W tabeli D zawarto syntetyczny przegl d metod zarz dzania ograniczeniami przesyłowymi, stosowanymi w wielu krajach. Ich specyfika wpływa na sposób kształtowania opłat przesyłowych, co jest przedmiotem rozwa a w niniejszym rozdziale.
Analiza warunków pracy sieci, dotycz cych krótkich okresów, jest stosunkowo prosta. Sie elektroenergetyczna, do której przył czeni s jej u ytkownicy, została zbudowana przy zało eniu okre lonych wymaga sztuki in ynierskiej, spełniaj cej minimalne standardy techniczne. W tej sytuacji przesył ogranicza si do zrównowa enia poziomu mocy wytwarzanej w jednej cz ci sieci i odbieranej w drugiej. Mo na zada sobie pytanie, czy przepływ mocy okre lony przez prawa fizyki ulega zakłóceniu, w warunkach wymuszania realizacji kontraktów niepokrywaj cych si z fizycznymi przepływami lub stosowania zło onych metod alokacji kosztów sieciowych? Korzystanie z prostych modeli sieci elektroenergetycznych nie zawsze pozwala na uwzgl dnienie zjawisk wyst puj cych w rzeczywisto ci. Uproszczenia stosowane podczas modelowania przesyłu powoduj , e cz sto nie bierze si pod uwag strat sieciowych i wyst puj cych ogranicze . Taki sposób podej cia najcz ciej ma miejsce w przypadku stosowania modeli oderwanych od zmiennopr dowego układu pracy sieci.
W wyniku przesyłu mocy liniami elektroenergetycznymi powstaj straty. St d koszt kra cowy tego przesyłu do ró nych miejsc w sieci zró nicowany jest w wyniku kra cowych strat w systemie. Uwzgl dnienie tych strat nie wymaga wprowadzenia generalnych zmian do teorii lub praktycznych rozwi za rynków energii elektrycznej. Rozdział ekonomiczny obci e bierze pod uwag straty sieciowe, co pozwala odpowiednio skorygowa cen równowagi rynkowej. Z technicznego punktu widzenia wydaje si , e wyst puje ró nica pomi dzy w złowymi kosztami kra cowymi i zró nicowanymi cenami w zale no ci od lokalizacji, jednak e funkcjonowanie rynku w krótkim okresie zasadniczo potwierdza to samo obu wielko ci.
Ograniczenie przesyłowe jest podobnym zjawiskiem. Ograniczenia w sieci przesyłowej w krótkim czasie mog limitowa długodystansowy przesył mocy i tym samym powodowa zwi kszenie kosztu kra cowego w niektórych miejscach sieci. Z analizy obrotu energi elektryczn wynika, e moc przepływa przez linie przesyłowe od miejsca o niskim koszcie do miejsca o koszcie wysokim. Je li linia jest powodem ograniczenia, to w okresach szczytowego zapotrzebowania niektóre tanie elektrownie musz by wył czone z powodu ogranicze . W tym przypadku zapotrzebowanie pokrywane jest przez elektrownie o wy szym koszcie wytwarzania, czyli te, które nie pracowałyby przy braku ograniczenia. Powodem zró nicowania kosztu kra cowego w dwóch punktach sieci jest wi c wyst pienie ograniczenia przesyłowego. Niski koszt kra cowy mocy w jednym miejscu sieci nie jest wy szy od kosztu produkcji taniej elektrowni, wył czonej z powodu ograniczenia w drugim miejscu sieci. Podobnie jest z lokalizacj wysokiego kosztu kra cowego, który nie jest mniejszy od kosztu wytwarzania drogiej elektrowni, pracuj cej dzi ki istnieniu ogranicze przesyłowych. Ró nica pomi dzy tymi dwoma kosztami jest opłat za ograniczenie sieciowe.
do ró nicy kosztu wytwarzania w przypadku braku ogranicze . Tania elektrownia w glowa jest wył czona w wyniku ograniczenia, za w to miejsce uruchamia si np. ródło gazowe, którego koszt wytwarzania jest ponad 2 razy wi kszy. Skutkuje to regionalnym zró nicowaniem kosztu kra cowego, który jest wi kszy od kosztu wytwarzania w elektrowni na paliwo stałe. Nie jest to wynikiem prostego przypadku wykorzystania linii przesyłowej pomi dzy dwoma punktami. W sieci rzeczywistej wyst puj bardziej zło one interakcje, daj ce te same efekty, wynikaj ce z zamkni tych układów pracy sieci i wielokrotnych ogranicze , spowodowanych ograniczeniami termicznymi linii i napi ciowymi na szynach systemów stacji energetycznych. Symulowanie przypadków ogranicze w sieci przesyłowej, które prowadz do wi cej ni 100% zró nicowania kosztu kra cowego w ró nych w złach, sieci jest łatwe.
Je li wyst puj ograniczenia przesyłowe, to w modelu rynku nale y wzi je pod uwag , okre laj c koszt kra cowy. Uwzgl dnienie tej kwestii w zasadzie nie stanowi trudno ci. Jedynie w zakresie rynku energii nale y wprowadzi operowanie zbiorem cen, okre lonych dla poszczególnych w złów. Ekonomiczny rozdział obci e minimalizuje koszt funkcjonowania systemu przesyłowego ł cznie z bezpieczn likwidacj ogranicze . Wytwórcy za składaj oferty zawieraj ce minimalne ceny dopuszczalne w danym miejscu sieci. Podobnie jest z odbiorcami, których oferty okre laj maksymaln cen dla danej lokalizacji. Działania podejmowane w wyniku likwidacji ogranicze powoduj powstanie cen, odpowiadaj cych miejscu przył czenia u ytkownika do sieci, ł cznie ze skutkami rozdziału generacji, strat i ogranicze przesyłowych. W warunkach samodzielnego pokrycia zapotrzebowania przez dostawc operuje si pojedynczymi cenami, które s cenami wynikaj cymi z krótkookresowego kosztu kra cowego (SRMC) mocy dla danej lokalizacji. Okre lenie ceny za przesył jest naturaln implikacj dostarczenia mocy w jednym miejscu i zapotrzebowania jej w drugim. W tej sytuacji cena za przesył b dzie ró nic cen pomi dzy tymi dwoma lokalizacjami.
To samo podej cie mo na łatwo zastosowa w wyja nieniu istoty transakcji bilateralnych. Cz ciej uczestnicy rynku wol zaplanowa przesył punkt-punkt ni formalny zakup i sprzeda za po rednictwem rynku transakcji bie cych. Grafiki kontraktów bilateralnych s dostarczane operatorowi systemu przesyłowego. Dostawy poza grafikami s zlicytowane na wspólnym rynku opartym na zasadach rynku transakcji bie cych. Cz sto nazywane jest to jako metoda „wspólnej pozostało ci” lub „wspólnego salda”. Dla tych uczestników rynku, którzy okre laj grafik przesyłu pomi dzy dwoma punktami sieci, koszt przesyłu jest ró nic cen tych punktów. Dlatego krótkookresowy koszt przesyłu jest efektywniejszy i niedyskryminuj cy. Te same zasady mogłyby mie zastosowanie w wielopłaszczyznowej strukturze zarz dzania rynkiem dnia nast pnego i czasu rzeczywistego. Wprowadzenie tych zmian jest istotne z praktycznego punktu widzenia, bez zasadniczej zmiany ram zasad funkcjonowania rynków energii elektrycznej.
Ten krótkookresowy rynek konkurencyjny z procesem ofertowym i scentralizowanym zarz dzaniem jest zgodny z efektywno ci ekonomiczn zarz dzania systemem elektroenergetycznym, minimalizuj c koszty jego funkcjonowania. Ceny w złowe definiuj całkowity koszt w krótkim terminie. Wytwórca i odbiorca widzi indywidualn cen w ka dej półgodzinie i w tej sekwencji czasowej ceny ulegaj zmianie, odzwierciedlaj c zmienne warunki dostawy i odbioru mocy z sieci. Wszystkie zło ono ci zasilania i współdziałania z sieci s powi zane z ekonomi zarz dzania i kalkulacj w złowych cen SRMC. S to jedyne funkcjonuj ce ceny, za opłaty za krótkoterminow dostaw energii s jedynymi wymaganymi opłatami w tym okresie, ł cznie z pokryciem strat sieciowych. Operator systemu koordynuje prac sieci elektroenergetycznej i dostarcza informacji do rozlicze pod kontrol regulatora, gwarantuj c porównywalno usług, dzi ki otwartemu dost powi
do funkcjonuj cego rynku i ekonomicznemu rozdziałowi, bazuj cym na ofertach.
Poprzez efektywne cenotwórstwo u ytkownicy maj motywacj do reagowania na okre lone i akceptowane przez nich działania operatora. Brak takiej cenowej motywacji wprowadza chaos, powoduj cy spadek efektywno ci funkcjonowania rynku i mo liwo ci podejmowania na nim decyzji. Efektywne cenotwórstwo dałoby operatorowi systemu wystarczaj c kontrol nad przeciwdziałaniem nieuczciwym zach tom, które byłyby powodowane przez ceny nieodzwierciedlaj ce kosztów kra cowych przesyłu. Rynek konkurencyjny, na którym jego uczestnicy maj mo liwo podejmowania decyzji i cechuj si reagowalno ci (elastyczno ci cenow popytu i poda y), zale y od wła ciwego wykorzystania prawa do kreowania cen.
W rozprawie przedstawiono prób szczegółowego opisania zagadnie zwi zanych z projektowaniem taryf przesyłowych w aspekcie mo liwo ci kształtowania za ich pomoc zachowa u ytkowników sieci elektroenergetycznej, w celu bezpiecznego i efektywnego kierowania prac systemu elektroenergetycznego.
Odniesiono si do obowi zuj cych w Polsce rozwi za taryf przesyłowych, poddaj c je krytycznej ocenie, a nast pnie przedstawiono propozycj takiej ich zmiany, która przyczyni si powinna do prawidłowej realizacji funkcji i zada , jakie powinny one spełnia .
Przeprowadzono pogł bion analiz rozwi za taryf przesyłowych stosowanych w ró nych krajach, ukierunkowan na identyfikacj zastosowanych mechanizmów wpływaj cych na zachowania u ytkowników sieci, jak równie analiz wpływu funkcjonuj cego rynku energii oraz specyfiki sieci danego kraju na ich obecny kształt.
Opracowano koncepcje metodyczne budowy taryf przesyłowych, przedstawiaj c czynniki determinuj ce rodzaj taryfy przesyłowej, zakres wykonywanych analiz dla celów projektowania taryf oraz rodzaje i zasady kalkulacji taryf. Przedstawiono równie praktyczne aspekty zastosowania metod rozpływów przyrostowych i ledzenia rozpływów oraz inne metody najcz ciej stosowane w kalkulacji stawek opłat taryf przesyłowych.
Opracowano szereg w złowych wska ników wykorzystania infrastruktury sieciowej, stanowi cych rozszerzenie zastosowania metod rozpływów przyrostowych i ledzenia rozpływów do alokacji kosztów przesyłu w sieci elektroenergetycznej. Zbadano równie wpływ warunków pracy sieci (układu poł cze i obci e ) na w złowe warto ci poszczególnych wska ników oraz stopie ich oddziaływania na odbiorców i wytwórców. Wykonano obliczenia wska ników dla sieci 400, 220 i 110 kV oraz przeprowadzono ich analiz , która pozwoliła wskaza nast puj ce praktyczne mo liwo ci zastosowania opracowanych wska ników. S to:
− okre lenie stopnia i miejsca agregacji poziomej lub/i pionowej w złów sieci w grupy taryfowe,
− ocena lokalizacji i poziomu mocy generowanej w w zach wytwórczych wzgl dem mocy zapotrzebowanej,
− okre lenie konieczno ci ró nicowania stawek opłat ze wzgl du na sezony i strefy doby, − kalkulacja taryfy przesyłowej najsilniej oddziaływuj cej na u ytkowników sieci,
− wybór rodzaju taryfy przesyłowej, adekwatnej do uwarunkowa funkcjonowania danej sieci elektroenergetycznej,
− badanie wpływu nowych poł cze sieci na w złowe opłaty przesyłowe.
Przeprowadzona analiza wska ników wykazała, e wska niki, obliczane dla normalnych warunków pracy sieci według metody ledzenia rozpływów, najlepiej odzwierciedlaj zmienno zapotrzebowania w w złach odbiorczych, jak i wytwórczych, za wyznaczone z zastosowaniem metody rozpływów przyrostowych obrazuj zmiany w układzie poł cze gał zi sieci.
Wykonywanie oblicze zaproponowanych wska ników dla sieci rzeczywistej, dla ró nych bezpiecznych warunków jej pracy, pozwala na identyfikacj i okre lenie stopnia dominacji tych warunków, które powinny stanowi podstaw przy projektowaniu (lub kształtowaniu) taryf przesyłowych. Przedstawiony sposób analizy, w której wykorzystuje si metody okre laj ce stopie wykorzystania sieci na podstawie rozpływów mocy, stanowi
propozycj podej cia w ustalaniu zasad kształtowania taryf przesyłowych, pozwalaj cych wła ciwie realizowa przypisan im funkcj stymulowania takich zachowa odbiorców energii elektrycznej, które przyczyniaj si do bezpiecznej i efektywnej pracy systemu elektroenergetycznego.
W rozprawie przedstawiono i oceniono stosowane sposoby likwidowania ogranicze przesyłowych, stanowi cych istotny element w bezpiecznym kierowaniu prac systemu elektroenergetycznego i maj cym znacz cy wpływ na budow kształtu taryfy przesyłowej.
Za swoje oryginalne osi gni cia autor uwa a:
− zaproponowanie zmian struktury taryfy przesyłowej stosowanej w Polsce, wła ciwie realizuj cej funkcje i zadania,
− okre lenie czynników determinuj cych rodzaj taryfy przesyłowej, − zastosowanie metod geostatystycznych w analizie kosztów kra cowych,
− opracowanie warunków wykorzystania stałopr dowego rozpływu mocy w obliczeniach wykonywanych za pomoc metody rozpływów przyrostowych,
− opracowanie uniwersalnych wska ników wykorzystania infrastruktury sieciowej na bazie metody rozpływów przyrostowych i ledzenia rozpływów,
− opracowanie metody pozwalaj cej wła ciwie analizowa stan pracy sieci dla potrzeb budowy taryf przesyłowych,
− zidentyfikowanie szeregu wła ciwo ci i warunków stosowania metody rozpływów przyrostowych i metody ledzenia rozpływów, b d cych rozszerzeniem dotychczas znanej teorii tych metod,
− znalezienie i empiryczne potwierdzenie zale no ci pomi dzy obliczonymi warto ciami wska ników wykorzystuj cych metod rozpływów przyrostowych ze znakiem, bez znaku i dla dodatnich zmian przepływu, zarówno wzgl dem mocy w złowych, jak i przepływów gał ziowych,
− znalezienie i empiryczne potwierdzenie zale no ci pomi dzy wielko ci ró nicy bilansowej mocy czynnej, a obliczonymi wzgl dnymi warto ciami wska ników (pracy sieci, obliczonej wzgl dem mocy w złowych dla zast pczej odległo ci przesyłu liniami i promienia zasilania) wykorzystuj cych metod ledzenia rozpływów.
Dalsze kierunki rozwoju opracowanych metod autor widzi w badaniach nad metod przepływów granicznych, wykorzystuj c metod rozpływów przyrostowych i zastosowaniem opracowanych wska ników wykorzystania infrastruktury sieciowej w ocenie efektywno ci budowy nowych poł cze sieci elektroenergetycznych.
Zamieszczone w pracy rezultaty analiz teoretycznych oraz wyniki oblicze , przeprowadzonych dla układów sieciowych rzeczywistych i modelowych, pozwalaj na sformułowanie nast puj cych wniosków ko cowych.
1. W pocz tkowym etapie projektowania taryfy przesyłowej powinno si przeprowadzi wnikliw analiz warunków funkcjonowania sieci z zastosowaniem ró nych metod alokacji kosztów.
2. Z przeprowadzonych analiz wynika, e stawki opłat, obliczane z wykorzystaniem metody rozpływów przyrostowych w odmianie MW-km, najsilniej b d oddziaływa na u ytkowników sieci, szczególnie w sytuacjach zmiany obci e w złowych.
3. Zarówno metoda ledzenia rozpływów, jak i metoda rozpływów przyrostowych jest wra liwa na zmian układu poł cze sieci.
4. Zaproponowane wzgl dne wska niki wykorzystania infrastruktury sieciowej pozwalaj na porównanie metod alokacji kosztów i wybór wła ciwej dla celów tworzenia taryfy przesyłowej.
5. Zastosowanie metody wariogramów i krigingu blokowego wskazuje na wyst powanie kierunkowo ci zmian jednostkowych kosztów kra cowych na obszarze kraju, co uzasadnia ró nicowanie sezonowe i dobowe stawek opłat przesyłowych.
6. Przeprowadzone analizy wska ników alokacji kosztów wskazuj na ich zmiany czasowe i powierzchniowe.
7. Przegl d struktur taryf przesyłowych, stosowanych w ró nych krajach, pokazuje, e wykorzystywane s ró ne rozwi zania, maj ce na celu stymulowanie takich zachowa u ytkowników sieci, które pozwalaj na bezpieczn i efektywn jej eksploatacj oraz rozwój.
8. Znacz cy udział w taryfach przesyłowych maj koszty niezwi zane z przesyłem energii elektrycznej, co znacznie osłabia mo liwo wła ciwej realizacji przez nie funkcji stymulacyjnej. Skłania to do zastanowienia si nad innym sposobem alokacji tych kosztów poza struktur zasadnicz taryfy, np. zaproponowanym przez autora.
Zaprezentowane wyniki analiz oraz przedstawione wnioski potwierdzaj słuszno przyj tych w pracy tez.
[1] Alaywan Z., Understanding the California Firm Transmission Rights. California Independent System Operator, 2000
[2] Amundsen E. S., Bergman L., Andersson B., Competition and Prices on the Emerging Nordic Electricity Market. Working Paper Series in Economics and Finance No. 217, January 1998
[3] Armstrong M., Doyle C., The Economics of Access Pricing. Proceedings of a meeting in Budapest on 9-12 May 1995, OECD, Paris, 1995
[4] Armstrong M., Basic Linear Geostatistics. Springer, Berlin 1998
[5] Block M. K., Lenard T. M., Creating Competitive Markets in Electric Energy: A Comprehensive Proposal. The Progress Freedom Foundation, 1997
[6] Bellman R., On a routing problem. Quarterly of Applied Mathematics 16, s. 88-90, 1958
[7] Białek J., Tracing the flow of electricity. IEE Proceedings – Generation Transmission and Distribution, July 1996
[8] Białek J., Podział kosztów wytwarzania i przesyłu energii elektrycznej metod ledzenia przepływów mocy. Materiały konferencji „Rynek Energii elektrycznej”, Kazimierz Dolny 1997
[9] Białek J., Zolezzi J., Rudnick H., Danitz F., Discussion on „Review of usage-based transmission cost allocation methods under open access”. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 16, No. 4, pp. 933, November 2001
[10] Bartosik A., Tymorek A., Koszty kra cowe energii elektrycznej w sieciach najwy szych napi . X Mi dzynarodowa Konferencja Naukowa nt. Aktualne problemy w elektroenergetyce APE’01, Politechnika Gda ska, Gda sk – Jurata 6-8 czerwca 2001 [11] Calviou M. C., Dunnet R. M., Plumptre P. H., Charging for the Use of Transmission
System Using Marginal Cost Methods. Proc. Lith PSCC Conference, pp. 385-391, Avignon France, 30 August-4 September 1993
[12] Corum K., Gibson W., Pricing Transmission in a Regional System: Principles of Economic efficiency and the Experience of IndeGO. Pacific Northwest Regional Economic Conference, Olympia, 7-9 May 1998
[13] Cormen T. H., Leiserson C. E., Rivest R. L., Wprowadzenie do algorytmów, WNT 1994 [14] Crow M. L., The new – But Is It Improved? – Power System. IEEE Potentials, Vol. 16,
No. 5, pp. 9-10, December 1997/January 1998
[15] Dijkstra E. W., A note on two problems in connexion with graphs. Numerische Mathematik 1, s. 269-271, 1959
[16] Dyrektywa 96/92/EC Parlamentu Europejskiego i Rady Unii Europejskiej z 19 grudnia 1996 w sprawie jednolitych zasad wewn trznego rynku energii elektrycznej. Official Journal of the European Communities nr L27 z dnia 30 stycznia 1997 r.
[17] EPRI, Marginal Costing Within Transmission Networks. Optimal Power Flow. MCTN Users Manual. Laurits R.Christensen Associates, Inc. December 1998
[18] EPRI, Tariff project for Polish Power Grid Company. Task 5.2. Economic analysis of the distribution sub-sector. October 1998
[19] ETSO, International exchanges of electricity. Draft rules proposed by the European Transmission System Operators, 14 January 1999
[20] ETSO, Evaluation of congestion management methods for cross-border transmission. Florence Regulators Meeting, November 1999
[21] Praca zbiorowa, Snapshot on transmission pricing in Europe (1999): synthesis. Final draft, ETSO task force, June 2000
[22] Praca zbiorowa, Benchmarking on transmission pricing in Europe: synthesis. ETSO task force, February 2003
[23] Finney J. D., Othman H. A., Evaluating Transmission Congestion Constraints in System Planning. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 12, No. 3, August 1997
[24] Gedra T. W., On Transmission Congestion and Pricing. IEEE Transaction on Power Systems, 1996
[25] Gochnio W., Tymorek A., Taryfy przesyłowe a utrzymanie i rozwój sieci przesyłowych i rozdzielczych. III Krajowa konferencja naukowo-techniczna, Wrocław 1998, wrzesie 1998
[26] Green R., Electricity Transmission Pricing: An International Comparison. Utilities Policy, Pergamon, 6 (3), 1997
[27] Happ H. H., Cost of Wheeling Methodologies. IEEE Trans on PWRS, Vol. 9, No. 1, pp 147-156, February 1994
[28] Hogan W., Competitive Electricity Market Design: A Wholesale Primer. mimeo, p. 57, 1998
[29] Hogan W., Independent System Operator: pricing and Flexibility in a Competitive Electricity Market. Center for Business and Government, J. F. Kennedy School of Government, Harvard University, MA, 1998
[30] Hogan W. W., Coordination for Competition: Electricity Market Design Principles. Public Utility Commission of Texas Workshop on ERCOT Protocols, Austin Texas, 15 February 2001
[31] Hunt S., Shuttleworth G., Competition and Choice in Electricity. John Wiley and Sons Ltd, Chichester, p. 237, 1996
[32] Isaaks E. H., Srivastava R. M., An Introduction to Applied Geostatistics, Oxford University Press, New York, Oxford 1989
[33] Geovariances & Ecole des Mines de Paris, Avon Cedex, France, Isatis Software Manual. 3 rd Edition, November 2001
[34] Kalinowski T., Malko J., Wilczy ski A., Usługi – nowy towar na rynkach energii elektrycznej. Energetyka nr 9, 1999
[35] Kard M., Tihane A., Efficient electricity transmission pricing for the Baltic states: principle and possible solutions. SEE Riga Working Papers 2000:5 (32), Ryga 2000
[36] Kocot H., Planowanie rozwoju sieci przesyłowej i 110kV w warunkach rynku energii elektrycznej. Rozprawa doktorska. Gliwice, 2000
[37] Korab R., Modele efektywnych taryf przesyłowych w sieciach elektroenergetycznych. Rozprawa doktorska. Gliwice, 2003
[38] Kovacs R. R., Leverett A. L., A Load Flow Based Method for Calculating Embedded, Incremental and Marginal Cost of Transmission Capacity. IEEE Trans on PWRS. Vol. 9, No. 1, pp 272-278, February 1994
[39] Kulczycki J., Szpyra W., Koszt pracy sieci zamkni tej w warunkach hurtowego rynku energii elektrycznej. Materiały konferencji SIECI 98. Wrocław, 1998
[40] Kwoka J. E., Transforming Power – Lessons from British Electricity Restructuring. Regulation, 1997, Vol. 20, No. 3., Cato Institute
[41] Laffont J. J., Tirole J., A theory of incentives in procurement and regulation. MIT Press, Cambridge, 1994
[42] London Economics, Review of Australian Transmission Pricing: A Report for the Australian Competition and Consumer Commission. London Economics, 1999
[43] Lima Marangon J. W., Pereira M. V. F., Pereira J. L. R., An Integrated Framework for Cost Allocation in Multi-Owned Transmission System, paper 503-3 PWRS, presented at 1994 IEEE Summer Meeting, USA
[44] Lima Marangon J. W., Pareira M. V. F., Pareira J. L. R., An Integrated Framework for Cost Allocation in a Multi-Owned Transmission System. IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 10, No. 1, pp. 971-977, May 1995
[45] Lima Marangon J. W., Allocation of Transmission Fixed Charges: An Overview. IEEE Trans, on Power Systems, Vol. 11, No. 3, pp. 1409-1418, August 1996
[46] Matheron G., Traite de Geostatistique Appliquee, Memoires du Bureau de Recherches Geologique et Minieres. vol. 14, Editions Technip, Paris, 1962
[47] Miller S. S., Transfer Capability: Data Sources and Limitations. Proceedings of the workshop on Available Transfer Capability, pp. 100-109, University of Illinois at Urbana-Champaign, 26-28 June 1997
[48] Mistr A. F. Jr. Munsey E., It’s Time for Fundamental Reform of Transmission Pricing. Public Utility Fortnightly, pp. 13-16, July 1992
[49] Ng, W. Y., Generalized generation distribution factors for power system securtity evaluations. IEEE Trans, on Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-100, No. 3, pp. 1001-1005, March 1981
[50] Nonneman W., Van Broekhoven E., Network pricing in electricity. UFSIA Working Paper, 96-239, p. 36, 1996
[51] Namysłowska-Wilczy ska B., Wilczy ski A., Multivariate estimation and simulation for environmental data modelling: Processing of heavy metals content data in soil. A Journal of the Committee on Data for Science and Technology (CODATA) of the International Council of Scientific Unions (ICSU), Editor-in-Chief Prof. J.J. Smith, Data Science Journal Volume 1, Issue 1, April, 2002, pp.28-44, www.datasciencejournal.org
[52] Namysłowska-Wilczy ska B., Wilczy ski A., Michalik A., Przetwarzanie danych z zastosowaniem metod statystyki przestrzennej. Konferencja nt. „Inteligentne Metody Komputerowe dla Nauki, Technologii, Gospodarki”, Polski Komitet Narodowy CODATA przy Prezydium PAN, Pozna 15-17 kwietnia 2002
[53] Namysłowska-Wilczy ska B., Tymorek A., Wilczy ski A., Modelowanie zmian kosztów kra cowych przesyłu energii elektrycznej z wykorzystaniem metod statystyki przestrzennej. XI Mi dzynarodowa Konferencja Naukowa nt. „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce”, Politechnika Gda ska, Jurata 11-13 czerwca 2003
[54] Namysłowska-Wilczy ska B., Wilczy ski A., Badanie anizotropii zmienno ci kosztów kra cowych przesyłu energii elektrycznej z u yciem funkcji wariogramu. XI Mi dzynarodowa Konferencja Naukowa nt. „Aktualne Problemy w Elektroenergetyce”, Politechnika Gda ska, Jurata 11-13 czerwca 2003
[55] Namysłowska-Wilczy ska B., Wilczy ski A., Analiza rozkładu powierzchniowego