Опыт реформ электроэнергетики в контексте экономической теории

Германия

Необходимость изменить регулирование для более полной интеграции электроэнергетики Восточной и Западной Германии. Стремление повысить эффективность отрасли и снизить цены для конечного потребителя

Сегменты генерации и сбыта характеризуются как конкурентные. Уровень цен для потребителей по стране стал менее волатильным и более равномерным. Однако в стране сохраняются региональные вертикально интегрированные компании, проведено лишь минимально допустимое законодательством ЕС бухгалтерское разделение по видам деятельности

Необходимость дальнейших реформ и законодательных изменений для обеспечения целевых показателей по ВИЭ и достижению зеленой энергетики

Канада

Основная цель реформы -- формирование рыночных отношений в электроэнергетике, снижение цен для конечных потребителей, повышение эффективности функционирования отрасли

Первый этап реформы признан неуспешным. Реформа не принесла низких цен, создала условия для использования рыночной силы, не привела к формированию рыночных сигналов о необходимости инвестиций

После реформы последовало изменение регулирования, частичная интеграция энергосистемы Канады с отдельными энергосистемами США, изменение принципов регулирования отрасли. Вопрос об инвестициях по-прежнему требует вмешательства государства

Новая

Зеландия

Необходимость снизить бюджетный дефицит и ослабить общий уровень государственного регулирования экономики, чтобы стимулировать макроэкономическое развитие

Реформа позволила создать более конкурентные условия в отрасли и оздоровить отрасль финансово. Не удалось создать рыночные условия для привлечения инвестиций в генерацию для обеспечения надежности системы

С учетом специфики страны (высокая доля гидрогенерации) была создана специальная комиссия, задача которой состоит в обеспечении достаточной генерации в засушливые годы. Был введен дополнительно хеджирующий сегмент финансового рынка электроэнергии

США

Важное отличие -- не нужна приватизация, поскольку отрасль в целом уже находилась в частной собственности. Основная задача -- собрать отдельные сети в более крупную систему для обеспечения более стабильного функционирования системы

Реформа не была единой для страны в целом, проходила по-разному в различных штатах или более крупных регионах. В целом ни в одном случае не обошлось без проблем из-за попыток установления ценовых потолков и недостатка рыночных сигналов к инвестициям. В ряде случаев складывались условия для проявления рыночной власти

Первоначальный формат реформированного рынка в разных регионах продолжал трансформироваться. Вводились дополнительные рынки (включая рынок мощности и финансовый рынок), однако система остается плохо интегрированной и нуждается в централизованном планировании для обеспечения надежности

Франция

Необходимость исполнять требования директивы ЕС о либерализации энергетических рынков

Требования директивы были исполнены в минимально возможном объеме. И регулятор, и отрасль противились проведению реформы. Тем не менее отрасль динамично развивается и успешно обслуживает не только внутренний рынок, но и поставляет электроэнергию на экспорт

Продолжение реформы связано с необходимостью структурной перестройки отрасли для повышения доли ВИЭ в соответствии с курсом ЕС на зеленую энергетику

Чили

Необходимость привлечь в отрасль инвестиции, приучить предприятия жить в условиях жестких бюджетных ограничений, улучшение финансового состояния отрасли

Признана наиболее успешной среди развивающихся стран. Послужила отправной точкой для реформ в других странах Латинской Америки. Дополнительно удалось снизить цены для потребителей

Подстройка правил функционирования оптового рынка и топливного портфеля в зависимости от возникающих сложностей: засухи, перебоев с импортом газа и т. п.

Дания

Необходимость снизить нагрузку на бюджет, улучшить финансовое состояние отрасли, привлечь инвестиции в отрасль

Бюджет получил дополнительные средства за счет приватизации. Выравнялись региональные цены для конечных потребителей за счет интеграции в Nordpool. Повысилась финансовая и технологическая эффективность отрасли

Привлечение при участии государства инвестиций в дополнительные межсистемные связи для более полной интеграции страны в Nordpool

Норвегия

Стремление к развитию конкуренции в экономике. Необходимость повысить эффективность отрасли, поскольку частные компании работали более эффективно

Реформа продолжила успешное развитие сложившейся системы с небольшим оптовым рынком, работавшим около двадцати лет до проведения реформы. Предприятия стали в среднем более эффективными. Конкуренция развита не очень сильно из- за преобладания гидрогенерации

Потребители сталкивались с ростом цен в засушливые периоды. Проблема конкуренции и волатильности цен частично решена за счет вхождения в Nordpool

Финляндия

Необходимость снизить нагрузку на бюджет и повысить эффективность работы отрасли. Необходимость выравнять цены в разных регионах страны

Снизилась нагрузка на бюджет за счет приватизации крупнейшей компании, находившейся в собственности государства. Цены на электроэнергию по регионам частично выравнялись

Последовательное выравнивание цен за счет интеграции внутреннего рынка. Посредничество государства при привлечении инвестиций для интеграции страны в Nordpool

Швеция

Стремление ввести больше элементов рыночной экономики для стимулирования экономического роста. Необходимость улучшить финансовое состояние компаний, находящихся в государственной собственности

Успешное развитие рынка на первой стадии реформ. Повышение финансовой эффективности отрасли

Необходимость дополнительного регулирования отрасли для сдерживания роста цен вследствие вывода атомной генерации. Вступление в Nordpool для сдерживания цен и развитие конкуренции

Источники: по данным [Pollitt, 2008а] -- Аргентина; [Chester, 2007] -- Австралия; [Almeida, Pinto, 1999; Mota, 2004] -- Бразилия; [Grubb, Newbery, 2018] -- Великобритания; [Pfaffenberger, Chrischilles, 2013] -- Германия; [Woo et al., 2003] -- Канада; [Dahl, 2015] -- США, Новая Зеландия, Норвегия, Швеция; [Reverdy, 2015] -- Франция; [Pollitt, 2004] -- Чили; [Albertsen et al., 2020] -- Дания; [Viljainen et al., 2012] -- Финляндия.

Как уже отмечалось, побудительные мотивы к реформам в разных странах были разными. В целом в развивающихся странах одной из важнейших целей было привлечение инвестиций (в том числе иностранных) для развития энергосистемы, но также важно было улучшить финансовое состояние отрасли и снизить нагрузку на государственный бюджет, передав предприятия в частную собственность. При этом успешность реформы существенно зависела от общей макроэкономической стабильности и устойчивости регуляторного режима.

В большинстве развитых стран основным побудительным мотивом к реформе было желание снизить нагрузку на государственный бюджет за счет приватизации отдельных частей электроэнергетического комплекса. В дополнение к этому ожидалось повышение финансовой и технологической эффективности отрасли за счет действия рыночных сил. Важным исключением из этого общего тренда является опыт США (отрасль в основном находилась в руках частного сектора, поэтому акцент смещался на повышение эффективности функционирования отрасли) и Франция (основной побудительный мотив к реформе состоял в необходимости соответствовать законодательству ЕС в электроэнергетике, поэтому реформа свелась к обеспечению необходимого регуляторного минимума).

Практически все страны в той или иной мере столкнулись с тем, что устройство оптового рынка электроэнергии не позволяет сформировать сигнал о необходимости инвестиций в генерацию и что возможности финансового рынка в этой области также ограничены, поскольку не позволяют хеджировать стоимость электроэнергии на срок, достаточный для окупаемости вложений в новые инвестиции. Кроме того, стало понятно, что необходимо дополнительно координировать развитие сетей и генерации. Оба этих момента требуют участия государства как координирующей силы, позволяющей исправить возникающие провалы рынка.

Однако участие государства в работе отрасли также оказалось неоднозначным: регулирование на первоначальном этапе не всегда было удачным, а его последующее изменение могло быть как слишком медленным (как в случае с пересмотром правил формирования оптовых цен в Великобритании или потолка цен на рынке Калифорнии), так и слишком поспешным (изменение правил установления розничных цен в Аргентине). Как регуляторная ригидность, так и регуляторная поспешность оказывают негативное влияние на развитие отрасли. Важность нахождения баланса регуляторной подстройки становится еще более актуальной по мере развития генерации на базе возобновляемых источников энергии.

Продолжение реформ в контексте развития ВИЭ

Расширение использования электроэнергии, произведенной на базе возобновляемых источников энергии, влияет на все сегменты электроэнергетики. Однако если в сегменте генерации развитие ВИЭ приводит к наращиванию мощностей и потенциальному повышению конкуренции, то для функционирования оптового рынка и управления передачей электроэнергии развитие ВИЭ создает определенные сложности. Это связано с зависимостью ВИЭ (прежде всего на основе энергии солнца и ветра) от погодных факторов.

С точки зрения оптового рынка стремительное внедрение ВИЭ в энергосистемы приводит к большей волатильности цен (а следовательно, и к более высокой неопределенности), а также более низким ценам в среднем и появлению периодов отрицательных цен [De Vos, 2015]. Хотя потребители выигрывают от низких цен в краткосрочном периоде, в более длительном выигрыш может оказаться нивелирован недостаточными инвестициями в поддержание мощностей генерации на базе традиционных источников энергии [Kungl, 2015].

Высокая изменчивость в генерации электроэнергии на основе ВИЭ означает необходимость перестраивать всю систему электроэнергетики на основе принципов гибкости, которые включают увеличение эластичности в генерации и спросе, развитие систем хранения и межсистемных связей [Morales et al., 2014]. Помимо технологических решений и инвестиций в инфраструктуру (развитие систем хранения, смарт-сетей, вложений в магистральные линии электропередачи) необходимы также институциональные изменения в работе оптового рынка [Verzijlbergh et al., 2017]. Среди таких изменений предлагается, например, устанавливать цену за действия СО по управлению безопасностью системы, а также более активно применять участие стороны спроса в балансировке рынка за соответствующее вознаграждение [Borggrefe, Neuhoff, 2011].

Более значимыми становятся и проблемы, связанные с межстрановыми перетоками электроэнергии. Если страны не объединены общей системой ценообразования (как Nordpool в Скандинавии), основные решения на оптовом рынке принимаются без учета трансграничной торговли электроэнергией. По мере развития ВИЭ и повышения волатильности поставок электроэнергии в систему цена игнорирования такой информации и связанных с этим ошибок будет повышаться [Neuhoff et al., 2013]. Это означает желательность развития международной кооперации вплоть до создания наднационального СО, функционирование которого потенциально связано с дополнительными экономическими издержками и политическими сложностями.

В работе [Aboumahboub et al., 2010] показано, что вложения в создание инфраструктуры для перетоков электроэнергии в глобальном масштабе позволяют сгладить колебания от доступности ВИЭ во времени (и сэкономить на резервных мощностях) и снизить стоимость электроэнергии для всех сторон. Отметим, что прогнозируемое этой моделью снижение цен электроэнергии оставляет открытым вопрос окупаемости инвестиций в создание дополнительной инфраструктуры и новых мощностей ВИЭ.

В то же время развитие генерации в сторону большого количества очень малых объемов означает необходимость введения специальных механизмов управления не только передачей, но и распределением. Это требует институциональных изменений правил работы розничных рынков и необходимость учитывать возможные конфликты интересов в случае владения операторами распределительных сетей объектами генерации в соответствующем регионе. Дополнительно должны вводиться и элементы управления спросом, поскольку потребители часто являются одновременно и малыми производителями в таких системах [Jargstorf et al., 2015].

Отдельный вопрос развития ВИЭ состоит в необходимости гармонизации правил и норм, связанных с выбросами СО2, поддержкой проектов ВИЭ в странах с высоким уровнем межстрановых перетоков электроэнергии, изменениями в промышленной политике отдельных стран.

Все эти вопросы активно рассматриваются в академической литературе и исследованиях регуляторов. Это позволяет увязывать развитие отрасли с обсуждением оптимальности предлагаемых или происходящих регуляторных изменений. Развитие ВИЭ, которое сейчас рассматривается преимущественно в контексте достижения целей Парижского соглашения и снижения выбросов парниковых газов, ставит вопрос о наличии оптимальной доли такой генерации -- как с точки зрения технических параметров (прежде всего надежности системы), так и с точки зрения затрат.

В работе [Knopf et al., 2015] показано, что оптимальная с точки зрения затрат доля ВИЭ в общей электрогенерации Европейского союза находится в пределах от 43 до 56%. Для достижения такой доли ВИЭ разным странам в составе ЕС придется сделать очень разные по относительным объемам инвестиции, в связи с чем возникает вопрос о справедливом распределении вложений в создание новой инфраструктуры.

Таким образом, усиление роли климатической повестки и акцент на развитии ВИЭ порождают новые вызовы в электроэнергетике и требуют продолжения реформирования отрасли. Существенное изменение рынка электроэнергии на стороне предложения означает необходимость институциональных изменений, пересмотра регуляторных подходов и практик, а также усиления их гармонизации в международном масштабе.



Выводы

Наш анализ показывает, что в разных странах мотивы к проведению реформ электроэнергетики различались. В развивающихся странах важным моментом было привлечение частных инвестиций в отрасль и улучшение ее финансового состояния; в развитых представлялось желательным ввести рыночное регулирование в максимально возможном количестве отраслей, поскольку предполагалось, что рынок дает более оптимальные с точки зрения общественного благосостояния результаты. При этом практически во всех странах важным движущим мотивом было снижение нагрузки на государственный бюджет за счет приватизации основных предприятий отрасли.

Несмотря на различие целей, реформы в целом включали схожий набор основных элементов: разделение отрасли на конкурентные и монопольные сегменты, создание оптовых рынков и независимых системных операторов. Однако даже в странах со схожим уровнем экономического развития, схожими проблемами в электроэнергетике и схожими целями реформ (например, в странах Латинской Америки) конкретные шаги при проведении реформ могли существенно различаться (по принципам ценообразования на оптовых рынках, широте функций системного оператора, последовательности различных этапов реформ).

В связи с этим не представляется возможным указать единственно верный и эффективный путь проведения реформы электроэнергетики для всех стран. Однако можно указать на общие сложности, с которыми сталкивались разные страны в ходе реформирования различных сегментов электроэнергетики и которые надо учитывать при планировании реформы и ее развитии.

При проведении структурной реформы с разделением по видам деятельности необходимо принять множество решений по организации каждого отдельного сегмента отрасли. Реструктуризация отрасли часто начинается с либерализации в сегменте генерации, что способствует появлению конкуренции и предшествует либо совпадает по времени с созданием оптового рынка. Создание конкуренции в сегменте генерации может ограничиваться допуском независимых производителей, выделением генерирующих активов вертикально интегрированных структур в отдельные компании или же сочетать оба эти подхода. Если до реформы отрасль находилась преимущественно под контролем государства, встает вопрос и о необходимости приватизации. Здесь помимо экономических соображений важную роль играют вопросы энергетической безопасности страны.

Создание оптового рынка электроэнергии осложняется особенностями продаваемого продукта и технологическими особенностями его производства. Как показывает опыт, при создании рынка могут сложиться условия для появления рыночной силы и стратегического поведения производителей, «придерживающих» мощности для повышения рыночных цен. Это означает необходимость постоянного мониторинга ситуации, что требует прозрачной системы подачи заявок с возможностью их анализа независимыми от рынка структурами. Это также означает необходимость принятия решения о количестве и размере генерирующих компаний в случае выделения генерации из вертикально интегрированной отрасли. В литературе отмечается, что компании не должны быть слишком крупными, а число их не должно быть слишком малым, однако теоретических критериев по выбору количества создаваемых компаний и их размеру в литературе не предлагается.

Следует также иметь в виду, что оптовый рынок электроэнергии сам по себе не способен обеспечить ввод достаточного количества мощностей для создания надлежащего уровня надежности. Это происходит из-за несовпадения долгосрочного горизонта планирования инвестиционного процесса и краткосрочного горизонта в рамках рынка. Для обеспечения необходимых инвестиций требуются дополнительные условия -- создание рынка форвардных финансовых инструментов с достаточно длительным горизонтом (что крайне сложно вследствие низкой ликвидности таких инструментов), обеспечение государственных гарантий минимальной цены или введение механизмов вознаграждения за мощность.

При проведении реформы важно решить вопрос об организационной форме и роли СО в новой отраслевой структуре. Убедительных доказательств в пользу предпочтения конкретной организационной формы системного оператора нет. Однако опыт стран, реформы в которых считаются успешными, говорит в пользу отделения собственности на сети от управления рынком электроэнергии. Следует также выбрать наиболее подходящую модель администрирования рынка и отбора электроэнергии для использования системным оператором. Теоретически самостоятельное диспетчирование должно быть более эффективным, но на практике эта модель оказывается менее эффективной по сравнению с централизованным отбором на основе цен.

Создание полноценного розничного рынка электроэнергии осуществляется обычно на более поздних этапах реформы, и не все страны выбирают этот путь. Большинство стран используют в той или иной степени регулируемые тарифы для розничных потребителей. Специфика функционирования сбытовых компаний, когда реализовавшийся спрос становится известен только ex post, означает высокие финансовые риски, для снижения которых нужны либо контрактные, либо производные финансовые инструменты.

Развитие ВИЭ, ставшее особенно актуальным в свете усиления роли климатической повестки, означает необходимость продолжения реформ в секторе электроэнергетики. Дальнейшее снижение экономически оправданного масштаба генерации и появление значительного числа малых поставщиков означает смещение акцента с оптового на розничные рынки электроэнергии, а также повышение волатильности и неопределенности на этих рынках. Такое развитие означает необходимость пересматривать принципы работы оптового и розничных рынков, уделять больше внимания вопросам распределения, а также заново решать вопрос с окупаемостью инвестиций в инфраструктуру (особенно передачи и распределения) в условиях снижения цен на электроэнергию. Особую важность приобретают вопросы справедливости распределения затрат и выгод в результате растущей международной интеграции рынков электроэнергии.

Подводя итог, можно отметить, что реформа электроэнергетики ни в одной стране никогда не заканчивается, поскольку технологические и социальные изменения требуют постоянного пересмотра принципов функционирования рынков электроэнергии и поиска более эффективных механизмов управления всеми сегментами электроэнергетики.



Приложение

Таблица П1 Основные характеристики энергосистем ряда стран, проводивших реформу электроэнергетики, с распределением генерации по типам топлива

Страна	Генерация по источникам энергии (ГВт/ч)	Потребление электроэнергии (ТВт/ч)	Потребление электро энергии на душу населения (МВт/ч)	Доля ВИЭ в генерации (%)
	уголь	нефть	природный газ	Био топливо	ОТХОДЫ	ядерное топливо	гидро энергетика	ветер	солнечная энергия	геотермальная энергия	Прочие источники	всего
аргентина	1973	6720	88241	2265		10707	24262	9412	1345			144925	128,8	2,8	25,5
Австралия	145522	4509	55216	3352			15150	20396	21033			265178	252,2	9,8	22,5
Бразилия	17539	10736	53464	58742	2269	14053	396327	57051	10750		268	621199	540,3	2,5	84,1
Велико британия	6201	887	114128	35094	9855	50278	7894	75610	12801		11	312759	303,9	4,5	41,2
Германия	148164	4907	99564	44751	12394	64382	24877	130965	50600	217	1174	581995	535,6	6,4	39,3
Канада	31213	5136	70884	9866	317	98211	384745	36100	4280		123	640875	549,7	14,5	67,4
Новая Зеландия*	2360	61	6258	1593			24231	2302	159	8143	62	45169	42,2	8,3	79,9
США	851869	36212	1669868	53097	17330	823191	314316	341416	121083	19292	4716	4252390	4055,5	12,3	19,5
Франция	5067	5266	35203	6496	4461	353833	66708	40704	13579	128	990	532435	449,5	6,7	25,5
Чили	25488	3048	14716	4494			20715	5524	7619	247		81851	78,3	4,0	47,2
Дания	3062	263	1184	4973	1718		16	16353	1181			28750	33,3	5,7	72,4
Норвегия	181	219	1312	29	405		141593	9911	27		289	153966	125,2	23,3	96,1
Финляндия	5489	266	3702	10996	892	23291	15856	7938	256		260	68946	81,2	14,7	48,8
Швеция	1783	337	108	7670	3437	48916	71806	27526	1035			162618	126,8	12,3	66,3



References

1. Aboumahboub T., Schaber K., Tzscheutschler P., Hamacher T. Optimization of the Utilization of Renewable Energy Sources in the Electricity Sector. In: Proceedings of the 5th IASME/ WSEAS International Conference on Energy & Environment, 2010, pp. 196-204.

2. Albertsen L. H., Andersen M., Boscan L. B., Santos A. Q. Implementing Dynamic Electricity Taxation in Denmark. Energy Policy, 2020, vol. 143(C).

3. Allaz B., Vila J.-L. Cournot Competition, Forward Markets and Efficiency. Journal of Economic Theory, 1993, vol. 59, no. 1, pp. 1-16.

4. Almeida E. L. F., Pinto H. Q. Jr. Driving Forces of the Brazilian Electricity Industry Reform. Energy Studies Review, 1999, vol. 9, no. 2, pp. 50-65.

5. Amundsen E. S., Bergman L. Why Has the Nordic Electricity Market Worked So Well? Utilities Policy, 2006, vol. 14, no. 3, pp. 148-157.

6. Anaya K. L. The Restructuring and Privatisation of the Peruvian Electricity Distribution Market. EPRG Working Paper / Cambridge Working Paper in Economics, no. 1009/1017, 2010.

7. Blumsack S., Perekhodtsev D. Electricity Retail Competition and Pricing: An International Review. In: Evans J., Hunt L. C. (eds.). International Handbook on the Economics of Energy. L., Edward Elgar Publishing, 2009, pp. 663-684.

8. Blumstein C., Friedman L. S., Green R. The History of Electricity Restructuring in California. Journal of Industry, Competition and Trade, 2002, vol. 2, no. 1-2, pp. 9-38.

9. Borggrefe F., Neuhoff K. Balancing and Intraday Market Design: Options for Wind Integration. DIW Berlin Discussion Paper, no. 1162, 2011.

10. Boroumand R. H., Zachmann G. Retailers' Risk Management and Vertical Arrangements in Electricity Markets. Energy Policy, 2012, vol. 40(C), pp. 465-472.

11. Chester L. Who Benefits from the Restructuring of the Australian Electricity Sector? Journal of Economic Issues, 2007, vol. 41, no. 4, pp. 981-1001.

12. Christensen L. R., Greene W. H. Economies of Scale in U.S. Electric Power Generation. Journal of Political Economy, 1976, vol. 84, no. 4, part 1, pp. 655-676.

13. Coase R. The Problem of Social Cost. Journal of Law and Economics, 1960, vol. 3, pp. 1-44.

14. Creti A., Fontini F. Economics of Electricity: Markets, Competition and Rules. Cambridge, Cambridge University Press, 2019.

15. Dahl C. International Energy Markets: Understanding Pricing, Policies, and Profits. Nashville, TN, Pennwell Corporation, 2015.

16. De Vos K. Negative Wholesale Electricity Prices in the German, French and Belgian Day- Ahead, Intra-Day and Real-Time Markets. The Electricity Journal, 2015, vol. 28, no. 4, pp. 36-50.

17. Deng S. J., Oren S. S. Electricity Derivatives and Risk Management. Energy, 2006, vol. 31, no. 6, pp. 940-953.

18. Domah P., Pollitt M. G. The Restructuring and Privatisation of the Electricity Distribution and Supply Businesses in England and Wales: A Social Cost-Benefit Analysis. Fiscal Studies, 2001, vol. 22, no. 1, pp. 107-146.

19. Feibelman A., Britt M. Are Utility Economies of Scale Real, or a Mirage? 2012.

20. Grubb M., Newbery D. UK Electricity Market Reform and the Energy Transition: Emerging Lessons. The Energy Journal, 2018, vol. 39, no. 6.

21. Han L., Han B., Shi X., Su B., Lv X., Lei X. Energy Efficiency Convergence Across Countries in the Context of China's Belt and Road Initiative. Applied Energy, 2018, vol. 213, pp. 112122.

22. Hogan S., Meade R. Vertical Integration and Market Power in Electricity Markets. The New Zealand Institute for the Study of Competition and Regulation's Working Paper Series, no. 3959, 2007.

23. Hogan W. W. Contract Networks for Electric Power Transmission. Journal of Regulatory Economics, 1992, vol. 4, no. 3, pp. 211-242.

24. Howell B., Meade R., O'Connor S. Structural Separation Versus Vertical Integration: Lessons for Telecommunications from Electricity Reforms. Telecommunications Policy, 2010, vol. 34, no. 5, pp. 392-403.

25. Hunt S., Shuttleworth G. Competition and Choice in Electricity. Hoboken, NJ, John Wiley and Sons, 1996.

26. Jargstorf J., De Jonghe C., Belmans R. Assessing the Reflectivity of Residential Grid Tariffs for a User Reaction Through Photovoltaics and Battery Storage. Sustainable Energy Grids Networks, 2015, vol. 1, pp. 85-98.

27. Joskow P. L. Competitive Electricity Markets and Investment in New Generating Capacity. AEI-Brookings Joint Center Working Paper, no. 06-14, 2006.

28. Joskow P. L. The Difficult Transition to Competitive Electricity Markets in the US. MIT Center for Energy and Environmental Policy Research's Working Paper, 2003.

29. Joskow P. L., Kahn E. A Quantitative Analysis of Pricing Behavior in California's Wholesale Electricity Market During Summer 2000. The Energy Journal, 2002, vol. 23, no. 4, pp. 1-36.

30. Joskow P., Tirole J. Reliability and Competitive Electricity Markets. The RAND Journal of Economics, 2007, vol. 38, no. 1, pp. 60-84.

31. Khalid O. Exploring the Market for Demand-Side Response, 2016.

32. Knopf B., Nahmmacher P., Schmid E. The European Renewable Energy Target for 2030: An Impact Assessment of the Electricity Sector. Energy Policy, 2015, vol. 85(C), pp. 50-60.

33. Kungl G. Stewards or Sticklers for Change? Incumbent Energy Providers and the Politics of the German Energy Transition. Energy Research and Social Science, 2015, vol. 8, pp. 13-23.

34. Mansur E. T., White M. Market Organization and Efficiency in Electricity Markets. Yale School of Management Working Paper, 2009.

35. Michaels R. J. Vertical Integration and the Restructuring of the U.S. Electricity Industry. SSRN Working Paper, no. 595565, 2004.

36. Morales J. M., Conejo A. J., Madsen H., Pinson P., Zugno M. Integrating Renewables in Electricity Markets. Berlin, Springer, 2014.

37. Mota R. L. The Restructuring and Privatisation of Electricity Distribution and Supply Business in Brazil: A Social Cost-Benefit Analysis. Cambridge Working Papers in Economics, no. 0309, 2004.

38. Nagayama H. Impacts on Investments, and Transmission/Distribution Loss Through Power Sector Reforms. Energy Policy, 2010, vol. 38, no. 7, pp. 3453-3467.

39. Nagayama H., Kashiwagi T. Evaluating Electricity Sector Reforms in Argentina: Lessons for Developing Countries? Journal of Cleaner Production, 2007, vol. 15, no. 2, pp. 115-130.

40. Neuhoff K., Barquin J., Bialek J. W., Boyd R., Dent C. J., Echavarren F., Grau T., Von Hirschhausen C., Hobbs B., Kunz F., Nabe C., Papaefthymiou G., Weber C., Weigtet H. Renewable Electric Energy Integration: Quantifying the Value of Design of Markets for International Transmission Capacity. Energy Economics, 2013, vol. 40(C), pp. 760-772.

41. Newbery D. M. Electricity Liberalization in Britain: The Quest for a Satisfactory Wholesale Market Design. The Energy Journal, 2005, vol. 26, pp. 1-29.

42. Newbery D. M. Issues and Options for Restructuring Electricity Supply Industries. Energy Policy Research Group, Cambridge Judge Business School Working Paper, no. EP01, 2002.

43. Newbery D. M. Towards a Green Energy Economy? The EU Energy Union's Transition to a Low-Carbon Zero Subsidy Electricity System - Lessons from the UK's Electricity Market Reform. Applied Energy, 2016, vol. 179(C), pp. 1321-1330.

44. Newbery D. M., Strbac G., Viehoff I. The Benefits of Integrating European Electricity Markets. Energy Policy, 2016, vol. 94(C), pp. 253-263.

45. Pfaffenberger W, Chrischilles E. Chapter 4. Turnaround in Rough Sea - Electricity Market in Germany. In: Sioshansi F. P. (ed.). Evolution of Global Electricity Markets: New Paradigms,

46. New Challenges, New Approaches. L., Academic Press, 2013, pp. 93-123.

47. Pollitt M. G. Electricity Reform in Argentina: Lessons for Developing Countries. Energy Economics, 2008a, vol. 30, no. 4, pp. 1536-1567.

48. Pollitt M. G. Electricity Reform in Chile. Lessons for Developing Countries. Journal of Network Industries, 2004, vol. 5, no. 3-4, pp. 221-262.

49. Pollitt M. G. Reforming the Chinese Electricity Supply Sector. Berlin, Springer, 2020.

50. Pollitt M. G. The Future of Electricity (and Gas) Regulation in a Low-Carbon Policy World. The Energy Journal, 2008b, vol. 29, no. S2, pp. 63-94.

51. Pollitt M. G. The Role of Policy in Energy Transitions: Lessons from the Energy Liberalisation Era. Energy Policy, 2012, vol. 50(C), pp. 128-137.

52. Pollitt M. G., Anaya K. L. Can Current Electricity Markets Cope with High Shares of Renewables? A Comparison of Approaches in Germany, the UK and the State of New York. The Energy Journal, 2016, vol. 37, Bollino-Madlener Special Issue, pp. 69-88.

53. Reverdy T. Managing Uncertain Reform Through “Flexible Institutions”: Electricity Sector Liberalization in France, 2015.

54. Sioshansi F. P, Pfaffenberger W Electricity Market Reform: An International Perspective. Amsterdam, Elsevier, 2006.

55. Stoft S. Power System Economics: Designing Markets for Electricity. Hoboken, NJ, Wiley- IEEE Press, 2002.

56. Sweeney J. L. California Electricity Crisis. Stanford, CA, Hoover Press, 2002.

57. Taylor N. W, Jones P H., Kipp M. J. Targeting Utility Customers to Improve Energy Savings from Conservation and Efficiency Programs. Applied Energy, 2014, vol. 115(C), pp. 25-36.

58. Triebs T. P, Pollitt M. G. Objectives and Incentives: Evidence from the Privatization of Great Britain's Power Plants. International Journal of Industrial Organization, 2019, vol. 65(C), pp. 1-29.

59. Urpelainen J., Yang J. Global Patterns of Power Sector Reform, 1982-2013. Energy Strategy Reviews, 2019, vol. 23, pp. 152-162.

60. Urpelainen J., Yang J. Power Sector Reform Tracker (PSRT), 2018.

61. Vagliasindi M., Besant-Jones J. Power Market Structure: Revisiting Policy Options. Washington, DC, The World Bank, 2013.

62. Verzijlbergh R. A., De Vries L. J., Dijkem G. P J., Herder P M. Institutional Challenges Caused by the Integration of Renewable Energy Sources in the European Electricity Sector. Renewable and Sustainable Energy Reviews, 2017, vol. 75(C), pp. 660-667.

63. Viljainen S., Makkonen M., Gore O., Spodniak P Risks in Small Electricity Markets: The Experience of Finland in Winter 2012. The Electricity Journal, 2012, vol. 25, no. 10, pp. 7180.

64. White M. W, Joskow P L., Hausman J. Power Struggles: Explaining Deregulatory Reforms in Electricity Markets. Brookings Papers on Economic Activity. Microeconomics, 1996, vol. 1996, pp. 201-267.

65. Wilson R. Architecture of Power Markets. Econometrica, 2002, vol. 70, no. 4, pp. 1299-1340.

66. Wolak F. A. Diagnosing the California Electricity Crisis. The Electricity Journal, 2003, vol. 16, no. 7, pp. 11-37.

67. Woo C. K., Lloyd D., Tishler A. Electricity Market Reform Failures: UK, Norway, Alberta and California. Energy Policy, 2003, vol. 31, no. 11, pp. 1103-1115.

68. Zhang Y., Parker D., Kirkpatrick C. Competition, Regulation and Privatisation of Electricity Generation in Developing Countries: Does the Sequencing of the Reforms Matter? The Quarterly Review of Economics and Finance, 2005, vol. 45, no. 2-3, pp. 358-379.

69. Zhang Y. F., Parker D., Kirkpatrick C. Electricity Sector Reform in Developing Countries: An Econometric Assessment of the Effects of Privatization, Competition and Regulation. Journal of Regulatory Economics, 2008, vol. 33, no. 2, pp.159-178

Размещено на Allbest.ru

...