Rynki energii elektrycznej i regulacja
Transkrypt
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