Моделирование комплексной стратегии генерирующей компании для обеспечения резервов в условиях развития рыночных отношений тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Никишин, Константин Александрович

• Никишин, Константин Александрович
• кандидат технических наук
• 2010

Оглавление диссертации кандидат технических наук Никишин, Константин Александрович

Введение.;.

1. Модели и правила рынков.

1.1. Реструктуризация отрасли.

1.2. Модели ценообразования.

1.2.1. Ценообразование на продукты и услуги.

1.3. Две концепции энергетического рынка.

1.3.1. Идеальная модель пула.

1.3.2. Идеальная модель рынка двусторонних договоров.

1.3.3. Доминирующая модель пула с финансовыми двусторонними договорами.

1.3.4. Доминирующая модель двусторонних договоров с физическими двусторонними договорами.

1.3.5. Обобщение моделей.

1.4. Выводы по главе 1.

2. Физический рынок энергии и операционных резервов.

2.1. Программное обеспечение работы рынка.

2.2. Временная шкала рынка.

2.2.1. Предварительное диспетчирование.

2.2.2. Окончательное диспетчирование.

2.3. Клиринговые процедуры рынка энергии и операционных резервов.

2.3.1. Предварительное диспетчирование.

2.3.2. Окончательное диспетчирование.

2.4. Межтерриториальная торговля энергией.

2.4.1. Ограничения графика трансграничного перетока.

2.4.2. Зональное ценообразование.

2.4.3. Межтерриториальное распределение стоимости перегрузки.

2.4.4. Гарантии межтерриториальных перетоков.

2.5. Дополнительные системные услуги в рынке.

2.6. Выводы по главе 2.

3. Надежность и методы оптимизации.

3.1. Надежность энергосистемы.

3.1.1. Оценка надежности.

3.1.2. Доступная пропускная способность.

3.1.3. Запас устойчивости.

3.2. Методы оптимизации.

3.2.1. Прямо-двойственный метод внутренней точки.

3.3. Выводы по главе 3.

4. Математическая модель технологического и экономического взаимодействия рынков энергии и дополнительных системных услуг.

4.1. Интегрированный рынок электрической энергии и вращающихся резервов.

4.1.1. Определения.

4.1.2. Задача генерирующей компании.

4.1.3. Системный оператор и Оператор рынка.

4.1.4. Условия клиринга рынка.

4.1.5. Модель равновесия.

4.1.6. Взаимодействие рынков энергии и вращающегося резерва.

4.2. Исследование инструментов хеджирования рисков неисполнения двусторонних договоров.

4.2.1. Предлагаемая методология.

4.2.2. Влияние на рыночную силу финансовых прав на передачу.

4.3. Выводы по главе 4.

5. Тестирование предложенного алгоритма. Семиузловая схема.

5.1. Постановка задачи.

5.2. Принятые допущения.

5.3. Исходные данные экспериментов.

5.4. Эксперимент №1. Сравнение существующей и предлагаемой моделей

5.4.1. Сценарий 1.

5.4.2. Сценарий 2.

5.4.3. Сценарий 3.

5.4.4. Сценарий 4.

5.5. Эксперимент 2. Анализ алгоритма подачи заявок на рынок резерва.

5.5.1. Сценарий 5.

5.5.2. Сценарий 6.

5.6 Эксперимент 3. Применимость алгоритма и инструмента к решению больших задач.

5.7. Эксперимент 4. Доказательство оптимальности результатов работы алгоритма.

5.8. Выводы по главе 5.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Моделирование комплексной стратегии генерирующей компании для обеспечения резервов в условиях развития рыночных отношений»

Энергетические системы традиционно управлялись как естественные монополии вертикально интегрированными компаниями под контролем государства. Обычно, в системе был один поставщик услуг, получавший фиксированный тариф от потребителей. С 1982 года, когда Чили изменила структуру своей энергетики, дерегулирование отрасли началось по всему миру. Экономической мотивацией реструктуризации энергетической индустрии изначально было увеличение эффективности за счет введения конкуренции и понижения стоимости для конечного потребителя.

Для обеспечения конкуренции необходимо разукрупнить энергетический сектор и разделить его на независимые виды бизнеса, такие как генерация, транспорт и распределение и гарантировать открытый доступ к каждому из видов деятельности. Реализация энергетических рынков требует не только создания рынка энергии и мощности, но и ценовых схем компенсации за использование пропускной способности (перегрузки и потери), а также обеспечения надежности и безопасности работы в конкурентной среде. Значимый вклад в развитие этой области науки внесли Арзамасцев Д.А,, Адонц Г.Т., Баринов В.А., Баркан Я.Б., Бартоломей П.И., Бердин А.С., Богатырев Л.Л., Бушуев В.В., Валдма М.Х., Веников В.А., Воропай Н.И., Воротницкий В.Э., Гамм А.З., Гераскин О.Т., Гительман Л.Д., Голуб И.И., Горнштейн В.М., Жежеленко И.В., Журавлев В.Г., Идельчик В.И., КитушинВ.Г., Кучеров Ю.Н., Крумм Л.А., Курбацкий В.Г., Манусов В.З., Мызин А.Л., Паламарчук С.И., Портной М.Г., Ратников Б.Е., Розанов В.И., Руденко Ю.Н., Семенов В.А., Совалов С.А., Строев В.А., Суханов О.А., Фазылов Х.Ф., Филиппова Т.А., Фишов А.Г., Чебан В.М., Щербина Ю.В., Эдельман В.И. и многие их коллеги. Однако рынкам резервов и дополнительных системных услуг посвящено не очень много исследований. В частности такие рынки концептуально упоминаются в трудах Б.И. Аюева и П.М. Ерохина. Данная работа призвана частично заполнить этот пробел.

Независимо от модели рынка досбытовая часть энергосистемы в новых условиях состоит из трех компонент:

• первичного (оптового) рынка энергии;

• системы управления транспортом электрической энергии;

• набора дополнительных системных услуг для обеспечения надежной и безопасной работы энергосистемы в целом.

В процессе всемирной реструктуризации энергетики возникло несколько моделей рынка. Эти модели являются продуктами технического, экономического и даже политического развития. Время показало, что некоторые модели рынка являются работоспособными, как например NordPool или PJM , а некоторые имеют непреодолимые трудности, например рынок Калифорнии или рынок Онтарио.

Особенности энергетической системы делают введение рынка достаточно нетривиальной технической задачей. Тот факт, что баланс мощности системы должен соблюдаться в любой момент времени, вкупе с взаимодействием всех элементов системы, лишь добавляет трудностей в достижение поставленной цели. Несмотря на то, что в реструктуризированной энергосистеме генерация выделена в отдельный конкурентный бизнес, передача электроэнергии остается естественной монополией. С рыночной точки зрения транспортная система должна быть сведена к точкам поставки и потребления проданной и купленной, энергии. К сожалению, реальные потоки энергии в транзитной системе обусловлены физическими законами и ограничиваются пропускной способностью данной транзитной системы. Когда для обеспечения заданной поставки пропускная способность линии меньше требуемого значения, возникает состояние перегрузки. Это, в свою очередь, затормаживает свободное распространение энергии как товара, предсказанное экономической теорией, и ухудшает показатели конкурентности. При наличии перегрузок наиболее дешевая генерация не может использоваться, вместо нее для обеспечения потребностей потребителей может задействоваться более дорогая генерация. Следствием перегрузок являются маржинальные цены; стоимость энергии всегда не меньше стоимости генерации в данном узле. Разница в стоимости энергии между узлами сети без учета потерь называется стоимостью перегрузки транспортной сети. Способ, которым урегулируется проблема перегруженности транспортной сети, оказывает непосредственное влияние на эффективность рынка генерации. Таким образом, целью архитекторов рынка является получение такого механизма распределения пропускной способности, при котором конкуренция между генерирующими компаниями проявляется в явном виде.

Самое общее деление рынков на классы включает два компонента: централизованный рынок и децентрализованный рынок. Централизованный рынок-такой рынок, в котором контракты на поставку энергии и управление системой осуществляется в нескольких пунктах сосредоточения управления, например, в системном операторе и операторе рынка. Децентрализованный рынок-такой рынок, в котором соглашения о поставке энергии заключаются непосредственно между участниками, а единый центр служит для подачи уведомлений и наблюдения за работой рынка.

В централизованном рынке перегрузки неявным образом включены в маржинальную узловую стоимость энергии на этапе клиринга рынка. Такие цены являются эффективными для торговли электрической энергией, поскольку они учитывают все системные характеристики. С другой стороны, в децентрализованной системе рынка управление перегрузками является отдельной статьей расходов, не связанной с клирингом (процессом определения узловых цен и объемов производства и потребления, выставления счетов и денежных расчетов) энергетического рынка. В смешанной системе управления кроме централизованного управления допустимы двусторонние соглашения. Независимо от модели рынка все его участники должны нести часть бремени обеспечения управления перегрузками. Поскольку стоимость управления никогда заранее не известна, участники рынка вынуждены принимать на себя риски нестабильности цены за энергию. Альтернативным способом хеджирования рисков, связанных со стоимостью перегрузок, являются финансовые права на передачу (ФПП). Они являются чисто финансовым инструментом, основанным на разнице в цене между точками поставки и изъятия для заданного количества энергии. В настоящее время такая схема хеджирования применяется в некоторых рынках, например в Новой Зеландии, PJM и в Нью-Йорке.

С момента введения конкурентных отношений остро стоит вопрос о минимизации возможностей манипуляции ценами, т.е. применения рыночной силы участниками рынка. Благодаря наличию ограничений, связанных с пропускной способностью транспортной сети, энергия генерации не может свободно передаваться в любые узлы системы, отсюда возникают локальные очаги применения рыночной силы. В отличие от любого другого типа рынка, уникальные характеристики энергетического рынка способствуют применению рыночной силы. Например, тогда как в обычном рынке усиления рыночной силы можно добиться уменьшением производства определенного вида товаров, то в энергетическом рынке усиление воздействия может достигаться за счет увеличения производства, благодаря полной взаимозаменяемости генерации по всей системе. Кроме того, как справедливо указано в [1], традиционные эталоны измерения рыночной силы, такие как индексы концентрированное™, не работают в случае энергетического рынка, т.к. обыкновенные классические индексы не учитывают расположения поставщика, сетевые взаимодействия и изменяющиеся условия в сети.

Актуальность темы. Проведение реформ в электроэнергетике требует изменений в методах управления функционированием и развитием электроэнергетической системы как большой единой технической системой.

Развитие рыночных взаимоотношений предполагает создание конкуренции между участниками, в результате чего поставщики и покупатели будут бороться между собой за возможность продавать и покупать электроэнергию и системные услуги. Это позволит оператору системы планировать деятельность по управлению системой и обеспечению её надежности, опираясь на экономическое стимулирование, а не на административный ресурс. В целях развития ЕЭС, повышения инвестиционной привлекательности отрасли, всем участникам рынка необходимо получать ясные рыночные сигналы. Процесс стратегического планирования должен опираться на прозрачные алгоритмы. Всем участникам процесса производства, транспорта, распределения и потребления электрической энергии необходимо иметь чёткое представление о механизмах принятия тех или иных решений. Это требует пересмотра существующих технологий планирования работы ЕЭС, так как появляются новые задачи и изменяются требования к уже имеющимся.

Известно, что надёжное функционирование ЭЭС невозможно без резервов генерирующих мощностей. В настоящее время при выборе поставщиков резерва Системный оператор ЕЭС опирается на эмпирические значения' количества необходимого резерва и проходит многоступенчатую процедуру, состоящую из предварительного выбора состава включенного оборудования, предоставляющего необходимый резерв по прогнозу на недельном интервале, рынка на сутки вперед, уточняющего потребление и производство и, по остаточному принципу, определяющему поставщиков резерва, и, собственно, саму процедуру задействования резерва по очевидным техническим причинам, но неочевидной экономической эффективности. В этот момент возникает конфликт интересов Системного оператора и участника рынка: последний считает компенсацию за произведенное регулирование неэффективной. При использовании такого подхода не гарантируется оптимальность получаемого решения и максимум функции общественного благосостояния.

В рыночных условиях при одновременном решении задач обеспечения надежности и увеличения экономической эффективности функционирования ЕЭС необходимо учитывать условия увеличения конкуренции, такие как прозрачность и оптимальность принятия решений, влияющие на доходы и расходы участников. Таким образом становится актуальной разработка нового алгоритма одновременного конкурентного отбора поставщиков энергии и поставщиков системных услуг.

В настоящей работе предложена модель одновременной оптимизации рынков энергии и резервов и механизм формирования резерва, базирующийся на данной модели. На основе предложенной модели в работе рассматривается вопрос поиска оптимального уровня участия генерирующей компании в различных видах рынка, определения уровня ценовых заявок на аукционы и цен в двусторонних договорах поставки электрической энергии и резервов.

Развитие ЭЭС производится на основе долгосрочных планов и стратегий. В качестве одного из механизмов их формирования предложено использование системы двусторонних договоров, поскольку данный вид договорных отношений оказывает непосредственное влияние на процедуры долгосрочного планирования. При наличии двусторонних договоров Системный оператор может более точно и мотивированно принимать решения об отклонении или удовлетворении заявок на ремонты и отключения, планировать электрические и энергетические режимы, учитывать иные аспекты работы энергетического комплекса. В работе исследуется исполнение двусторонних договоров. В существующей в нашей стране модели рынка для обеспечения их исполнения поставщик и потребитель вынуждены подавать ценопринимающие заявки в рынок «на сутки вперед». Такой механизм приводит к дискриминации некоторых поставщиков, которые вынуждены одну, а то и все ступени своей ценовой заявки на РСВ тратить на гарантирование исполнения двусторонних договоров. Кроме того, объем двустороннего договора никак не учитывает его исполнимость в данных условиях топологии на конкретный час суток. Отсюда следует, что необходима разработка метода и алгоритма хеджирования рисков участников долгосрочного рынка двусторонних договоров, возникающих при их исполнении.

Все вышесказанное определяет актуальность решения проблемы моделирования комплексной стратегии участия генерирующей компании в обеспечении системной надежности в условиях развития рыночных отношений.

Цель работы: разработка математической модели комплексной стратегии саморегулирования генерирующей компании для обеспечения достаточного резервирования- в условиях развития рыночных отношений при ограниченном количестве участников.

При реализации поставленной цели были сформулированы и решены следующие задачи:

1. Предложена модель обеспечения стабильности в долгосрочной системе планирования энергетического баланса с использованием механизма заключения долгосрочных двусторонних договоров, выявлены риски данного механизма, разработаны способы их хеджирования.

2. Рассмотрен механизм определения поставщиков необходимого резерва мощности посредством процедуры одновременной оптимизации рынка на сутки вперед и рынка резервов.

Научная новизна.

В ходе работы получены следующие новые результаты:

1. Произведен анализ новых рыночных условий и механизмов, влияющих на организацию управления электроэнергетической системой как большой технической системой.

2. Разработана комплексная модель процессов участия генерирующей компании в обеспечении системной надежности и операционной устойчивости посредством участия в различных этапах и видах рынков.

3. Предложены способы и алгоритм обеспечения саморегулирования генерирующих компаний в вопросах предоставления необходимого резерва генерирующих мощностей как альтернатива применению административного воздействия.

4. Представлены и учтены в модели финансовые инструменты, существенным образом влияющие на принимаемые решения в части обеспечения системной надежности.

Практическая ценность. Практическая полезность работы состоит в предложении принципиально нового механизма повышения операционной надежности электроэнергетической системы за счет внедрения саморегулирования на рынке дополнительных системных услуг, обеспечивающего достаточную мотивацию участникам рынка для предоставления необходимого уровня резервирования Системному оператору ЕЭС.

Достоверность результатов работы. Обоснованность и достоверность научных положений, теоретических выводов, результатов и рекомендаций подтверждается расчетными экспериментами.

Апробация работы. Полученные результаты исследования и основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на следующих семинарах и конференциях:

• Пятая научно-практическая конференция с международным участием «Функционирование и развитие рынков электроэнергии, тепловой энергии и газа», Киев, Украина, 2007 г.;

• Пятая международная научно-практическая конференция «Хортица - 2007», Запорожье, Украина, 2007 г.;

• Международная научно-практическая конференция «Энергетические рынки: Информационные технологии и системы измерений-2008», Феодосия, Украина, 2008 г.;

• Шестая научно-практическая конференция с международным участием «Функционирование и развитие рынков электроэнергии, тепловой энергии и газа», Киев, Украина, 2008 г.;

• 2008 IEEE International Symposium on Industrial Electronics, Cambridge, United Kingdom, 2008 r.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 10 работ [2-11], в том числе 1 работа в реферируемых изданиях ВАК [11].

Структура и объем работы. Работа состоит из введения, пяти глав, заключения и одного приложения. Объем работы составляет 134 страницы основного текста, 26 рисунков, 14 таблиц и список литературы из 70 наименований.

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Никишин, Константин Александрович

5.8. Выводы по главе 5

1. Показано, что применение предлагаемой в работе модели, снижает затраты потребителей на энергию и поддержание системной надежности на 5-30%.

2. Подтверждено, что предлагаемая модель не уступает существующей технологии конкурентного отбора поставщиков резерва в части обеспечения надежности и превосходит ее в части финансовых расчетов.

3. Подтверждена предложенная в четвертой главе гипотеза о стратегии составления заявки на предоставление резерва, позволяющая получать максимально возможную прибыль всеми участниками рынка без опасения коррекции со стороны конкурентов.

4. Продемонстрировано, что предлагаемый алгоритм эффективно применим к моделям большой размерности.

Заключение

Реформирование энергетики России обусловлено либерализацией экономики и необходимостью расширенного воспроизводства основных энергетических фондов страны, состояние и эффективность которых оказались несоответствующими уровню развития мировых технологий и неконкурентоспособными. Начавшееся создание конкурентного рынка системных услуг и соответствующей ему инфраструктуры привело к необходимости пересмотра принципов определения стратегий генерирующих компаний. Появились вторичные финансовые инструменты, которые необходимо учитывать Системному оператору при обеспечении баланса интересов участников рынка, не нарушая условий системной надежности и качества электроснабжения.

Можно выделить основные результаты и выводы, способствующие совершенствованию системы проведения аукционов по отбору конкурентных поставщиков энергии и резервов, а также улучшающие создание стратегии поведения генерирующих компаний в новых рынках, полученные в диссертационной работе.

1. Произведен анализ четырех основных моделей, применяемых для создания рынков. Сформулированы их сильные и слабые стороны и возможность применения на практике.

2. Продемонстрирована процедура определения оптимальной работы, системы с точки зрения оператора данной системы. Выделены и описаны принципы, которые необходимо учитывать при моделировании оптимальной стратегии генерирующей компании, желающей участвовать в рынке постоянно и стабильно.

3. Обоснована возможность применения сторонних солверов, предназначенных для решения математических задач в произвольных постановках. Для проведения расчетов совершенно не обязательно придля определения стратегии генерирующей компании разрабатывать собственное программное обеспечение, реализующее все алгоритмы численных методов поиска оптимума. Для решения таких задач достаточно создать оболочку для внесения и актуализации переменных расчетных параметров, связи с расчетным модулем и отображения результатов в той форме, в которой это необходимо для конкретного потребителя представляемого отчета.

4. Представлена равновесная модель для анализа неидеальной конкуренции в интегрированном рынке энергии и вращающегося резерва, делающая моделирование и анализ рыночной силы в энергетических рынках более реалистичными.

5. Выведено общее выражение альтернативной стоимости между энергией и вращающимися резервами.

6. Введено и учтено в модели появление вторичных финансовых продуктов.

7. Введено понятие коэффициента хеджирования позиции и показаны варианты его использования.

8. Экспериментально показана жизнеспособность, реализуемость и адекватность предлагаемой модели и способа (алгоритма) ее решения.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Никишин, Константин Александрович, 2010 год

1. S. Borestein, J. Bushnell, and С. R. Knittel. Market power in electricity markets: Beyond concentration measures. University of California, Energy Institute, working paper PWP-059R, February 1999.

2. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Никишин К.А. Анализ организации управления режимами в больших электроэнергетических системах. //Материалы конференции «ФРЭГ-2008», Киев, 2008

3. В. Ayuyev, N. Shubin, V. Neuymin, Е. Mashalov, К. Nikishin Modern methodology of simultaneous solution for scheduling and energy auction problems.//Cambridge, UK, 2008

4. К.А. Никишин, М.В.Трошина Программа Европейского Союза о поддержке разумного использования энергии//Материалы 3-й НПК «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008

5. Лемех А.В., Никишин К.А., Шубин Н.Г. План оптимизационного расчета планирования перспективного развития энергосистемы//Материалы 3-й НПК «Энергосистема: управление, конкуренция, образование», Екатеринбург, 2008

6. Аюев Б.И., Ерохин П.М., Никишин К.А. Обеспечение операционных резервов на территории синхронной зоны Европы. //Материалы конференции «ФРЭГ-2007», Киев, 2007

7. Лемех А.В., Неуймин В.Г., Никишин К.А. Унифицированное ПО «Bars-Lincor-Rastr» для формирования, оптимизации и расчета статических и динамических параметров модели ЕЭС. //Материалы конференции «Хортица-2007», Днепропетровск, 2007

8. Машалов Е.В., Неуймин В.Г., Шубин Н.Г., Никишин К.А. Перспективы использования ПО "Bars-Lincor-Rastr" для формирования расчетных моделей ЕЭС и оптимизации электроэнергетических режимов.//Иркутск, 2007

9. Ерохин П.М., Никишин К.А., Шубин Н.Г. Математическая модель технологического и экономического взаимодействия рынков энергии и дополнительных системных услуг. //Проблемы энергетики, 2009, №11-12

10. P.Erokhin, K.Nikishin On co-optimized strategy of GenCo and simultaneous market auctioning. //Proceedings of International Scientific Conference "ENERGY INDUSTRY DEVELOPMENT AND ECOLOGY". Ulaanbaatar, May 27- 28, 2010, to appear.

11. Аюев Б.И. Концептуальные основы рынка мощности в ЕЭС России.-Электрические станции 2008. №8

12. Обоскалов В.П. Параметры ценовой заявки при вероятностной определенности цены электроэнергии Электричество №11-2009

13. Обоскалов В. П. Стратегия производителя при формировании ценовой заявки в условиях конкурентного рынка электроэнергии / Обоскалов В. П., Черных Ф. Ю. Электричество 2008г. N 7

14. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике / под общей ред. Руденко Ю.Н. и Семенова В.А. М.: Изд-во МЭИ, 2000

15. Методы оптимизации режимов энергосистем / под ред. Горнштейна В.М. М.: Энергия, 1981

16. Баринов В.А., Совалов С.А. Режимы энергосистем: методы анализа и управления. М.: Энергоатомиздат, 1990

17. Арзамасцев Д.А., Летун В.М. Определение экономичного режима гидротепловой энергосистемы.-Электричество, 1980, №7.

18. Летун В. М., Глуз И. С. Оптимальное управление режимом работы электростанций в условиях оптового рынка Электрические станции 2003 №3

19. Румянцев С. Ю., Шевченко В. Г. Работа на НОРЭМ. Опыт — новый, проблемы — старые. Электрические станции 2007. №11

20. Стофт С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии: Пер. с англ. М.: Мир, 2006. 623 е., ил.

21. S.S. Oren, "The Role of Financial Instruments in a Competitive Electricity Markets", in Proc. of Conference on Innovative Approaches to Electric Pricing, 1996.

22. R. Bjorgan, C.-C. Liu and J. Lawarree, "Financial Risk Management in a Competitive Electricity Market", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 14, no. 4, November 1999, pp. 1285-1291.

23. T.W. Gedraand P. Varaiya, "Market and Pricing for Interruptible Electric Power", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 8, no. 1, February 1993, pp. 122-128.

24. A. Botterud, A.K. Bhattacharyya and M.D. Ilic, "Futures and Spot Prices-Analysis of the Scandinavian Electricity Market", Energy Laboratory, MIT 2002.

25. L.S. Hyman, "Transmission, Congestion, Pricing and Incentives", IEEE Power Engineering Review, August 1999, pp. 4-10.

26. K. Bhattacharya, M.H. Boolen and J.E. Daadler, Operation of Restructured Power Systems, Kluwer Academic Publishers, 2001.

27. S.S. Oren, "Transmission Pricing and Congestion Management: Efficiency, Simplicity and Open Access", Proceedings of EPRI Conference on Innovative Pricing, 2000.

28. R.D. Christie, B.F. Wollenberg and I. Wangensteen, "Transmission Management in the Deregulated Environment", Proceedings of the IEEE, vol. 88, no. 2, February 2000, pp. 170-195.

29. C. Lankford, J.D. McCalley and N.K. Saini, "Bibliography on Transmission Access Issues", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 11, no. 1, February 1996, pp. 30-40.

30. J.D. McCalley, S. Asgrarpoor, T.W. Gedra, M. Halpin, N.K. Saini and M.H. Schrameyer, "Second Bibliography on Transmission Access Issues", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 12, no. 4, November 1997, pp. 16541659.

31. A. Zobian and M.D. Hie, "Unbundling of Transmission and Ancillary Services: Part I: Technical Issues", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 12, no. 2, May 1997, pp. 539-546.

32. B.F. Wollenberg and S. Brignone, "Accurate Allocation of Transmission System Use", in Proc. of MEET Conference, Berkeley, California, August 17-19, 2000.

33. E. Bompard, P. Correia, G. Gross and M. Amelin, "Congestion Management Schemes: A Comparative Analysis under a Unified Framework", IEEE Transactions on Power Systems, vol. 18, no. 1, February 2003, pp. 346-352.

34. S. Hunt, Making Competition Work in Electricity, John Wiley & Sons, 2002.

35. S. Hunt and G. Shuttleworth, "Unlocking the Grid", IEEE Spectrum, July 1996, pp. 20-25.

36. M. Huneault, F.D. Galiana and G. Gross, "A Review of Restructuring in the Electricity Business", in Proc. of Power System Computation Conference, June, 1999.

37. R.S. Hartman and R.D. Tabors, "Optimal Operation Arrangements in the Restructured World: Economic Issues", Energy Policy, vol. 26, no. 2,1998, pp. 75-83.

38. H. Outhred, "The Competitive Market for Electricity in Australia: Why It Works So Well", in Proc. of Hawaii International Conference on System Science, Hawaii, January, 2000, pp. 1355-1362.

39. GAMS Development Corporation online. http://www.gams.com.

40. S.P.Dirkse and M.C. Ferris. The PATH solver: A non-monotone stabilization scheme for mixed complementarity problems. Optimization Methods and Sofware, 5:123-156,1995.

41. G.L.Torres and V.H.Quintana, "An interior point method for non linear optimal power flow using voltage rectangular coordinates/' IEEE Transactionson Power Systems, vol.13, no.4, pp.1211-1218, November 1998.

42. V.H.Quintana and G.L.Torres, Introduction to Interior Point Methods, University of Waterloo, Waterloo, On. Canada.

43. G.L.Torres and V.H.Quintana, "Rectangular and polar optimal power flow by a primal-dual interior point method for non liner programming, "University of Waterloo, Canada, Technical Report UWECE97 -13, November 1997.

44. D.P.Bertsekas. Nonlinear programming. Athena Scientific, second edition, 1999.

45. R.W. Cottle, J.S. Pang, and R.E. Stone. The Linear Complementarity Problem. Academic Press, 1992.

46. B.F.Hobbs. Linear complementarity models of Nash-Cournot competition in bilateral and POOLCO power markets. IEEE Transactions on Power Systems, 16(2):194-202, May 2001.

47. T.Wu, M.Rothleder, Z.AIaywan, and A.D.Papalexopoulos. Pricing energy and ancillary services in integrated market systems by an optimal power flow. IEEE Transactionson Power Systems, 19(l):339-347, Feb.2004.

48. Red Electrica de Espana. Operacion del sistema electrico, Procedimientos de operacion. online. http://www.ree.es/operacion/ procedimientosoperacion.asp.

49. Independent Electricity System Operator. Market Rules, Manuals and Forms Independent Electricity System Operator, Toronto, ON. online. http://www.theimo.com/imoweb/manuals/marketdocs.asp.

50. New York Independent System Operator. NYISO Manuals & Guides, online. http://www.nyiso.com/public/ marketsoperations/documents/ manualsguides/index.jsp.

51. L.A. Tuan and K. Bhattacharya. Competitive framework for procurement of interruptible load services. IEEE Transactions on Power systems, 18(2):889~897, May 2003.

52. J.Wang, N.E.Redondo, and F.D. Galiana. Demand-side reserve offers in joint energy/reserve electricity markets. IEEE Transactions on Power Systems, 18(4):1300-1306, Nov. 2003.

53. F.Bouffard and F.D.Galiana. An electricity market with a probabilistic spinning reserve criterion. IEEE Transactions on Power Systems, 19(l):300-307, Feb. 2004.57.