سیوشانسی^[۱۹۰] (۲۰۰۱)
در آغاز دهه نود میلادی به عنوان یکی از نتایج رشد سریع اقتصادی ایالت، نیاز به ساخت و بهره ­برداری از ظرفیت­های تولید جدید به روشنی احساس می­شد. در میانه دهه نود، گهگاه قیمت‌ها در کالیفرنیا به بالاترین سطح در تمامی کشور می‌رسید، که ناشی از هزینه بالای ساخت نیروگاه‌های هسته­ای و مشکلات زیست محیطی‌ای بود که در پی اجرای قانون سال ١٩٧٨ از اهمیت بیشتری برخوردار شده بود و استفاده از سوخت‌های ارزان‌تر را محدود می‌ساخت. نخستین گام تجدید ساختار دستورالعمل اجرای تفکیک بود که PUC در سال ١٩٩۵ صادر کرد. بر اساس این دستورالعمل از IOU ها خواسته شده بود تا هزینه هر یک از بخش‌های صنعت، یعنی تولید، انتقال و توزیع را شفاف کنند تا در صورت نیاز بتوان آنها را از یکدیگر جدا کرد. (وینستین و هال^[۱۹۱]، ۲۰۰۱). در سال ۱۹۹۶ قانونی به تصویب رسید که موجب پدید آمدن بورس اجباری (برای IOU ها) عمده فروشی برق شد. بورس قدرت کالیفرنیا (PX) به عنوان مرکزی غیرانتفاعی برای خرید و فروش برق در بازه­های ٢۴ ساعتی ایجاد شد. های پرداختی به فروشندگان از برابری عرضه و تقاضا تعیین شد و از آنجا که در این بازار تمامی تبادلات دارای طبیعتی کلان هستند، دستورالعمل کمیسیون تنظیم مقررات برق دولت فدرال^[۱۹۲] FERC مبنای تنظیم قیمت‌ها قرار گرفت. به عبارت دیگر مرکز ثقل تصمیم ­گیری پس از اجرای این قانون به شهر واشنگتن منتقل شده است. IOU ها نیروگاه‌های غیرهسته­ای خود را فروختند اما توزیع را نگاه داشتند: پس از اجرای این قانون، روند عمومی واگذاری و فروش نیروگاه‌ها با سوخت فسیلی به تولیدکنندگان خصوصی غیرشرکتی شتاب گرفت و تقریباً تمامی شرکت‌ها به این کار اقدام کردند. در عوض، شرکت‌ها در برابر درخواست‌های خرید بخش‌های توزیع و انتقال خود مقاومت می­کردند. بنابراین سیستم انتقال، همچنان در اختیار IOUها باقی ماند و کنترل و بهره ­برداری از آن به بهره­بردار مستقل سیستم (ISO^[193]) واگذار گردید؛ نهاد غیرانتفاعی و شبه دولتی دیگری که باید بهره ­برداری روز به روز سیستم قدرت را تحت نظر FERC مدیریت کند. به عبارت دیگر، این مدیریت نیز از کالیفرنیا به واشنگتن منتقل شد و به این ترتیب تصمیم گیری در مورد نیاز خطوط انتقال قدیمی به بازسازی و/یا زمان و مکان ساخت خطوط جدید نیز از کنترل محلی خارج گردید.
(( اینجا فقط تکه ای از متن 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. ))

علاوه بر IOUها، شهرداری‌ها، تولیدکنندگان بیرون از ایالت^[۱۹۴] و تولیدکنندگان مستقل برق^[۱۹۵] (IPPs) نیز وارد چرخه تولید برق شدند که اجباری برای حضور در بورس قدرت نداشته و می­توانستند از طریق قراردادهای دو سویه و غیره به مبادله برق بپردازند. رقابت در سطح بازار خرد نیز اعمال شد. مصرف­ کنندگان می‌توانستند عرضه­کننده برق خود را از طریق قراردادهای دوجانبه انتخاب کنند و شرکت‌های توزیع به عنوان این عرضه کنندگان فعالیت خود را در بازار شروع کردند.
در این ساختار جدید که در نمودار (۳-۴) نشان داده شده است، به شرکت‌های دولتی اجازه داده شد تا از میان حفظ ساختار متمرکز و شرکت در بازار یکی را برگزینند. در صورت ورود به بازار، مشتریان آنها می‌توانستند برق خود را از جای دیگری بخرند و آنها نیز از حق فروش برق در خارج از قلمرو خود برخوردار بودند. تقریباً تمامی شرکت‌های دولتی بدون استثنا ساختار متمرکز خود را حفظ کردند. هم اکنون نیز تفاوت‌های آشکاری میان کارکرد این شرکت‌ها با دیگر بخش‌های بازار برق کالیفرنیا وجود دارد.
بورس قدرت کالیفرنیا دارای دو بازار آتی روز پیش و یک ساعت پیش و یک بازار زمان واقعی است. در بازار حراج روز پیش به بازیگران بازار اجازه داده می­ شود تا مقادیر و قیمت‌های عرضه و تقاضا برای هر یک ساعت از روز بعد را به ثبت برسانند. مزایده ساعت پیش تنها یک بازار مکمل بوده و برای جبران عدم همگرایی در عرضه و تقاضا در مناقصه روز پیش انجام می­ شود. پس از بسته شدن این دو بازار، برندگان موظف به ارائه خدمات مالی و عملیاتی تعیین شده توسط ISO می­شوند. معاملات برنامه ریزی شده به ندرت با میزان برق واقعی بارگذاری شده در سیستم هماهنگ است. به همین دلیل بازار زمان حقیقی برای ایجاد این هماهنگی باز می­ شود. در این بازار ISO ابتدا به محاسبه مقدار انرژی مورد نیاز برای ایجاد تعادل در کل سیستم می ­پردازد. سپس یک حراج زمان واقعی برای تأمین انرژی مکمل و یا برای کاهش تقاضا برای رسیدن به این تعادل انجام می‌گیرد. مناقصه و ثبت قیمت تا ۴۵ دقیقه قبل از شروع عرضه فیزیکی ادامه می­یابد. در نهایت ISO با بهره گرفتن از این مناقصه تعادل سیستم در زمان واقعی را برقرار می­ کند. در کنار بورس قدرت، بازار خدمات جانبی و خدمات انتقال نیز ایجاد شد. این بازار که تحت مدیریت ISOAlpha
کخ اداره می­شد از ساختار مناقصه برای خرید و فروش برخوردار بود.
نمودار (۳-۴): بازار برق کالیفرنیا پس از تجدید ساختار
.منبع: سیوشانسی (۲۰۰۱)
مهم‌ترین نتایج حاصل از تجدید ساختار در کوتاه مدت عبارت بودند از:

• • سود بردن مشتریان تجاری و فروپاشی رقابت خرد: نتایج فوری این تجدید ساختار آمیزه ای از شکست‌ها و موفقیت‌ها بود. مشتریان بزرگ صنعتی می‌توانستند قراردادهای دوجانبه ای با تولیدکنندگان ببندند یا آنکه برق مصرفی خود را از PX بخرند و بنابراین می‌توانستند از توان خود در بازار در جهت خرید انرژی ارزان‌تر استفاده کنند. مشتریان کوچک‌تر و خانگی نیز اگرچه از نظر فنی از همین حق برخوردار بودند و در آغاز تلاش‌های گسترده‌ای از سوی آنها برای در اختیار گرفتن سهمی از بازار خانگی انجام پذیرفت، اما کاهش ۱۰ درصدی نرخ‌ها و هزینه‌هایی که در جهت سرمایه گذاری در نیروگاه‌های اتمی و تجدیدپذیر بر آنها تحمیل می‌شد و در حدود یک سوم از صورتحساب برق مصرفی آنها را تشکیل می‌داد باعث شد تا این مشتریان خودبه‌خود از بازار بیرون روند و واسطه­هایی مانند انرون^[۱۹۶] یا DP^[197] عملاً پس از مدت کوتاهی بر بخش خانگی بازار چیره شوند. در نتیجه، مشتریان خانگی و تجاری کوچک هیچ نتیجه­ای از تجدید ساختار به دست نیاوردند، چرا که نه رقابتی وجود داشت و نه هزینه برق آنها کاهشی را از خود نشان می­داد. رقابت خرد در کالیفرنیا در واقع حتی آغاز نیز نشد. تنها بخش‌هایی از ایالت که هزینه­ های لازم برای سرمایه ­گذاری در نیروگاه‌های هسته­ای و تجدیدشونده آنها کم بود تا حدودی از این تجدید ساختار بهره بردند، گروه دیگری که از این تجدید ساختار تا حدودی بهره بردند، مصرف‌کنندگان انرژی سبز بودند که فرصت خرید این نوع از انرژی به بهایی نسبتاً کم برای آنها فراهم آمد.

• • ورود شرکت‌های بزرگ چندملیتی به بازار: با اجرای تجدید ساختار، مجموعه جدیدی از شرکت‌های خصوصی وارد سیستم شدند و نیروگاه‌ها را از شرکت‌های برق خریدند. اگرچه این شرکت‌ها همگی آمریکایی بودند اما بدون استثنا همگی در کشورهای دیگر نیز فعالیت می­کردند به عنوان مثال^[۱۹۸] SC علاوه بر ایالات متحده در کشورهای دیگر مانند آرژانتین، برزیل، شیلی، فنلاند، آلمان، انگلیس، چین، اندونزی، استرالیا و بسیاری از دیگر کشورهای جهان مالک نیروگاه‌های تولید برق است^[۱۹۹].

• • رونق و توسعه IOUها: از دیدگاه IOUها، کارکرد بازار در آغاز بسیار خوب بود؛ به گونه ­ای که در مدت کوتاهی توانستند علاوه بر فراهم آوردن منابع لازم برای برنامه های توسعه خویش، بدهی‌های گردآمده خود را تأدیه کنند و سود مناسبی به دست آورند در واقع سود PG&E در دو سال نخست در حدود ۹ میلیارد دلار و سود خالص SCE در همین دوره زمانی بیش از ٧ میلیارد دلار بوده است (وینستین و هال، ۲۰۰۱).

• • مشکلات اولیه: با وجود آنچه گفته شد نمی­ توان سال‌های اولیه شروع به کار بازار کالیفرنیا را سال‌هایی بدون حادثه دانست. در این سال‌ها جهش­هایی در قیمت برق رخ داد که می­توان آنها را نشانه وقوع رخدادهای مهم‌تر در سال‌های بعد دانست، هر چند که به دلیل تثبیت قیمت‌ها، مشتریان کوچک چندان از این پیشامدها متأثر نشدند. با این وجود، برخی از مشتریان (نه در کالیفرنیا) برای نخستین بار دریافتند که برق ارزان قطع­پذیر آنها واقعاً قطع می­ شود و آنها باید خاموشی را تحمل کنند.

نخستین مشکلات و دشواری‌ها در پی بروز بهاری گرم در ۲۲ می ۲۰۰۰ رخ نمود. تقاضای انرژی به دلیل استفاده از سیستم‌های تهویه مطبوع افزایش یافت؛ درحالی‌که بسیاری از ژنراتورها به دلیل انجام تعمیر و نگهداری دوره­ای از مدار بیرون بودند. ظرفیت ذخیره در دسترس سیستم تا مرز ۵% کاهش یافته بود و بهره بردار مستقل سیستم برای پیشگیری از فروپاشی کلی سیستم انتقال از IOUها خواست تا برق برخی از مشتریان بزرگ خود را در کالیفرنیای شمالی قطع کنند. این مصرف‌کنندگان بزرگ، بخشی از گروهی بودند که در طول سال کمترین نرخ‌ها را برای برق پرداخت می­کردند و طی توافقنامه­های اولیه متعهد شده بودند که در صورت بروز شرایط بحرانی، از برق خود چشم­پوشی کنند. نخستین خاموشی سراسری در ۱۴ ژوئن با هوایی به گرمای ۳۷ درجه سانتی‌گراد رخ داد و قیمت‌های فروش کلان انرژی افزایش تصاعدی خود را آغاز کرد (تابورز و کاردل^[۲۰۰]، ۲۰۰۳).
در پایان ماه ژوئن، قیمت برق ده برابر قیمت آن در دوره مشابه سال پیش بود. قیمت‌های برق در دوره­ های کم باری نیز بین ۴۰۰ تا ۵۰۰ درصد نسبت به سال پیش افزایش یافته بود؛ به طوری که بهای میانگین انرژی الکتریکی در این ماه افزایشی در حدود ۷۰۰ درصد را نسبت به مدت مشابه سال قبل نشان می‌داد. جالب آنکه در این میان، تقاضای میانگین برای برق در سال ۲۰۰۰ تنها اندکی بیشتر از سال پیش بود. در حقیقت اوج مصرف در سال ۲۰۰۰ کمتر از سال ۱۹۹۹ بود (بونسو و اورن^[۲۰۱]، ۲۰۰۲).
افزایش ناگهانی بهای برق، سود PG&E و SCE را از بین برد. با توجه به تثبیت قیمت‌ها در سطح مشتریان خرد که بخشی از توافق‌نامه شروع به کار بازار محسوب می­شد، این دو شرکت از یک سو مجبور بودند بهای بسیار بیشتری برای انرژی کلان خریداری شده خود بپردازند و از سوی دیگر نمی­توانستند حتی بخشی از این هزینه­ها را به مصرف کنندگان خرد خود انتقال دهند. نهایتاً وضعیت بحرانی این دو شرکت به روشنی خود را در گزارش‌های آنها به هیأت تنظیم بازار در ۲۵ سپتامبر ۲۰۰۰ نشان داد. در این گزارش SCE اعلام کرده بود که زیان شرکت تا ۳۰ ژوئن برابر ۶۴۴ میلیون دلار، تا ۳۱ جولای برابر ۱/۱ و تا ۳۱ آگوست برابر ۹۷/۱ میلیارد دلار بوده است (وینستین و هال، ۲۰۰۱).
با آغاز سال ۲۰۰۱ این وضعیت واقعاً به یک بحران تبدیل شد و مقادیر این ضررهای بزرگ تا مرز ۱۰ و ۱۲ میلیارد دلار در این دو شرکت افزایش یافت. هر دو شرکت خواستار شناور شدن قیمت‌ها شدند، چرا که در آستانه ورشکستگی بودند. به تدریج آثار وضعیت پیش آمده در کالیفرنیا در نواحی دیگر ساحل غربی نیز احساس شد. کالیفرنیا، خود بخشی از یک سیستم به هم پیوسته بزرگ‌تر به نام ^[۲۰۲]WSCC که پیش از این WECC^[203] نامیده می­شد است که پیوند میان شبکه ­های انتقال ١۴ ایالت غربی آمریکا را همراه با بخشی از شبکه انتقال کانادا مدیریت می­ کند. اگرچه کالیفرنیا در دوره تابستان حداکثر تا ٢۵ % از برق مصرفی خود را از دیگر اعضای این شبکه دریافت می­ کند، اما در زمستان این روند معکوس می­ شود و به همین دلیل بحران قیمت‌ها در بازار کلان انرژی کالیفرنیا به سرعت به دیگر نواحی این سیستم به هم پیوسته گسترش یافت. از آنجا که تولیدکنندگان خصوصی در این شرایط جدید دیگر مجبور نبودند که برق خود را فقط به کالیفرنیا بفروشند، تلاش می‌کردند تا برق را به بالاترین بهای پیشنهادی به فروش برسانند. با رخداد بحران در کالیفرنیا FERC به بهره بردار سیستم (ISO) کالیفرنیا اجازه داد تا سقف قیمت برق را به ۲۵۰ دلار بر مگاوات ساعت کاهش دهد و از آنجا که ایالت‌های دیگر تحت مدیریت بهره­بردار سیستم کالیفرنیا نبودند، تولیدکنندگان می‌توانستند توان خود را با بهایی بسیار بیشتر از این به آن ایالت‌ها صادر کنند. به عنوان مثال در ۷ دسامبر سال ۲۰۰۰ بهای انرژی در ناحیه اورگون^[۲۰۴] به بیش از ۱۲۰۰ دلار بر مگاوات ساعت رسید و همزمان تعرفه انتقال برق به این ناحیه در حدود ۱۵۴ دلار بر مگاوات ساعت بود (وینستین و هال، ۲۰۰۱).
در این شرایط خاص، برخی از پرمصرف‌ترین کارخانجات مانند صنایع آلومینیوم به تعطیلی کشانده شدند. به عنوان نمونه، کارخانه آلومینیوم کایسر^[۲۰۵] اعلام کرد که با اخراج کارکنان خود و تعطیلی کارخانه می‌تواند به سودی معادل ۵۲ میلیون دلار تنها از راه فروش برق دست یابد (وینستین و هال، ۲۰۰۱). این کارخانه­ها برقی را که از طریق قراردادهای درازمدت و به بهایی بسیار کمتر از قیمت بازار خریده بودند، اکنون با چند برابر قیمت در بازار میفروختند. از سوی دیگر، بسیاری از کارخانجات صنعتی در اثر این افزایش قیمت، ورشکست یا وادار به تغییر سیاست‌های تولید خود شدند. چرا که افزایش بهای برق و عرضه نامطمئن آن اثری ناخوشایند بر همه چیز، از صنایع بزرگ تا فراهم کنندگان خدمات اینترنت می‌گذارد. همین مسأله تاکنون به ورشکستگی بسیاری از کارخانجات کوچک و بزرگ انجامیده است. تنها نتیجه فروش برق به ایالت‌های دیگر افزایش احتمال خاموشی در کالیفرنیا یعنی پرجمعیت­ترین ایالت آمریکا بود. بنابراین دولت فدرال ناچار شد تا از تمامی واحدهای اضطراری تولید ناحیه غرب، حتی ژنراتورهای کوچک گازی که با افزایش قیمت گاز، بهره برداری از آنها بسیار گران تمام می‌شد، بخواهد تا تولید خود را در بازار کالیفرنیا بفروشند.
نخستین گام FERC برای کنترل قیمت‌ها، که کاهش سقف قیمت بود با شکست مواجه شد و در نهایت تمامی این مرزها برداشته شد و در عوض از تمامی تولیدکنندگان خواسته شد که دلایل فنی پیشنهاد قیمت بالاتر از ۱۵۰ دلار بر مگاوات ساعت را، در صورت چنین پیشنهادی، به صورت کتبی به FERC اعلام و تنها با مجوز FERC اقدام به فروش برق کنند و البته شرکت‌ها نیز از چنین کاری ابایی نداشتند. به این ترتیب با برداشته شدن تمامی مرزها، بهای میانگین انرژی در ایالت به ناگاه افزایشی قابل ملاحظه یافت (وینستین و هال، ۲۰۰۱).
با وجود بحران کالیفرنیا، همچنان روند مقررات زدایی و گسترش رقابت در سطح خرد و کلان صنعت برق آمریکا ادامه یافته و امروزه در اغلب ایالت‌های این کشور شاهد ایجاد بازارها قدرت مختلف می­توان بود. همچنین به اعتقاد بسیاری از محققان نباید بحران کالیفرنیا را محصول تجدید ساختار دانست. وو^[۲۰۶] (۲۰۰۱) افزایش بهای برق، افزایش تقاضا برای برق و عدم تناسب ظرفیت تولید با آن، طراحی ضعیف بازار، استفاده از قدرت بازاری توسط بازیگران بازار، خشکسالی و کاهش تولید نیروگاه­های برقابی را از مهم‌ترین عوامل ایجاد بحران عنوان نموده است.
۳-۶- استرالیا
دهه ۱۹۹۰ همراه با اصلاحات عمده در صنعت برق استرالیا بود. این اصلاحات از ایالت ویکتوریا آغاز شد. در این ایالت ابتدا صنعت برق به سه بخش تولید، انتقال و توزیع و خرده فروشی تفکیک شد. بعدها بخش توزیع و خرده فروشی به پنج شرکت مجزا و بخش تولید به هفت شرکت تولید تقسیم شدند که تا سال ۱۹۹۷ این شرکت‌ها خصوصی سازی شدند. در سال ۱۹۹۴ بازار عمده­ فروشی برق در ویکتوریا ایجاد شد که این بازار در سال ۱۹۹۸ با بازار جنوب نیو سات ولز^[۲۰۷] ادغام شده و بازار ملی عمده فروشی برق (NEM^[208]) را تشکیل دادند. این بازار یک بازار آنی است که در بازه­های ۵ دقیقه­ای قیمت برق در آن تعیین می­ شود. علاوه بر این به مشتریان اجازه قراردادهای بلندمدت برای پرهیز از نوسانات قیمت داده می­ شود (سیرواستاوا و همکاران، ۲۰۱۱).
نمودار (۳-۵): ساختار بورس برق استرالیا
ژو و همکاران^[۲۰۹] (۲۰۰۳)
بعد از تشکیل این بازار مالکیت و بهره ­برداری در سیستم انتقال تفکیک و تأمین امنیت سیستم و هماهنگی و برنامه­ ریزی شبکه انتقال به نهادی دولتی به نام شرکت ملی مدیریت بازار برق^[۲۱۰]NEMMCO) ) سپرده شد (نمودار ۳-۵). علاوه بر ورود همزمان رقابت و خصوصی سازی موجب بهبود کارایی فنی، افزایش نرخ بهره برداری از سرمایه و کاهش تعداد کارکنان شد. بیشترین بهره از اصلاحات بازار نصیب صنایع بزرگ و مشتریان تجاری شد که از منافع وجود رقابت در میان خرده فروشان بهره­مند می­شدند اما مشتریان خرد تغییرات چندانی در قیمت‌ها را شاهد نبودند (آبوت^[۲۱۱]، ۲۰۰۶).
۳-۷- هند
تا پیش از تجدید ساختار، مدیریت صنعت برق عملاً بر عهده هیأتهای برق ایالتی^[۲۱۲](SEBs) بود که همگی تحت نظر یک هیأت قانون‌گذاری مرکزی و با ساختاری عمودی اداره می‌شدند. سه شرکت بزرگ تولیدی نیز تحت مالکیت دولت بودند. (توماس و همکاران^[۲۱۳]، ۲۰۰۴). در هند سال­های متمادی تاراج، فساد و یارانه­ها در صنعت برق فرصت بهبود کیفیت خدمات را از شرکت‌ها سلب کرده بود. کیفیت و پایداری برق در هند آنچنان پایین بود که بسیاری از مصرف کنندگان صنعتی از شبکه دولتی خارج و با بهره گرفتن از تاسیسات شخصی به تولید برق مورد نیاز خود می­پرداختند (جوزف^[۲۱۴]، ۲۰۱۰).
هند در سال ۱۹۹۱ اصلاحات بخش برق را آغاز نمود. این اصلاحات زمانی رخ داد که دولت هند در مواجهه با یک بحران سیاسی و اقتصادی قرار داشت و برای آزادسازی اقتصاد به عنوان بخشی از یک بسته اصلاحاتی پیشنهادی از سوی صندوق بین‌المللی پول (IMF) و بانک جهانی تحت فشار بود. در پی این اصلاحات به تولید کنندگان مستقل برق (IPPs) اجازه ورود به بخش تولید برق داده شد و مشوق­های جذابی به آنها ارائه شده است. استقبال اولیه از این مشوق­ها کم بود و تنها چند پروژه به مرحله عملی شدن دست یافت. موج دوم تلاش­ها برای اصلاحات در اواخر دهه ۱۹۹۰ شکل گرفت. در طی این دوره، هیأت­های برق ایالتی (SEBs) شروع به تفکیک بخش­های تولید، انتقال و توزیع نموده و حتی ایالت اوریسا به طور کامل دارایی‌های تولید، انتقال و توزیع را به بخش خصوصی واگذار نمود. علاوه بر این، کمیسیون تنظیم مقررات و نظارت در سطح دولت مرکزی و ایالات تعیین شد و مدل خریدار انفرادی به عنوان ساختار بازار برق تعیین گردید که در آن از طریق چانه زنی و قراردادهای دو سویه نرخ و مقدار مبادله مشخص می­شد. پس از آن، نیاز به اصلاحات عمیق‌تر برای مدیریت، تنظیم مقررات و ایجاد هماهنگی در صنعت برق هند مورد تاکید قرار گرفت. چارچوب قانونی جدید در سال ۲۰۰۳ به تصویب رسید. قانون جدید شامل صدور مجوز تولید (به جز تولید برقآبی)، تفکیک عملکرد سیستم و فعالیت‌های انتقال، اجازه مبادله آزادانه در بازار عمده فروشی و خرده فروشی و صدور مجوز مجوزهای متعدد در بخش انتقال و توزیع بود و سعی در افزایش آزادی در تولید، دسترسی به شبکه ­های انتقال و توزیع و مبادله در بازار برق داشت. (سینگ^[۲۱۵]،۲۰۰۶).
نمودار (۳-۶): ساختار بورس برق هند
سینگ (۲۰۰۶)
با این حال و با وجود تصویب یک چارچوب قانونی جامع برای مدیریت صنعت برق، پیشرفت‌های محدودی در ارتباط با دستیابی به آزادسازی گسترده و خصوصی سازی در صنعت برق هند ایجاد شده است (باتاچاریا^[۲۱۶]، ۲۰۰۷). در حال حاضر، صنعت برق همچنان عملکرد ضعیفی دارد. هنوز هم کمبود ظرفیت در ساعات اوج مصرف و کسری­های مداوم در انرژی برق از مشکلات اساسی صنعت برق هند به شمار می­رود. قیمت­ها در بیشتر بخش­ها بخصوص کشاورزی غیرواقعی بوده و برخی از مصرف کنندگان یارانه برق دریافت کرده و مقادیر ناچیزی برای مصرف برق پرداخت می­ کنند (سیرواستاوا و همکاران، ۲۰۱۱).
۳-۸- ژاپن
صنعت برق ژاپن توسط ۱۰ شرکت منطقه­ای با ساختار عمودی اداره می‌شود. قبل از آزادسازی این شرکت‌ها سه چهارم تولید برق و همچنین مالکیت شبکه انتقال و توزیع را در اختیار داشتند. همزمان با موج جهانی آزادسازی صنعت برق از میانه دهه ۱۹۹۰ ژاپن نیز برای افزایش کارایی، ایجاد پایداری عرضه، امنیت انرژی و کاهش شکاف قیمت برق داخلی با سطح بین ­المللی آن شروع به آزادسازی در صنعت برق نمود (آسانو^[۲۱۷]، ۲۰۰۶).. اولین مرحله از آزادسازی عبارت بود از صدور اجازه تولید به تولیدکنندگان مستقل (IPPs) و تولیدکنندگان در مقیاس عمده و فروش آن به ۱۰ شرکت منطقه­ای و همچنین اجازه مبادله بین این ۱۰ شرکت. در سال ۱۹۹۹ رقابت در سطح خرده فروشی نیز ایجاد شد و به تولیدکنندگان و عرضه کنندگان برق اجازه فروش به مشتریان با میزان مصرف معین از طریق شبکه انتقال داده شد. در سال ۲۰۰۳ بورس برق ژاپن که متشکل از ۲۱ تولیدکننده بود و معاملات روز پیش و معاملات آتی در آن مجاز بود ایجاد شد که مشارکت در آن اختیاری بود و تقاطع عرضه و تقاضا قیمت بازار را تعیین می­کرد. آزادسازی بازار در ژاپن تأثیر کمی بر قیمت‌ها داشته است. ضعف مکانیسم قیمت­ گذاری بر اساس نیروهای بازار برای مصرف کنندگان و همچنین مالکیت همزمان بخش انتقال و تولید توسط شرکت‌های منطقه­ای باعث شده تا شفافیت و رقابت سالم ایجاد نشده و نتایج مورد انتظار حاصل نشود (جونز و کیم^[۲۱۸]، ۲۰۱۳).
۳-۹- مقایسه چند بازار واقعی
در پایان این بحث، مقایسه­ ای میان بازارهای ذکر شده با بهره­ گیری از جداول (۳-۱) تا (۳-۳) انجام پذیرفته است. همان‌طور که مشاهده می­ شود در اغلب کشورها بجز کالیفرنیا در آمریکا قبل از تجدید ساختار، مالکیت تولید و توزیع و انتقال با دولت بوده است. در برخی کشورها کاهش قیمت هدف تجدید ساختار بوده اما در کشورهایی مثل ژاپن و آرژانتین که یارانه انرژی پرداخت می­شده، واقعی نبودن قیمت و افزایش کارایی از مهم‌ترین اهداف تجدید ساختار بوده است. در اغلب بازارها بجز کالیفرنیا، در کنار مبادلات آنی وجود ابزارهای مالی و قراردادهای کوتاه و بلند مدت به مشارکت کنندگان در بازار اجازه مدیریت ریسک را داده است. در تمامی موارد بجز کشورهای شمال اروپا و ژاپن، تجدید ساختار همراه با خصوصی سازی بوده است. همچنین در تمامی کشورها رقابت در دو سطح عمده و خرده برقرار شده است. اگر چه در برخی کشورها مانند ژاپن رقابت خرد ناقص بوده و تنها مصرف کنندگان بزرگ اجازه ورود به بازار را دارند.
جدول (۳-۱): مقایسه تجدید ساختار در چند کشور منتخب
(شرایط قبل از اصلاحات و انگیزه اصلاحات)