
در سال ۱۹۸۶، برای پاسخگویی به تقاضای رو به رشد انرژی، دولت شیلی تجدید ساختار در بخش انرژی برق دولتی را آغاز نمود. در این کشور صنعت برق به شرکت‌های تولید و انتقال و توزیع آب و برق تفکیک شد، کمیسیون انرژی ملی^[۱۲۷] (CNE)، به عنوان بخش سیاست گذار اصلی و نظارتی ایجاد شد و پس از خصوصی سازی قانون جدید برق وضع شد که متضمن ورود آزاد، رقابت در تولید، یک سیستم غیر انحصاری اعطای امتیاز برای توزیع و طرح قیمت گذاری بر اساس هزینه­ های نهایی بود. بازار برق شیلی که در آن تولیدکنندگان، توزیع کنندگان و مصرف کنندگان حضور دارند به سه بخش تقسیم می‌شود: بازار آنی که در آن تولیدکنندگان انرژی را در قیمت لحظه­ای بازار مبادله می­نماید، بازار تنظیم شده که در آن توزیع کنندگان با بهره گرفتن از قراردادهای دوره­ای متوسط ​​و یا بلند مدت انرژی را از تولیدکننده می­خرند، قیمت برای این قراردادها توسط نهاد تنظیم (CNE) هر شش ماه یک‌بار تعیین می­ شود و در نهایت بازار آزاد مشتریان بزرگ (مصرف بالاتر از ۲ مگاوات) که در آن مشتریان بزرگ می­توانند قرارداد خرید را به طور مستقیم با تولید کننده و یا از طریق توزیع کنندگان ببندند.
بازار آنی جایی است که تولیدکنندگان به خرید و فروش برق به یکدیگر می­پردازند. در واقع، در صورتی که یک تولید کننده نتواند تعهدات خود را بجا آورد، اپراتور مرکزی سیستم که CDEC^[128] نامیده می­ شود آن را مجبور می­نماید برای جبران کسری خود از سایر تولیدکنندگان برق بخرد. قیمت در بازار آنی توسط CDEC هر ساعت یک‌بار تعیین می‌شود. در این بازار ابتدا تولیدکنندگانی که دارای کمترین هزینه نهایی هستند، شروع به تأمین تقاضا می­ کنند و این فرایند ادامه می­یابد تا کل تقاضا تأمین شود. در نهایت، قیمت بر اساس هزینه نهایی آخرین تولیدکننده که وارد سیستم عرضه می­ شود تعیین می­گردد. در شیلی در خط اول عرضه، ژنراتورهای آبی قرار دارند که از دو نوع، ژنراتور آبشاری (هزینه نهایی صفر) و سدها تشکیل شده ­اند. در خط دوم، ژنراتورهای برق حرارتی قرار دارند. ژنراتورهای برق حرارتی بر اساس هزینه های سوختی که استفاده می‌کنند و کارایی خود در تبدیل این سوخت به انرژی رتبه بندی می­شوند. بنابراین، ژنراتور برق حرارتی که با بهره گرفتن از گاز طبیعی عمل می­نمایند در ردیف اول و سپس ژنراتور نفتی و نهایت دیزلی قرار می­گیرد. بنابراین CDEC علاوه بر تعیین قیمت و اطمینان از این که تولیدکنندگان با کمترین هزینه وارد چرخه تولید می­شوند وظیفه دیگری نیز دارد و آن اطمینان از توان ژنراتورها برای تأمین برقی است که متعهد به تأمین آن شده ­اند.
فروشندگان برق می­توانند به سه طریق برق خود را بفروشند، قراردادهای کوتاه یا بلندمدت و یا از طریق فروش برق در بازار آنی به سایر کمپانی‌های عرضه­کننده که در تأمین تعهدات خود دچار مشکل شده ­اند. آنها در انتخاب این که با چه کسی و به چه مدت قرارداد ببندند و چه میزان برق عرضه کنند آزاد هستند. بر اساس قانون برق شیلی، فروش به شرکت‌های توزیع برای فروش مجدد به مشتریان تنظیم مقررات شده (مشتریان با تقاضایی برابر یا کمتر از ۲ مگاوات که نمی ­توانند به صورت مستقیم وارد بازار برق شوند) باید به قیمت‌هایی باشد که در نقاط «گره» مشخص شده و متأثر از منطقه مربوطه و یا «گره» است. دو قیمت در هر گره توسط شرکت‌های توزیع پرداخت می‌شود، قیمت ظرفیت گره و قیمت برای مصرف انرژی گره. قیمت‌های گره برای ظرفیت بر اساس هزینه سالانه نصب توربین‌های گازی با سوخت دیزل جدید محاسبه می­ شود. قیمت‌های گره برای استفاده از انرژی بر اساس پیش ­بینی کوتاه­مدت هزینه نهایی تأمین تقاضا برای انرژی در یک نقطه از SIC تعیین می­ شود. قیمت‌های گره برای ظرفیت و مصرف انرژی، هر شش ماه یک‌بار در ماه آوریل و اکتبر توسط وزارت اقتصاد تعیین می­ شود.
نمودار (۳-۱): ساختار بازار عمده ­فروشی برق شیلی
منبع: والدویا و همکاران (۲۰۰۹)
در مجموع، Alphaتج
تجدید ساختار در شیلی با خصوصی سازی، تفکیک بخش تولید، توزیع و انتقال، رقابت در بخش تولید، ایجاد حوضچه قدرت، آزادسازی دسترسی به سیستم انتقال، رقابت قیاسی^[۱۲۹] در توزیع و دسترسی آزاد مصرف کنندگان بزرگ همراه بوده است (فیشر و همکاران^[۱۳۰]، ۲۰۰۳). یکی از ایرادات عمده در تجدید ساختار صنعت برق شیلی، وجود شرکت‌هایی با سهم بازار قابل توجه بود. در سال ۱۹۸۶ شرکت دولتی اندزا^[۱۳۱] به شش شرکت تولید، شش شرکت توزیع و دو شرکت کوچک مجزا که تولید و توزیع را در جنوب شیلی بر عهده داشت تقسیم شد شیلی الکترا^[۱۳۲] که در سال ۱۹۷۰ ملی شده بود و توزیع برق در سانتیاگو را بر عهده داشت به یک شرکت تولید و دو شرکت توزیع تفکیک شد. در سال ۱۹۹۱ شیلی دارای ۱۱ شرکت تولید، ۲۱ شرکت توزیع و دو شرکت یکپارچه بود؛ اما این تعداد شرکت برای دستیابی به رقابت کافی نبود. در سال ۲۰۰۰ حدود ۹۳ درصد از ظرفیت تولید در دست سه شرکت اندزا، جنر^[۱۳۳] و کولبون^[۱۳۴] بود و اندزا به تنهایی ۵۸ درصد از تولید و ۴۰ درصد از توزیع را در دست داشت (آرلانو^[۱۳۵]، ۲۰۰۳). علاوه بر این بخش اعظم تاسیسات انتقال را هم این شرکت در اختیار داشت. این امر باعث باقی ماندن قدرت بازاری و عدم دستیابی به رقابت در
بازار برق شیلی می­شد. از نواقص دیگر بازار برق شیلی که موجب خاموشی‌های مکرر در سال ۱۹۹۸ و ۱۹۹۹ و به دنبال بروز خشکسالی و خروج نیروگاه­های برقابی از چرخه تولید شد می­توان به سیستم قیمت بسیار چسبنده و سخت، عملکرد آرام و بی اثر تنظیم کننده، درگیری بین ژنراتورها در حوضچه و در نهایت عدم استقلال اپراتور سیستم اشاره نمود (واتز و آریزتیا^[۱۳۶]، ۲۰۰۲). با وجود این کاستی‌ها، به دلیل خصوصی سازی و تنظیم مقررات قوی از جمله تعیین قیمت بر اساس هزینه نهایی، فواید ناشی از تجدید ساختار در شیلی قابل توجه بود. به طوری که بهره­وری نیروی کار در شرکت اندزا از ۳/۶ گیگاوات ساعت بر نفر در سال ۱۹۹۱ به ۳/۳۴ گیگاوات ساعت بر نفر در سال ۲۰۰۲ افزایش یافت (پولیت^[۱۳۷]، ۲۰۰۴). همچنین آمادگی نیروگاه‌های حرارتی از ۴۷% در سال ۱۹۹۲ به ۷۵% در سال ۱۹۹۶ افزایش یافت، قیمت فروش کلان انرژی از ۶۰-۵۰ دلار بر مگاوات ساعت به حدود ۳۰ دلار بر مگاوات ساعت رسید، میانگین زمان پاسخ به قطع برق از ۵ ساعت به ۲ ساعت کاهش پیدا کرد و میزان تولید انرژی به مقدار قابل ملاحظه­ای افزایش یافت (بری^[۱۳۸]، ۱۹۹۳).
در آرژانتین ابتدا بخش­های تولید، انتقال و توزیع از یکدیگر جدا شد و سه شرکت دولتی بزرگ به ۲۷ شرکت مجزای تولید، ۷ شرکت انتقال و چندین شرکت توزیع تفکیک شدند. بدین ترتیب در بخش تولید ۲۷ شرکت رقیب ایجاد شد که بسیاری از آنها مالک تنها یک نیروگاه بودند. تجهیزات و دارایی­ های انتقال به شرکت‌های خصوصی انتقال قدرت فروخته شد. البته، بیشتر این شرکت‌ها با جذب سرمایه ­های خارجی فعالیت می­کردند (پولیت، ۲۰۰۴). برای اجتناب از مشکلاتی که در فرایند تجدید ساختار صنعت برق شیلی پیش آمد، به تفکیک کامل بخش تولید، انتقال و توزیع پرداخت و از مالکیت همزمان در بخش تولید و انتقال جلوگیری نمود، یک اپراتور مستقل برای مدیریت بازار ایجاد نمود (CAMMESA) و سعی نمود تا تعداد عرضه کنندگان زیاد و سهم آنها از بازار کم باشد (لالور و گارسیا^[۱۳۹] ا ، ۱۹۹۶).
در آرژانتین با تصویب قانون سال ۱۹۹۱، تغییرات ساختاری عمده­ای در آرژانتین به وقوع پیوست. پس از تفکیک بخش تولید، انتقال و توزیع، بخش تولید (که دولت ۲۰ درصد آن را در اختیار دارد) کاملاً رقابتی شد و دولت ملزم به عدم دخالت در این بخش شد. از سوی دیگر، بخش انتقال و توزیع تحت مقررات دولتی
باقی ماند و تعرفه­های این دو بخش و همچنین ورود به آنها توسط دولت تعیین شد. علاوه بر این، بخش توزیع در قبال تأمین تقاضای کل مسئول بوده و در صورت هر گونه اخلال در این امر با جریمه مواجه می­شد. با استقرار بازار برق عمده فروشی که MEM ^[۱۴۰] نامیده می­ شود در ماه اوت سال ۱۹۹۲، ماهیت رقابت در بخش تولید تغییر نمود. تولیدکنندگان، مصرف کنندگان بزرگ و توزیع­کنندگان اجازه ورود در معاملات این بازار را داشتند. با وجود این که شرکت‌های انتقال اجازه ورود در بازار را نداشتند اما نقش آنها در توسعه و حفظ رقابت در بخش تولید بازار از طریق ارائه خدمات انتقال به صورت غیر تبعیض آمیز مهم بود. اداره تنظیم مقررات ملی برق (ENRE^[141]) وظیفه کنترل این امر را بر عهده داشت. برخلاف سایر کشورهایی که بازار برق ایجاد نمودند، در آرژانتین بازار به جای پیشنهاد قیمت از سیستم اعلام هزینه استفاده نمود. هر شش ماه یک‌بار (در ماه های ژوئیه و دسامبر)، نیروگاه­های حرارتی و هسته­ای هزینه­ های عملیاتی متغیر خود برای فصل آینده را ثبت می­نمایند – مقادیر ثبت شده در ماه ژوئیه از نوامبر تا آوریل و مقادیر دسامبر از می تا اکتبر معتبر است.- برای جلوگیری از انحراف بیش از حد، نیروگاه­ها هزینه اظهارشده را می­توانند ماهانه و بر اساس تغییرات در قیمت سوخت تعدیل نمایند. همه نیروگاه­ها، ظرفیت تولید قابل عرضه خود را اعلام می­ کنند. نیروگاه­های آبی ارزش آب ذخیره شده در مخازن خود را نیز اعلام می­ کنند (فریرا^[۱۴۲]، ۲۰۰۲).
در بازار آنی CAMMESA بر اساس مدل‌های پیش بینی تقاضا، میزان تقاضا برای هر ساعت از هر روز را تعیین و سپس بر اساس هزینه تولید، تولید کنندگان با کمترین هزینه را برای تأمین این تقاضا باید وارد چرخه عرضه شوند را مشخص می­نماید. هزینه تولید آخرین ژنراتور که برای تأمین تقاضا در یک ساعت به عرضه برق می ­پردازد، قیمت برق در آن ساعت خواهد بود. البته قیمت نهایی با در نظر گرفتن هزینه­ تلفات انتقال به دست می ­آید و ممکن است قیمت محلی برق بالاتر از قیمت تعیین شده در بازار باشد. به عبارت دیگر قیمت از حداقل­سازی هزینه کل تأمین تقاضا با در نظر گرفتن محدودیت ظرفیت انتقال تعیین می­ شود. قیمت پرداختی به عرضه­کنندگان در بازار آنی دارای علاوه بر هزینه نهایی عرضه­کننده نهایی شامل یک
بخش دیگر به نام پرداخت برای ظرفیت است. به عبارت دیگر هر نیروگاه بر اساس هر مگاوات بر ساعت ظرفیت اعلام شده در نقاط گره، اضافه قیمتی دریافت می­نماید (همان).
علاوه بر بازار آنی، عرضه­کنندگان می­توانند با بستن قرارداد، برق خود را به توزیع کنندگان یا مصرف کنندگان بزرگ بفروشند. در این قراردادها مقدار و قیمت مبادله به صورت آزادانه تعیین می­ شود. معمولاً قیمت این بازار از بازار آنی بیشتر است (همان). بازار برق آرژانتین با الهام گرفتن از بازار برق شیلی و اجتناب از مشکلات آن، نتایج مطلوبی را ایجاد نمود. کاهش قیمت برق و افزایش سرمایه ­گذاری در صنعت برق تا سال ۲۰۰۲ ^[۱۴۳] نشان دهنده این واقعیت است (ناگایاما و کاشیواگی^[۱۴۴]، ۲۰۰۷).
به طور کلی، می­توان چنین عنوان نمود که در کشورهای آمریکای جنوبی تجدید ساختار در کشور شیلی آغاز و توسط آرژانتین ادامه یافت و این روند آرام آرام در دیگر کشورهای منطقه مانند برزیل، بولیوی، پرو، کلمبیا، گواتمالا، السالوادور، پاناما تکرار شد. مشترکات این روند در کشورهای آمریکای جنوبی را به عنوان آغازگران تجدید ساختار، می‌توان به­ طور خلاصه به صورت زیر بیان کرد (هال^[۱۴۵]، ۲۰۰۴):

• • بخش‌های تولید، انتقال و توزیع به عنوان نهادهای فعال در بازار از یکدیگر تفکیک شدند؛

• • بخش تولید رقابتی شد، یعنی شرکت‌های تولید موظف شدند تا پیشنهادهای تولید و قیمت خود را به یک ساختار حوضچه مانند بفرستند تا بهره­بردار حوضچه به صورت مرکزی، تولید را میان مشتریان تقسیم کند؛

• • امکان ورود آزادانه به بازار تولید برای همه فراهم آمد، یعنی تولیدکنندگان می‌توانستند به سادگی به ساخت و بهره ­برداری از نیروگاه‌های حرارتی، بادی و خورشیدی بپردازند. البته ساخت نیروگاه آبی، در همه کشورهای آمریکای لاتین هنوز هم نیازمند مجوز دولتی است؛

• • شرکت‌های محلی توزیع موظف شدند تا بر اساس قراردادهای بلندمدت، برق مورد نیاز مصرف کنندگان را تأمین کنند؛

• • هزینه مرزی سیستم به عنوان مبنای قیمت گذاری برگزیده شد؛

• • قیمت گذاری انتقال بر محور کارایی شکل گرفت، یعنی در صورت آزمون ناموفق تولید برای تولیدکننده، جریمه و در صورت دستیابی به سطح کارایی معین، برای او پاداش در نظر گرفته شد؛

• • مجوزهای دسترسی آزادانه به شبکه ­های انتقال و توزیع غیرقابل فروش اعلام گردید.

لازم به ذکر است که از جهت منابع مالی، خصوصی­سازی در کشور شیلی با دیگر کشورهای منطقه تا حدودی متفاوت بوده است. در شیلی، خصوصی­سازی صنعت برق با تکیه بر سرمایه ­های داخلی انجام گرفت ولی در کشورهای دیگر، سرمایه ­گذاران خارجی زمینه خصوصی­سازی را فراهم آوردند.
۳-۳- بازار شمال اروپا
بازار برق در شمال اروپا، کشورهای نروژ، سوئد، فنلاند و دانمارک را در بر می‌گیرد. کشور ایسلند نیز اگرچه از این کشورها به شمار می­رود، ولی به دلیل فاصله جغرافیایی، تاکنون در بازار انرژی این کشورها وارد نشده است. پیش از تحولات نوین در صنعت برق، میان این کشورها قراردادهای دوجانبه­ای برای تبادل و انتقال انرژی وجود داشته است. همین تبادل و انتقال دوجانبه از یکسو به ثبات منابع تغذیه کشورهای همکار و از سوی دیگر به تعمیق تجربیات آنها در همکاری با یکدیگر انجامیده، مسأله برنامه­ ریزی و طراحی را از حوزه ملی بیرون برده و به آن جنبه فراملی و منطقه­ای داده است. در نتیجه، رقابتی شدن بازار انرژی در این کشورها به سرعت به شکل­ گیری شرکت‌های بین ­المللی فعال در صنعت تولید و انتقال انرژی منجر شده است. بازار انرژی در این کشورها از یکسو باعث کاهش محسوس قیمت برق صنعتی و از سوی دیگر افزایش قیمت برق خانگی شده است. در این بخش، ساختار و تحولات صنعت برق در کشورهای شمال اروپا به اختصار مورد بحث قرار گرفته است.
صنعت برق نروژ، پیش از تجدید ساختار شامل شرکت‌های برق شهری^[۱۴۶] (حدود ٢٠٠ شرکت برق) می­شد که از طریق شبکه انتقال سراسری دولتی، مصرف جمعیت چهار میلیون نفری آن را تأمین می­نمودند. این شرکت‌های تولید، اغلب از منابع تولید آبی بهره­مند بوده و با ساختاری یکپارچه و عمودی اداره می­شدند.
در سال ١٩٩١، قانون انرژی نروژ صنعت برق کشور را با توجه به الگوی کشورهایی مانند آرژانتین و شیلی به سه مولفه عمودی تقسیم کرد. در ساختار جدید:

• • بخش تولید در اختیار چندین شرکت رقیب و مستقل قرار گرفت؛

• مدیریت شبکه ­های انتقال و توزیع به صورت انحصاری باقی ماند؛