Модели и методы управления гидроэнергетическими компаниями в условиях либерализации рынка

Зубакин, Василий Александрович

Темы диссертаций по экономике » Математические и инструментальные методы экономики

Модели и методы управления гидроэнергетическими компаниями в условиях либерализации рынка тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	доктор экономических наук
Автор	Зубакин, Василий Александрович
Место защиты	Москва
Год	2006
Шифр ВАК РФ	08.00.13

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Модели и методы управления гидроэнергетическими компаниями в условиях либерализации рынка"

На правах рукописи

Зубакин Василий Александрович

МОДЕЛИ И МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ ГИДРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИМИ КОМПАНИЯМИ В УСЛОВИЯХ ЛИБЕРАЛИЗАЦИИ РЫНКА

Специальность 08.00.13 -математические и инструментальные методы экономики

Автореферат диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук

Москва - 2006 г.

Работа выпонена на кафедре математических методов в экономике ГОУ ВПО Российская экономическая академия им. Г.В. Плеханова

Научный консультант - доктор экономических наук, профессор

Тихомиров Николай Петрович

Официальные оппоненты - доктор экономических наук, профессор

Гусев Андрей Александрович

- доктор экономических наук, профессор

Борисов Владимир Николаевич

- доктор физико-математических наук, профессор

Харченко Сергей Григорьевич

Ведущая организация Ч ОАО Всероссийский научно-исследовательский ин-

Защита состоится л26 октября 2006 года в часов на заседании Диссертационного совета Д 212.196.01 по присуждению ученой степени доктора экономических наук в ГОУ ВПО Российская экономическая академия им. Г.В. Плеханова по адресу: 115998, г. Москва, Стремянный пер., д. 36, ауд. 353.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российской экономической академии им. Г.В. Плеханова.

Автореферат разослан л ХЬ сентября 2006 г.

Ученый секретарь диссертационного

совета Д 212.196.01, кандидат экономических наук,

статут гидротехники им. Б.Е. Веденеева

Г.Д. Серов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Характерной особенностью общественного развития являются постоянно возрастающие потребности экономики и социальной сферы в электрической энергии. Этот процесс сопровождается ростом энергетических тарифов вследствие увеличения цен на газ и нефть, необходимости накапливания финансовых ресурсов государственными и частными энергетическими компаниями для поддержания энергоагрегатов в рабочем состоянии и строительства новых электростанций. Рост тарифов, в свою очередь, ведет к увеличению себестоимости продукции во всех отраслях экономики, ускоряет инфляционные процессы в обществе, ложится тяжелым бременем на социальную сферу и бюджеты всех уровней, включая домохозяйства.

Многие страны видят решение проблемы сдерживания роста энергетических тарифов в либерализации энергетического рынка за счет формирования конкурентной среды для производителей и потребителей электроэнергии, полагая, что рыночные механизмы, подкрепленные разумными мерами государственного регулирования, будут стимулировать снижение себестоимости ее производства и не позволят крупным производителям необоснованно завышать продажную цену электричества.

Вместе с тем, либерализация электроэнергетического рынка увеличивает риски подрыва финансово-экономической устойчивости электростанций и энергетических компаний как хозяйствующих субъектов, поскольку для них значительно усложняются проблемы производства и сбыта электроэнергии из-за роста неопределенности в оценках спроса и предложения на рынке, поведения конкурентов, платежеспособности потребителей и т.п.

В российской энергетике в условиях рынка риски и неопределенности в наибольшей степени возрастают у ГЭС и гидроэнергетических компаний, производящих наиболее дешевую электроэнергию и, на первый взгляд, имеющих неоспоримые конкурентные преимущества перед электростанциями других типов. Однако гидроэлектростанции вследствие своей высокой маневренности вынуждены терять эти преимущества, выпоняя особые функции по обеспечению надежности всей энергетической системы страны и

ее региональных подсистем и уступая право ТЭС и АЭС поставлять электроэнергию в рамках базовой части нагрузки. Кроме того, объем выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях существенно зависит от погодных условий и существующих ограничений на использование водных ресурсов. Добавим к этому, что преимущества низких тарифов для ГЭС теряются в связи с необходимостью накапливания финансовых ресурсов для реализации высокозатратных и продожительных по срокам инвестиционных проектов по строительству новых и значительных расходов на техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций.

Зависимость прибыли и устойчивости гидроэнергетических компаний от режимов потребления электроэнергии, погодных и рыночных условий ее производства и реализации, имеющих случайный характер, а также от структуры энергосистемы и ряда других факторов предъявляет повышенные требования к обоснованности как режимов их работы, так и стратегий развития гидроэнергетики страны в целом.

Важным направлением решения этих проблем является разработка методологических подходов, моделей и методов решения задач планирования режимов работы гидроэнергетических объектов и компаний, позволяющих повысить их финансовую устойчивость при наличии рисков, вызванных неопределенностью параметров формирующегося в России рынка электроэнергии, погодных, законодательных, налоговых и других условий. Необходимость таких разработок и предопределяет актуальность темы диссертационного исследования.

Степень разработанности проблемы. Различные проблемы функционирования развития гидроэнергетики рассматривались в многочисленных работах как специалистов б.СССР и современной России, так и зарубежных ученых.

В советский период основное внимание уделялось разработке стратегий развития отрасли, соответствующих складывающимся экономическим условиям в стране и потребностям в электроэнергии, и обоснованию соответствующих инвестиционных проектов по строительству ГЭС. В разные периоды были обоснованы и последовательно реализованы три взаимообусловленные стратегии развития гидроэнергетики (1926-1941 гг. Ч план ГОЭРО,

1945-1965 гг. - каскадная стратегия строительства крупных ГЭС при отсутствии в тот период достаточных запасов нефти газа; 1965-1990 гг. - строительство каскадов ГЭС для энергообеспечения территорий активного экономического освоения (в основном в Сибири и на Дальнем Востоке)). Эти разработки были освещены в трудах Бахметьева Б.А., Болотова В.В., Васильева Ю.С., Веденеева Б.Е., Графтио Г.О., Губина Ф.Ф., Кржижановского Г.М., Морозова A.A., Непорожнего П.С., Образцова В.И., Щавелева Д.С. и других специалистов.

Вопросы разработки стратегий функционирования и развития гидроэнергетики и ее объектов в условиях либерального рынка электроэнергии в рамках различных энергосистем с учетом ограничений, определяемых погодными факторами и режимами водопользования, рассматривались в работах М.М. Абегова, Баринова В.А., Вокова Э.П., Григорьева Л.М., Кархова А.Н., Кожевникова H.H., Осики Л., Санеева Ю.Г., Тукенова A.A., Тибаевой H.H., Уринсона Я.М., Чмерева Т., Цветкова Е.В., Юсупова И.Х. Уинвинга Д., Eriksen Р.В., Gjelsvik A., Haugstad A., Mo В., Ravn H.F., Rotting Т.А., Roynsta-rand J., Skugge G., Stage S., Wangenstern I.

Вопросам оценки и управлению различными рисками на промышленных предприятиях, в общем, и на объектах гидроэнергетики, в частности, (финансовыми, экологическими, техногенными и т.п.) посвящены работы Бадина К.В., Белиндира E.H., Бланка И.А., Векслера А.Б. Воронцовского A.B., Воробьева С.Н., Дуброва A.M., Ивашинцова Д.А., Измакова В.И., Клейнера Г.Б., Лагоши Б.А., Лобанова А., Меликяна О., Смирновой Е., Сте-фанишина Д.В., Тамбовцева В.А., Тепмана А., Финогенова О.И., Харченко С.Г., Чепурных Н.В., Черновой Г.В., Шульмана С.Б., Эдельмана В., Alexander С., Bell G., Bowles D.S., Biederman R., Fell R., Franko A.B., Hartford D., Jorion P., Kreuzer H., Kumamoto H., Linsmeier T.J., Medeiros C.H., Rettemeier K., Sandilands N.M., Vick S.G., Watson D.J. и многих других авторов.

Проблемы инвестиционного проектирования освещались в работах Абрамова С.И., Александрова С.Н., Аньшина В.М., Васильева И.А., Вахрина П., Виленского П.Л., Катасонова В.Ю., Ковалева В.В., Лившица В.Н., Мазура И.И., Маленкова Ю.А., Морозова Д.С., Смоляка С.А., Шарпа У., Александера Г., Бейли Дж.

Вопросы повышения финансово-экономической устойчивости хозяйствующих субъектов в условиях рынка и устойчивости социально-экономических систем, в целом, рассматривались в работах Бобылева С.Н., Борисова В.Н., Глоцовского Н.Ф., Гусева A.A., Клейнера Г.Б., Романовой Н.И., Тамбовцева В.Л., Федотовой М.Н., Freeman A.M. и других авторов.

Проблемы разработки методов принятия решений и моделирования работы гидроэлектростанций рассматривались в работах Караулова И., Маркова Е., Шапкина A.C., Botnen O.J., Browhing R.L., Bruno N., Johanneson A., Haims Y.Y., Killingtveit A., Mo В., Reitan R., Wismer D.A. и некоторых других специалистов.

Вместе с тем, несмотря на наличие значительного количества работ, посвященных решению вопросов функционирования и развития объектов гидроэнергетики, многие проблемы разработки методов поддержки и принятия решений в сфере планирования производства и сбыта электроэнергии, управления рисками в условиях рынка остаются нерешенными или требуют совершенствования теоретических подходов и методов их решения в связи с изменением постановок соответствующих задач из-за меняющихся условий работы ГЭС. В частности, нерешенными остаются вопросы оценки потребностей в электроэнергии, производимой ГЭС при неравномерности графика нагрузки в рамках энергетических систем с различной структурой, вопросы разработки методов оценки и управления рисками в условиях роста их числа и уровней, усложнения взаимосвязей между ними, вопросы разработки моделей оптимизации режимов работы ГЭС, повышающих финансово-экономическую устойчивость гидроэнергетических компаний как хозяйствующих субъектов при неопределенности условий их деятельности, методов оптимизации их рыночных стратегий с учетом ограничений, характерных для рынка электроэнергии РФ, и целый ряд других. Нерешенность этих проблем и предопределила выбор цели и задач диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования. Целью исследования является разработка теоретико-методологических подходов, моделей и методов оптимизации режимов производства и реализации электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, обеспечивающих повышение их финансово-экономической ус-

тойчивости при рисках и ограничениях, определяемых рыночными, социально-экономическими и природно-экологическими условиями их деятельности.

Для достижения этой цели в работе были сформулированы и решены следующие задачи.

1. Обоснована значимость и оценена роль гидроэнергетики в системе энергообеспечения страны на перспективу до 2020 г. с учетом предполагаемых темпов роста экономики, электроэнергетических тарифов и цен на энергоносители, технологического состояния отрасли, условий формирующегося в РФ рынка электроэнергии и ряда других факторов.

2. Оценен потенциал гидроэнергетики в РФ, выявлены проблемы, затрудняющие его реализацию, разработаны и систематизированы предложения по их решению.

3. Разработано теоретическое обоснование возможных стратегий обеспечения финансово-экономической устойчивости объектов гидроэнергетики, оценена и проанализирована их значимость и эффективность. Преложен показатель, определяющий уровень финансово-экономической устойчивости гидроэнергетической компании.

4. Классифицированы риски гидроэнергетических компаний и с использованием эмпирических данных оценены уровни некоторых из них, определены взаимосвязи между рисками и сгруппированы стратегии управления ими.

5. Предложен теоретический подход к оптимизации стратегий управления рисками гидроэнергетических компаний, базирующийся на минимизации издержек управления, и обоснована концепция управления регулятор-ными рисками водопользования на основе оценки и сопоставления цены воды в разных отраслях.

6. Систематизированы методы оценки различных рисков гидроэнергетики, разработана модель оценки операционного риска с учетом человеческого фактора.

7. Разработаны процедура отбора и ранжирования наиболее значимых для гидроэнергетической компании рисков и методы формирования и оценки вектора (портфеля) взаимосвязанных рисков.

8. Разработаны принципы и подходы к оптимизации управления гидроэнергетическими компаниями в условиях риска с использованием скалярных и векторных критериев. Доказана их обоснованность на примере решения двухкритериальной задачи управления рисками недопроизводства электроэнергии и прорыва дамбы.

9. Разработан метод стресс-тестирования для повышения качества управления гидроэнергетической компанией, функционирующей в рамках многофункциональной энергетической системы в условиях оптового рынка электроэнергии, который базируется на процедурах деловых игр и имитационных расчетов. Обоснована эффективность использования этого метода путем его применения для разработки стратегий рыночного поведения объектов реальной энергетической системы.

10.Разработана структура моделей управления производством электроэнергии в энергетической системе, включающей в себя гидроэнергетические объекты, в догосрочной, среднесрочной и краткосрочной перспективе с учетом особенностей формирования производственных и рисковых издержек на электростанциях различных типов. Для решения задач управления обосновано применение и сформированы модели стохастического динамического программирования.

11 .Сформулированы постановки задач управления водными ресурсами при производстве электроэнергии на отдельных ГЭС и их каскадах для разных режимов водопользования. Разработаны системы моделей оптимизации производства электроэнергии в гидроэнергетических системах, различающихся по структуре и режимам водообеспечения, с учетом рыночных ограничений.

12.Разработаны варианты моделей оптимизации функций предложения электроэнергии гидроэнергетическими компаниями на сформированном в РФ рынке свободной ее продажи на сутки вперед (PCB), позволяющих максимизировать прибыль в условиях ценовых и объемных рисков.

Объектом исследования являются гидроэнергетические компании, производящие и реализующие электроэнергию на формирующемся рынке электроэнергии РФ.

Предмет исследования - модели и методы управления производством и сбытом электроэнергии в гидроэнергетических компаниях в условиях рисков, обусловленных макроэкономическими, рыночными, природными и другими факторами, методы оценки и управления этими рисками.

Теоретико-методологическую основу исследования составили труды отечественных и зарубежных специалистов по проблемам рыночной экономики, управления энергетической отраслью в целом и энергетическими компаниями в условиях рынка, инвестиционного проектирования, устойчивости промышленных предприятий, управления рисками, экономико-математического моделирования.

В работе использовались методы системного анализа, сопоставительного экономического анализа, типа затраты-выгоды, затраты-риски, теории вероятностей и математической статистики, теории надежности, риск-анализа, линейной и нелинейной, динамической, скалярной и многокритериальной оптимизации, эконометрики, имитационного моделирования, сбора и обработки экспертной информации.

Информационную базу исследования составили данные Госкомстата, Минэкономразвития и торговли, Министерства промышленности и энергетики, РАО ЮС России, российских и зарубежных энергетических компаний, исследовательских центров, данные Интернет-сети, и результаты экспертных обследований.

Научная новизна исследования. В диссертации осуществлено решение крупной научной проблемы разработки методологических подходов, модельного аппарата и методов принятия решений по управлению производством и сбытом электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, способствующих повышению их финансово-экономическую устойчивости как хозяйствующих субъектов в условиях формирующегося в РФ рынка электроэнергии и характерного для их деятельности комплекса разноплановых рисков.

Наиболее значимые научные результаты, полученные лично соискателем и выносимые на защиту, состоят в следующем.

1. Выявлены и обоснованы подходы к обеспечению конкурентоспособности гидроэнергетических компаний в рамках энергетического комплекса страны в условиях либерализации рынка электроэнергии, необходимости

частичного ухода ГЭС из базовой нагрузки и выпонения ими функций по повышению надежности энергетических систем разного уровня, связанные с формированием в структуре рынка электроэнергии сектора допонительных системных услуг, оказываемых гидроэлектростанциями, сокращением прямого и усилением косвенного влияния государства в сфере энергетики и рыночных отношений с целью компенсации возможных провалов рынка и повышения инвестиционной привлекательности объектов отрасли для частного капитала.

2. Оценен потенциал гидроэнергетики РФ, выявлены проблемы его более поного и эффективного освоения, обусловленные неравномерностью расположения гидроресурсов относительно территориальных потребностей в электроэнергии, отсутствием запасов мощностей и низкой надежностью оборудования действующих ГЭС, вследствие его материального и физического старения. Для решения этих проблем предложено развивать малую энергетику (в Европейской части РФ), расширить использование имеющихся в стране гидротехгшческих сооружений, провести укрупнение структур некоторых компаний, создать условия для привлечения частного капитала в отрасль на основе формирования новых механизмов государственно-частного инвестиционного партнерства и законодательно-правовой поддержки такого сотрудничества.

3. Разработан теоретический подход и показатель для оценки финансово-экономической устойчивости предприятия, в основе которого лежит сопоставление его доходов и связанных с его получением издержек. Классифицированы и оценены по значимости стратегии повышения финансово-экономической устойчивости гидроэнергетических компаний, направленные на увеличение дохода от реализации электроэнергии и системных услуг на рынке, снижение издержек производства и управления на основе реорганизации внутренней структуры компании, рационализации финансовых потоков, издержек управления рисками. Теоретически обосновано и эмпирически подтверждено, что наиболее приоритетными и эффективными направлениями в повышении финансовой устойчивости гидроэнергетических компаний в условиях рынка являются увеличение доходов от реализации продукции и снижение издержек управления рисками.

4. Классифицированы риски гидроэнергетических компаний, обусловленные неопределенностью природных условий производства электроэнергии, правовых и регуляторных нормативов деятельности, макроэкономической и социальной ситуации в стране и ее регионах, параметров рынков и ряда других. С использованием эмпирических данных оценены уровни отдельных рисков для РАО ЕЭС России и некоторых гидроэнергетических компаний.

5. Предложен методологический подход к оптимизации управления рисками гидроэнергетических компаний, базирующийся на минимизации рисковых издержек, оценке и сопоставлении рискоснижающих затрат и остаточного после их осуществления уровня рисков. Для снижения уровня регуляторных рисков водопользования предложено при формировании нормативов использования водных ресурсов базироваться на показателе цен лединиц воды (1 см площади водохранилища, 1 м3), характеризующих стоимость товаров, благ, услуг, получаемых в различных отраслях с учетом характерных для них ограничений. Получены оценки цены 1 см воды для ряда водохранилищ Мурманской энергосистемы.

6. Разработаны предложения по формированию рациональной для современных условий системы риск-менеджмента в гидроэнергетических компаниях, предусматривающие разделение компетенций по сбору, обработке, анализу информации и принятию решений в сфере риск-анализа между ее уровнями правлений.

7. Систематизированы подходы и методы оценки различных рисков гидроэнергетической компании (финансовых, нефинансовых, техногенных, погодных и т.п.), характеризующихся различной степенью неопределенности исходной информации. Разработан метод оценки интервальных показателей рисков при неопределенности высоких степеней. Разработан метод оценки оперативных рисков, обусловленных аварийными событиями, с учетом качества работы персонала, базирующийся на использовании треугольного распределения вероятностей ущерба в рамках лингвистической модели.

8. Разработан подход к оценке портфеля рисков гидроэнергетической компании с учетом их взаимосвязей, использующий процедуру ранжирования уровней и отбора значимых для компании рисков и различные методы

отображения причинно-следственных связей между ними. Предложенный подход позволяет оценить уровни рисков и разделить их на составляющие: чистый риск (обусловленный событиями внутренней для данного риска природы) и прирост риска (обусловленный событиями внешней природы). Реализация такого подхода на практике дает возможность выявить наиболее эффективные направления воздействия на риски и за счет этого снизить издержки управления ими.

9. Систематизированы подходы к оптимизации управления деятельностью предприятия в условиях рисков потерь прибыли с использованием функциональных соотношений между величиной рискоснижающих затрат и уровнем остаточных рисков для разных стратегий управления ими (резервирования, страхования, снижения и т.п.). Предложены постановки задач оптимизации управления, различающиеся содержанием критериев (на максимум дохода, минимум риска, скалярные и векторные формы критериев) и ограничений. Поставлена и решена в аналитическом виде двухкритериальная задача оптимизации управления запасами воды ГЭС в условиях рисков прорыва дамбы и потерь прибыли из-за недовыработки энергии.

10. Разработан метод стресс-тестирования для формирования навыков рационального управления объектами энергетической системы в условиях рисков, который реализован в рамках региональной энергосистемы в форме деловой игры. Реализация метода позволила сделать вывод, что более рациональными являются агрессивные стратегии энергокомпаний, направленные на увеличение объемов производства и укрепление их рыночных позиций.

11. Разработан подход к оптимизации планирования режимов работы электростанций различных типов, объединенных в рамках единой энергетической системы, в догосрочной и среднесрочной перспективе. Подход базируется на использовании моделей стохастического динамического программирования с критерием на минимум издержек производства. Его реализация позволяет сформировать более точные ограничения для оперативных режимов работы ГЭС по объемам производства электроэнергии и запасам водных ресурсов.

^.Систематизированы проблемы управления водными режимами отдельных ГЭС и их каскадов для разных вариантов систем их режимов произ-

водства электроэнергии в гидроэнергетических компаниях, различающихся по количеству ГЭС и водным взаимосвязям между ними. Для решения каждой из задач разработаны модели оптимизации производства электроэнергии с критериями на минимум холостых водосбросов (минимум издержек), на максимум производства электроэнергии и некоторыми другими, а также -двухкритериальные модели.

13.Разработаны различающиеся по критериям варианты модели оптимизации функции предложения электроэнергии гидрогенерирующей компанией на рынке на сутки вперед (PCB) с учетом реальных условий ее продажи и рисков потерь прибыли из-за непоной поставки и снижения рыночной цены.

Теоретическая значимость исследования состоит в формировании и развитии методологии и методов планирования производства и реализации электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, способствующих повышению эффективности их деятельности при ограничениях и рисках, обусловленных рыночными и погодными факторами, экономической конъюнктурой, техническим состоянием объектов гидроэнергетики и другими аспектами.

Практическая значимость работы состоит в том, что использование полученных в ней результатов на практике позволяет укрепить финансово-экономическую устойчивость гидроэнергетических компаний в условиях рыночных отношений, повысить на основе этого надежность энергосистем различного уровня и энергоснабжение в стране, стабилизировать энергетические тарифы.

Апробация и внедрение результатов работы. Основные результаты и положения диссертации докладывались автором на международных, всероссийских и отраслевых научно-практических конференциях, в том числе на: IV Конференции по вопросам инвестиций и регулирования энергетики, Будапешт, 12 апреля 2005 г; III Ежегодной международной конференции "Производство электроэнергии в России - 2005; Хельсинки, 2 июня 2005 г.; Российско-итальянском семинаре Приватизация и структурные реформы в Российской Федерации, Рим, 23 июня 2006 г.; Заседании партнеров группы по энергетике и природным ресурсам компании Делойт и Туш, Москва, 6 сен-

тября 2005 г.; Международной конференции по торговле и инвестициями лRussia: going global, Лондон 12-13 октября 2005 г.; Семинаре Электроэнергетика России: правовое регулирование реформ и бизнеса, Москва, 8 ноября 2005 г.; 2-й ежегодной конференции Риск-менеджмент в электроэнергетике: новые возможности развития, Москва 1 марта 2006 г.; Всероссийском энергетическом форуме ТЭК России в XXI веке, Москва, 5 апреля 2006 г.; V Международной конференции Современная электроэнергетика 2006 г., С.-Петербург, 11 апреля 2006 г.; 4-й ежегодной международной конференции Электроэнергетика России 2006 г., Рим, 1 июня 2006 г. и ряде других, а также на совещаниях ОАО РАО ЕЭС России, заседаниях кафедры математические методы в экономике РЭА им. Г.В. Плеханова.

Предложенные автором концепция и методы разработки стратегий функционирования и развития гидроэнергетических компаний и гидроэнергетического сектора в целом в условиях формирующегося в РФ рынка электроэнергии были использованы в ОАО РАО ЕЭС России, ОАО Гидро-ОГК, ОАО Вожская ГЭС.

Представленные в диссертации методы оценки и управления рисками гидроэнергетических компаний, модели управления производством и реализацией электроэнергии используются в учебном процессе в С.-Петербургском Государственном политехническом университете.

По теме диссертации опубликовано 50 работ, общим объемом 82,8 п.л. Из них лично автору принадлежат 73,8 п.л.

Структура и содержание работы. Диссертация включает в себя введение, заключение, пять глав, заключение, список литературы и 8 приложений. В основном тексте диссертации содержатся 10 таблиц и 18 рисунков, в приложении - 23 таблицы и 11 рисунков. Список литературы включает 208 наименований, из них Ч 68 на английском языке.

Оглавление работы

Введение

Глава 1. Проблемы развития гидроэнергетики в современных условиях

1.1. Энергетическая система РФ и концепции ее развития

1.2. Потенциал, проблемы и стратегии развития гидроэнергетики в РФ

1.3. Стратегии обеспечения экономической устойчивости объектов гидроэнергетики в рыночных условиях

1.3.1. Теоретическое обоснование стратегий устойчивого развития промышленных предприятий

1.3.2. Стратегии объектов гидроэнергетики, связанные с увеличением дохода от реализации продукции

1.3.3. Стратегии снижения издержек ГЭС

Глава II. Риски гидроэнергетических объектов и стратегии управления ими

2.1. Общая классификация рисков и рискоснижающих стратегий

2.2. Внешние нефинансовые риски гидроэнергетики

2.3. Рыночные риски гидроэнергетических объектов

2.4. Внутренние риски

2.5. Риски инвестиционных проектов

Глава III. Методы оценки рисков гидроэнергетики

3.1. Общий подход к оценке и управлению рисками

3.2. Методы оценки нефинансовых рисков

3.3. Методы оценки финансовых рисков

3.4. Методы оценки техногенных рисков

3.5. Портфельный подход к оценке рисков гидроэнергетического объекта Глава IV. Методы управления производством электроэнергии в гидроэнергетических компаниях

4.1. Принципы и подходы к оптимизации управления гидроэнергетическими объектами с учетом риска

4.2. Стресс-тестирование как метод управления в условиях риска

4.3. Системы моделей управления производством электроэнергии

в энергетических системах, включающих гидроэнергетические объекты Глава V. Модели оптимизации режимов работы ГЭС и ценовых заявок на энергетическом рынке

5.1. Проблемы управления водными ресурсами

5.2. Модели оптимизации режимов работы каскадов ГЭС

5.3. Модели оптимизации функций предложения электроэнергии ГЭС на PCB

5.4. Модели равновесного ценообразования на балансирующем рынке электроэнергии

Заключение Литература

Приложение 1. Показатели концентрации рынков электроэнергии РФ Приложение 2. Этапы развития сектора гидрогенерации РФ до 2020 г. (концепция РАО ЮС России)

Приложение 3. Примеры цены 1 см воды уровней водохранилищ Приложение 4. Примеры оценки нефинансовых рисков РАО ЕЭС России Приложение 5. Модели с меняющейся волатильностью

Приложение 6. Непараметрические методы оценки VaR для актива и портфелей активов

Приложение 7. Методы оценки риска аварий на гидротехнических сооружениях

Приложение 8. Стресс-тестирование как метод управления электроэнергетическими компаниями.

Содержание работы

В работе отмечено, что при существующих в последние годы в стране темпах роста производства и спроса на электроэнергию в ближайшие 10 лет неудовлетворенные ежегодные потребности промышленности в электроэнергии могут составить величину порядка 50 мрд.кВтч, что вызовет недопроизводство около 5% ВВП в год. В то же время для планируемого утроения ВВП к 2020 г. по сравнению с 2000 г. производство электроэнергии в стране дожно возрасти на 60% при снижении энергоемкости ВВП на 50-60%.

Достижение этих рубежей возможно лишь при решении ряда системных проблем развития энергетики. К наиболее значимым среди них следует отнести формирование экономически эффективной структуры отрасли, усиление инвестиционной привлекательности ее объектов, повышение их технологической эффективности и экономической устойчивости, как хозяйствующих субъектов, на основе рационализации управления энергетикой на государственном, отраслевом уровнях и в отдельных компаниях, в том числе и в сфере ценовой политики.

. Целью ценовой политики в области энергетики дожен стать разрыв порочного для экономики страны круга, заключающегося в том, что низкие тарифы на электроэнергию являются тормозом на пути эффективного развития отрасли и реализации стратегии энергосбережения из-за ее экономической нецелесообразности для хозяйствующих субъектов, а их необоснованное завышение будет негативно сказываться на темпах экономического роста в стране, вызывая рост производственных издержек, увеличение бытовых расходов населения. В работе, в частности, показано, что искусственное сдерживание тарифов на электроэнергию в б.СССР и в первое десятилетие существования России, как самостоятельного государства, явилось одной из основных причин низкой рентабельности, инвестиционной привлекательности энергетики, обусловивших ускоренное моральное и физическое старение активных фондов (их износ составляет свыше 65%, а обновление с 2001 г. -только 2,4%), незавершенное строительство ряда крупных электростанций, низкие темпы ввода линий электропередач и, как следствие этого, частичный разрыв взаимосвязей между территориальными энергосистемами Европей-

ской части России, Сибири и Дальнего Востока, рост неудовлетворенного спроса на электроэнергию и ряд других негативных следствий.

Рационализация тарифной политики связывается с либерализацией рынка электроэнергии в стране на основе формирования в его структуре конкурентных секторов. В целом, предполагается, что в относительно законченном варианте этот рынок будет состоять из 3-х секторов (начиная с 2006 г.):

- регулируемых дого- и среднесрочных двухсторонних финансовых договоров (РДД) на условиях лtake or pay (95% - в первый год и ежегодное снижение доли этого сектора в дальнейшем);

- либерализированного (конкурентного) рынка на сутки вперед (PCB), где происходит торговля отклонениями от указанных выше договорных объемов, что позволяет самостоятельно планировать загрузку мощностей;

- балансирующего (конкурентного) рынка (БР), где продаются (покупаются) отклонения фактических объемов электроэнергии (мощности) от плановых объемов, проданных (купленных) по двухсторонним договорам и на PCB. В 2007 г. предполагается запустить конкурентные рынки мощности и системных услуг.

Кроме того, в перспективе предполагается ввести рынок производных, на котором реализуются финансовые контракты, и ожидается либерализация экспорта-импорта электроэнергии.

Предполагается, что увеличение в перспективе доли конкурентных рынков позволит более эффективно использовать рыночные механизмы для формирования равновесных цен на электроэнергию.

Основной чертой предполагаемых изменений в структуре ТЭК к 2020 г. является некоторое снижение доли теплового сектора Ч примерно с 68% в 2000 г. до 60% в 2020 г. (при повышении удельного веса угольных ТЭС за счет соответствующего снижения доли газовых) и увеличение доли атомного сектора (примерно с 16% до 24%) за этот же период. Доля гидроэнергетики предполагается постоянной (примерно 15%). Эти изменения объясняются: а) относительно низкими расходами и продожительностью периода строительства ТЭС, а также ожидаемым ростом цен на газ при их стабилизации на угольное топливо (угольные ТЭС становятся более рентабельными, чем газо-

вые, при соотношении цен на газ и уголь 1,7 : 1); б) топливной эффективностью атомной энергетики (АЭС потребляют лишь около 3% общего объема топлива при доле производства электроэнергии в 16% и установленной мощности Ч 3%).

В наиболее противоречивом положении в рыночных условиях оказывается гидроэнергетика. С одной стороны, ее объекты имеют неоспоримые конкурентные преимущества перед другими секторами отрасли из-за относительно дешевой электроэнергии. С другой стороны, - длительные сроки и значительные инвестиционные затраты на строительство новых ГЭС являются препятствием на пути быстрого развития этого сектора даже при наличии значительного гидропотенциала в стране (его освоенность составляет лишь около 20%). Однако следует принять во внимание неравномерность его территориального размещения. Строительство крупных ГЭС возможно лишь в Сибири и на Дальнем Востоке, где и в настоящее время имеет место проблема запертых мощностей из-за недостаточного высокого уровня экономического развития этих регионов, а также неразвитости магистральных сетей. Вследствие этого до 2020 г. более целесообразным является строительство малых гидроэлектростанций и ГАЭС в Европейской части России и завершение начатого в 70-90-е годы строительства крупных ГЭС (Богучанская и Бурейская и другие Ч в Сибири и на Дальнем Востоке; Аушигерская, Ирганайская и другие - на Кавказе).

Намечаемая структурная реорганизация энергетического комплекса в период до 2020 г. на наш взгляд, дожна рассматриваться как первый этап в решении проблем энергообеспечения страны и накопления собственных инвестиционных ресурсов в атомном и гидро- секторах энергетики для ускорения темпов их развития в будущем за счет очевидных тарифных преимуществ их объектов по сравнению с тепловыми станциями. В частности, при ожидаемом уровне оптовых цен за 1 кВт.ч электроэнергии к 2020 г. в 4,2-4,5 цента, этот показатель на ГЭС и АЭС составит 2,5-2,6 цента.

В работе отмечено, что предполагаемые изменения в структуре и условиях развития энергетики требуют формирования адекватного им механизма государственного управления отраслью. По мере формирования рыночных отношений в электроэнергетике государство дожно постепенно сокращать свое прямое участие в управлении отраслью, усиливая косвенное.

В частности предполагается, что в переходный период цены будут устанавливаться методом предельного регулирования их уровня и стабилизироваться мерами рационального налогообложения. Государство будет постепенно сокращать прямое бюджетное финансирование отрасли, сохраняя его в проектах стратегического значения или высокой социальной значимости в атомной и, частично, в гидроэнергетике (на крупных ГЭС). Среди мер косвенного государственного управления отмечены регулирование инфляции, предоставление налоговых и таможенных льгот инвесторам, усиление контроля за эффективной разработкой месторождений топливного сырья, согласованностью реформы ЖКХ, межбюджетными отношениями, повышение платежеспособности населения, ликвидация практики перекрестного субсидирования, формирование и контроль за энергетическими рынками, расширение масштабов экспорта/импорта электроэнергии и некоторые другие.

В работе подробно рассмотрены проблемы функционирования и развития объектов гидроэнергетики в рыночных условиях, обусловленные: а) необходимостью их ухода из базовой части графика нагрузки в пиковую для обеспечении надежной работы всей энергосистемы страны и ее региональных подсистем за счет своих высоко маневренных генераторов; б) отсутствием отлаженных механизмов оплаты их услуг по обеспечению надежности энергосистем, в) накопленным грузом финансово-технологических проблем. В этом секторе половина основного и оборудования уже выработала 100% своего нормального паркового ресурса. Для ГЭС, сроки эксплуатации которых превысили 40 лет, становится актуальной реновация основных гидротехнических сооружений.

Вместе с тем источники финансов в гидроэнергетике в настоящее время весьма ограничены и они недостаточны даже для обеспечения простого воспроизводства фондов на действующих электростанциях (оно финансируется почти на 100% из их собственных средств, строительство новых ГЭС -за счет централизованных инвестиционных ресурсов РАО ЕЭС России). Бюджетные средства, направляемые в отрасль в последние годы, были также минимальными (менее 10 мн. дол. в год). Все это, при увеличении с перво-

го января 2002 года ставок водного налога сделало гидрогенерацию фактически низкорентабельным видом бизнеса.

Генерация электроэнергии на ГЭС, в отличие от электростанций других типов, еще зависит и от погодных условий. В засушливые годы из-за недостатка воды в водохранилищах объемы производства электроэнергии резко снижаются. В целом по стране годовые колебания выработки электроэнергии из-за погодного фактора в гидроэнергетическом секторе составляют до 20 мрд. кВт.ч (свыше 12% ее среднего объема).

Для повышения инвестиционной привлекательности гидроэнергетики при сохранении контрольной доли государства в капитале компании этого сектора, на наш взгляд, следует обратить внимание на формирование допонительных механизмов государственно-частного инвестиционного партнерства, к числу которых могут относиться схемы догосрочной аренды, концессии и иные формы передачи имущества ГЭС в управление частным инвесторам, а также совершенствование системы правового регулирования водопользования и собственности в гидроэнергетике, способствующих снижению рисков потерь их капитала и прибыли частными инвесторами.

В работе отмечено, что в настоящее время правовое регулирование деятельности ГЭС в России не привязано к какой-либо системной модели и связано, в основном, с ограничительными изъятиями, обусловленными соображениями безопасности, экологии и колективного водопользования, которые сформулированы в рамках разных отраслей права. В результате ограничительные нормы носят разрозненный характер, система пономочий надзорных органов слабо регламентирована и запутана, налоговые нормативы часто имеют интервальный характер и допускают произвол в их использовании.

Для преодоления этих недостатков в работе обоснованы ряд предложений, предусматривающих, в частности:

- привязать изменения ставок водного налога к изменениям регулируемых тарифов на электроэнергию;

- установить правила и ограничения на водопользование с учетом цены лединицы воды, определяемой по значениям дохода, получаемого от ее использования в различных секторах экономики с учетом ограничений на ее

предельные запасы. В работе приведены примеры расчета лэнергетической цены воды (1 м3, 1 см площади водохранилища) для ряда водных бассейнов России, используемых при производстве электроэнергии;

- сформулировать законодательные разграничения прав собственности на плотины и гидротехнические сооружения и финансовую ответственность в сфере их эксплуатации, модернизации и реконструкции, более четко определить принципы страхования, установления и выплаты страховых сумм, определить четкий круг пономочий надзорных органов в области безопасности гидротехнических сооружений и внести ряд других изменений в существующую систему нормативно-правового обеспечения водопользования в РФ.

Важным направлением повышения эффективности гидроэнергетического сектора является рационализация его структуры на основе укрупнения гидроэнергетических компаний. Целесообразность таких преобразований обусловливается необходимостью:

а) концентрации финансовых, материальных и трудовых ресурсов (в том числе и научных) на приоритетных направлениях гидроэнергетики;

б) повышения уровня защищенности государственных и корпоративных интересов и активов в гидроэнергетике;

в) снижения издержек производства и реализации электроэнергии на основе использования единых стандартов деятельности;

г) повышения эффективности регулирования частоты тока и мощности в энергосистеме и надежности функционирования ГЭС в паводковые периоды за счет формирования единой информационной системы согласованного управления режимами работы ГЭС;

д) усиления инвестиционной привлекательности объектов гидроэнергетики, облегчения условий инвестирования и т.п.

В работе рассмотрены экономические и рыночные последствия создания в РФ единой ГидроОГК, объединяющей 49 ГЭС и ГАЭС с количеством сотрудников около 3700 человек и установленной мощностью 22,6 ГВт (около 14% в общей установленной мощности и около 11% от общей выработки электроэнергии в ЕЭС России). Показано, что создание данной компании практически не влияет на показатели рыночной концентрации и ее монопо-

лии, поскольку ее генераторы расположены в различных зонах рынка, и при их объединении доли компании в какой-либо из его зон не увеличиваются. Этот вывод подкреплен оценками концентрации на товарных рынках, полученными с использованием модифицированного (динамического) варианта критерия Херфиндаля-Хиршмана (НЩ).

В работе обосновано, что потенциал развития гидроэнергетики в условиях рынка может быть поностью раскрыт лишь на основе повышения финансово-экономической устойчивости ее объектов, понимаемой как запас финансовой прочности, обеспечивающей возможность их стабильного функционирования и развития даже при неблагоприятных воздействиях факторов внешней и внутренней природы. Автором рассмотрены различные подходы к оценке запаса прочности промышленного предприятия с использованием показателей критического объема продаж (точки безубыточности), показателя рентабельности, критического уровня цены и т.п. При этом отмечено, что для оценки уровня устойчивости необходимо обеспечить корректное сопоставление результатов предпринимательской деятельности и связанных с ней издержек в определенном ее периоде. Для этих целей автором предложено следующее неравенство:

IX-ИП,-ИО,(ХД)-ИР;, -ИУр|-ИРАЗ(1)\> ПР (1) где А, - уровень налогообложения налога в году V, Хц - объем производства продукции ] -го вида в периоде /; С}, - рыночная цена единицы продукции j -го вида в период ИП, - постоянные издержки производства продукции] -го вида в период Г, не зависящие от его объема; ИО,(Х- плановые издержки реализации продукции ] -го вида в период < , зависящие от объема Х}!\ ИУ- плановые издержки управления предприятием в году г , связанные с выпуском у-й продукции; ИР/: - рисковые издержки предприятия при производстве и реализации ] -го вида продукции в * Ч периоде, риски реализации его инвестиционных проектов и т.п.; ИРА3(0 - плановые издержки, связанные с реализацией стратегий развития предприятия, т.е. вложения в инвестиции и инновации, в году V, ПР - необходимый запас прочности предприятия.

В целом, левая часть неравенства (1) в фигурных скобках характеризует оставшуюся у предприятия прибыль за период Г, а выражение в квадрат-

ных скобках - доход. Неравенство (1) позволяет сформировать комплекс возможных стратегий развития предприятия в меняющейся рыночной среде, реализация которых повышает его экономическую устойчивость. Эти стратегии имеют своей целью максимизацию левой части функционала (1), которая в общем случае может быть достигнута путем:

- увеличения дохода от реализации продукции за счет роста объемов производства и услуг на рынке (при условии наличия соответствующего спроса и благоприятной ценовой конъюнктуры);

- снижения издержек предприятия, включая производственные, управленческие, рыночного обращения, трансакционные и рисковые.

Кроме того, на наш взгляд, в рыночных условиях устойчивость обеспечивается не только за счет максимизации прибыли, но и путем стабилизации всего комплекса отношений, складывающихся как внутри, так и вне предприятия. Нарушение этих отношений может вызвать потерю стабильности процессов производства и реализации продукции, что приведет и к необратимым экономическим потерям в виде недополученного дохода и прибыли. Ярким примером обеспечения стабильности является деятельность ГЭС по обеспечению надежной работы энергетической системы, покрытию пиковой нагрузки, поддержанию частоты и выпонению других видов общесистемных услуг, часто в ущерб доходности.

В работе получены оценки эффективности рассматриваемых стратегий для гидроэнергетических компаний и проведен их сопоставительный анализ. Отмечено, что увеличение объемов продаж электроэнергии при ожидаемой до 2020 г. динамике тарифов на нее, хотя и выглядит достаточно привлекательной, но только при выпонении ряда условий. К ним, в первую очередь, относятся:

- расширение экспортно-импортных операций, допонительный доход от которых до 2020 г. только для единой ГидроОПС оценивается специалистами в $ 370 мн. при расширении их объема до 20 мрд. кВт.ч1;

- повышение эффективности деятельности на либерализуемом рынке электроэнергии РФ на основе повышения качества планирования режимов

' Автор весьма сдержанно относится к оценкам потенциала экспорта в Китай до 60 мрд. кВт.ч.

производства электроэнергии путем оптимизации использования стоков и загрузки генераторов с учетом особенностей графика нагрузки и ценовых заявок в рамках устанавливаемых для них коридоров. Годовой доход при решении этой проблемы только для единой ГидроОГК может составить $ 100 мн.

По мнению автора, самостоятельным источником доходов ГЭС в рамках поноценной системы коммерческой диспетчеризации производства электроэнергии дожна стать оплата оказываемых ими системных услуг, на которое будет иметь место фактическая монополия ГЭС. Кроме того, в составе выручки ГЭС может иметь место ценовая рента, появление которой связывается с возможностью перераспределения суточной выработки по часовым зонам графика нагрузки (накопление воды в часы низкого спроса и генерация в часы высокого) и поной амортизацией листорических капитальных затрат, уже произошедшей на большинстве ГЭС. Появление этих допонительных доходов гидроэнергетических компаний будет способствовать уравниванию рыночных позиций всех секторов энергетической отрасли.

По оценкам специалистов оплата системных услуг позволит только ГидроОГК увеличить свой годовой доход на 8 мн. $.

Особым источником дохода ГЭС может стать их участие в деятельности промышленных предприятий энергоемких отраслей и, в частности, алюминиевой промышленности на особых условиях (субсидии (простые), в виде получения части прибыли от реализации метала на рынке, беспроцентного кредита, налоговых льгот и других вариантов субсидий), в обмен на поставки электроэнергии по ценам ниже рыночных, обеспечивающим этим предприятиям получение устойчивой прибыли на рынке и поддержание конкурентоспособности.

При рассмотрении состава издержек гидроэнергетических компаний (производственных, сбытовых и трансакционных, управленческих и организационных, учетно-финансовых, рисковых) в работе отмечено, что для большинства из них потенциал снижения не является значительным. В частности, при высокой стоимости внеоборотных средств в гидроэнергетике свыше 90% (средняя по отрасли величина - около 80%) и повышенной доле в них пас-

сивных фондов (80%, 20% - активные; на АЭС это соотношение составляет 40 и 60%, на ТЭС Ч 60 и 40%) снижение постоянных производственных издержек возможно лишь путем увеличения объемов производства электроэнергии на основе эффекта масштаба. При ограничениях на объемы производства на ГЭС эта стратегия практически неэффективна.

Проблематичным в сложившихся условиях представляется автору и возможность снижения переменных издержек, связанных с ремонтом оборудования. Из-за изношенности оборудования уже в настоящее время на некоторых ГЭС доля затрат на его ремонтное обслуживание в себестоимости составляет 25-40%. Увеличение его простоев значительно уменьшает возможности роста производства электроэнергии из-за недоиспользования установленной на ГЭС мощности. В этих условиях увеличение дохода и прибыли ГЭС может быть достигнут за счет инвестирования средств в замену и модернизацию активной части фондов.

Снижение организационных издержек в гидроэнергетике может быть достигнуто на основе выделения структур, оказывающих электроэнергетическим компаниям ремонтно-сервисные услуги, в самостоятельные хозяйствующие субъекты. Такая реструктуризация будет способствовать повышению качества этих услуг и снижению затрат, обусловленных содержанием этих структур в рамках компаний. Практика показывает, что общая величина среднегодового эффекта при реализации этой стратегии по сектору может составить около 2% от общей суммы среднегодовых затрат на производство и реализацию продукции. В этой связи, стратегия объединения гидрокомпаний представляется более эффективной. При этом значительный эффект, на наш взгляд, может быть получен при ее реализации на основе концепции БВи, путем формирования бизнес-единиц на базе отдельных ГЭС.

В работе также обращено внимание на возможности снижения инвестиционных издержек в гидроэнергетическом секторе на основе совершенствования системы финансового обеспечения инвестиционных проектов, учитывая их масштабы. В частности, инвестиции только в завершение строительства сибирских и дальневосточных ГЭС оцениваются в $ 2 мрд., в модернизацию и замену оборудования, укрепление гидротехнических сооружений на действующих ГЭС - около 100 мрд. рублей. Оптимизация распреде-

ления финансовых ресурсов по их источникам (собственные и заемные), времени и составу выпоняемых работ по проекту с учетом их взаимной увязки позволяет уменьшить размеры выплат по кредитам, снизить риски приостановки и прекращения реализации проекта из-за временной нехватки финансовых ресурсов.

На наш взгляд, особое значение для гидроэнергетики имеют стратегии снижения рисковых издержек. Это обусловлено, во-первых, значительным количеством и уровнями разнородных по составу рисков, сопровождающих деятельность ГЭС, во-вторых, Ч возможностями использования для их нейтрализации оптимальных по эффекту рискоснижающих мероприятий.

Под риском в работе понимается возможность потерь прибыли, дохода, имущества предприятием вследствие проявления неблагоприятных событий различной природы и (или) принятия ошибочных решений из-за неопределенности условий деятельности. Риск определяется как случайная величина, для которой предполагается возможность оценки ее математического ожидания и других параметров и квантилей распределения потерь.

Управление риском связывается с реализацией мер, обеспечивающих выпонение одного или нескольких следствий: снижение вероятности проявления, силы события, повышение уровня защищенности объекта, устранение последствий проявления события и т.п.

В основу экономического обоснования рискоснижающих стратегий положен критерий минимизации совокупных издержек управления, определяемых в виде суммы ожидаемых потерь от проявления неблагоприятных событий и затрат на защитные мероприятия, с учетом отношения к риску менеджмента компании. При этом эффективность мер имеет ожидаемый, а не абсолютный характер.

В работе отмечено, что особенности реализации предложенного подхода зависят от специфики риска и поноты информации о его характеристиках, типа применяемой стратегии по его снижению, ее эффективности. Автором предложена классификация рисков гидроэнергетической компании, разработанная с учетом накопленного в этой сфере опыта с использованием признаков, характеризующих область зарождения риска (см. рис. 1).

Финансовые риски

Нефинансовые риски

Ценовые Валютные Кредитный Риск

риски рынок риск ЛИК8ИД'

рынка ности

Инвестиционные риски Риск акционеров

Единичный риск Внутрифирменный

Внутренние

Страновые Политические Погодные, экологические и Риски террорис-

риски природных катастроф тических актов

Корпоративное Стратегических Персонализ ации Инфрастук- Внутренних

управление решений пономочий турный конфликтов

Общее, налоговое, таможенное, правовое, антимонопольное законодательства

Регулирования правил

водопользования, рынка, норм

безопасности, использования имущества, экологических норм и т.п.

Рис. 1. Структура рисков гидроэнергетической компании

В работе подробно рассмотрены особенности различных рисков, выявлены взаимосвязи между ними и оценены уровни некоторых из них для гидроэнергетики в целом, и отдельных гидротехнических компаний.

Налоговые риски гидроэнергетики, обусловленные неурегулированностью нормативно нормативно-правовой базы в секторе свободной торговли, оценивались величиной в 324 мн. рублей для продавцов электроэнергии (по свободным двухсторонним договорам при цене договора ниже равновесной более, чем на 20%) - 810 мн. руб. и т.д. Риски природных и экологических катастроф, террористических актов на ГЭС зависят от их размера и оцениваются на крупных ГЭС величиной в десятки милиардов рублей.

Риски изменения ставок водного налога для ГЭС Вожско-Камского каскада оценены примерно в 24% снижения их рентабельности.

Объемный риск оценен по колебаниям годовой выработки электроэнергии. Согласно статистике его среднегодовой уровень с 1970 г. на каскаде Вожско-Камских ГЭС составил 5-7 ГВт.ч. и т.п.

В работе отмечено, что существование регуляторных рисков в гидроэнергетике обусловлено несогласованностью законодательно-управленческой деятельности министерств и ведомств РФ в вопросах регулирования рынка, водопользования, тарифной политики, режимов использования ГЭС в энергосистемах (выделено 11 различных ведомств) и влиянием заинтересованных стейкходеров (12 групп стейкходеров). В этой связи автор еще раз обращает внимание на целесообразность использования при согласовании норм водопользования показателя цена воды.

В составе рисков инвестиционного проекта выделены единичный, внутрифирменный риски и рыночные риски акционеров. Отмечено, что ведущее значение имеет именно единичный риск проекта, поскольку любая неудача в ходе его реализации негативно сказывается и на финансовой устойчивости предприятия, и на стоимости портфелей акций его участников.

В качестве основной причины существования единичного риска проектов в гидроэнергетике в работе названа нехватка финансовых ресурсов на каких-либо фазах и стадиях их реализации из-за низких тарифов и недостаточной инвестиционной привлекательности и длительных сроков их окупаемости. В частности, только потребности гидроОГК для финансирования неза-

вершенного строительства ряда крупных ГЭС, реновации, строительства малых ГЭС, ГАЭС, реализации проектов Большой и Малый Китай оцениваются в 2007-2010 гг. величиной в 231,8 мрд.руб. В то же время, по оценкам, собственные инвестиционные средства компании оцениваются в этот период лишь в 107,5 мрд.руб.

В работе рассмотрены специфические для гидроэнергетики модификации типовых стратегий управления рисками - избежания, поглощения, передачи, предотвращения, снижения рисков и т.п. Отмечено, что основным методом регулирования страновых и политических рисков, включая регулятор-ный, для гидроэнергетических компаний является их предотвращение на основе GR-менеджмента (goverment relations) - взаимодействия с органами государственной власти и надзорными структурами с целью формирования благоприятного режима их работы, в том числе на основе лоббирования законов, пиар-компаний и т.п.

Стратегии избежания, направленные на смягчения обстановки (в регионе, компании) путем предоставления населению допонительных услуг, работникам - вариантов трудоустройства, играют основную роль при управлении социальными рисками.

Управляющие мероприятия, направленные на снижение и предотвращение природно-экологических, техногенных рисков, рисков терактов, предполагают совершенствование систем управления водными ресурсами на основе повышения качества прогнозов метеоусловий, повышения надежности оборудования и гидросооружений, оптимизацию режимов их восстановления и контроля за их состоянием, повышения надежности охраны объектов гидроэнергетики, их сотрудников, информации и т.п.

Мероприятия, связанные с повышением качества планирования использования водных ресурсов, выработки электроэнергии, оценок цены на спот-рынке и в регулируемом секторе, составляют также основу стратегии предотвращения и снижения объемных и ценовых рисков ГЭС.

Страхование, как метод передачи рисков, в гидроэнергетике может использоваться при управлении рисками аварий и катастроф (страхование, гражданской ответственности), кредитных рисков, иногда объемных и некоторых других. В гидроэнергетике, наряду с типовыми, могут использоваться

специфические методы для снижения кредитных рисков, к которым относятся: заключение договоров лtake or pay и использования практики частичной предоплаты, безакцептное списание со счетов, залог выручки контрагента и т.п.

Управление внутренними рисками базируется на использовании методов страхования некоторых из них (технические, риски персонала и др.); резервирования расходов (правовые, стратегических решений, инфраструктурный, технический и Др.); совершенствования систем пономочий, мотиваций и стимулов (правовые, риски персонала и др.); методов снижения и предотвращения на основе повышения квалификации специалистов - тренинг, обучение, переподготовка (риски персонала, инфраструктурный и др.).

В качестве специфических методов управления рисками инвестиционных проектов гидроэнергетики в работе выделены рассмотренные выше меры внешнего регулирования, повышающие инвестиционную привлекательность ее объектов, а также меры, способствующие накапливанию гидроэнергетическими компаниями собственных ресурсов (снижение налогооблагаемой базы, обеспечения более свободных режимов работы ГЭС и др.).

В работе обосновано предложение, что в условиях разветвленной структуры рисков гидроэнергетической компании организация управления ими дожна базироваться на разделении компетенций. Функции сбора, обработки и анализа информации по отдельным рискам дожны выпоняться в специализированных подразделениях, а решения по управлению всем портфелем риска Ч приниматься правлением компании.

Значительное внимание в работе уделено подходам к решению проблем количественной оценки рисков и рациональных затрат на управление ими с учетом существования между рисками определенных взаимосвязей.

Для оценки риска (средний риск, квантили, показатели типа VaR и т.п.)могут быть использованы разные подходы и методы, особенности которых зависят от уровня неопределенности, степени поноты, исходной информации (всего 7 степеней неопределенности по классификации К. Борха), источника ее происхождения и количества учитываемых факторов. В зависимости от источника информации методы разделены на три группы (статистические, аналитические и экспертные). Статистические методы обычно

применяются при оценке рисков, характеризующихся достоверной статистикой, как правило, больших выборок (неопределенность 3-4 степени). К таким рискам относятся рыночные (ценовые, валютные, кредитные и т.п.), погодные и некоторые другие. Аналитические методы применяются при оценке рисков, закономерности которых могут рассматриваться как следствие достоверных теорий, при необходимом минимуме информации. Их примером являются риски аварий и поломок оборудования (теория надежности, теория очередей и т.п.), риски прорыва гидросооружений (теория надежности), некоторые виды экологических рисков (потери биоразнообразия) и т.п. (неопределенность 4-5 степени). Экспертные методы обычно используются при оценке рисков, характеризующихся наивысшими степенями неопределенности (5-6) и отсутствием достаточной информации (политические, страновые, некоторые внутренние риски - корпоративного управления и т.п.).

Для некоторых рисков целесообразно использовать комбинированные методы, например, экспертно-аналитические, а также расширить возможности методов сбором допонительной информации о рисках.

В работе предложены несколько подходов к оценке уровня рисков, в зависимости от состава факторов, влияющих на их уровень. Обобщающее выражение для оценки среднего риска в дискретном случае имеет следующий вид:

ХХ^зд.м^/иУЛ.^)^ (2)

где Я - средний риск; Рц (2^, ) - вероятность наступления события 1 силы при принятых против него рискоснижающих затратах г,; />Д(у,,) -вероятность появления ущерба X, при .-м событии силы и затратах по его предотвращению; - вероятность выбора объектом ситуации, характеризующейся возможностью проявления события ] силой Л^.

При оценках ряда рисков некоторые из факторов, учитываемых в выражении (2), могут отсутствовать. В таких случаях оно значительно упрощается. В частности, сила события обычно учитывается при оценке рисков землетрясений, паводков; выбор ситуации Ч при оценках рыночных рисков, некоторых техногенных рисков и т.п.

В работе также предложены методы интервальной оценки рисков. В частности, для статистических методов такой интервал может быть оценен

по правилу 2, 3 и т.д. сигм, с использованием оценки дисперсии риска. При неопределенностях 4 и 5-й степеней, когда могут быть определены характеристики точности оценок вероятностей событий и соответствующих им ущербов, например, в виде дисперсий, ковариаций, дисперсия риска может быть рассчитана на основании следующего выражения:

где сг2(г) - дисперсия случайной величины г (оценок риска, ущерба и вероятности его проявления); Р, и Р> - вероятность г'-го ущерба (случайная оценка и ее математическое ожидание соответственно); X, и X, - г'-й уровень ущерба (оценка и математическое ожидание); соу (2ь X) - ковариация двух случайных величин и 2).

При более высоких степенях неопределенности, когда с приемлемой степенью достоверности можно установить лишь интервалы существования характеристик риска (вероятностей и ущербов), а не параметры их распределений (средние значения и дисперсии), уровень среднего риска также можно представить лишь в виде интервальной величины с использованием правил арифметики нечетких множеств:

где х) и X*, Р' и Р,2 - границы интервала существования ущерба и его вероятности соответственно, обычно определяемые экспертным путем.

В качестве исходной предпосыки о распределении ущерба при высоких уровнях неопределенности в работе предложено использовать так называемые, треугольные распределения, также формируемые на основе экспертных оценок. В этом случае эксперты задают нижнюю границу ущерба Ч л, верхнюю - Ь и наиболее вероятное значение ущерба Ч с, а <с <Ь. Далее выдвигается предположение, что плотность распределения ущерба на интервалах (а, с) и (с, Ь) подчинена линейному закону при условии, что ^р{х)<с = 1) где р(х) Ч плотность распределения ущерба. В этом случае р(х) имеет следующий вид:

2 (х-а) ^ ^ Ч--,aSxic

ОЬ-аХс-а)

2 (Ь-х) _ ...

- ,c<xib (5)

О, хе(а,Ь)

Средний риск для распределения (5) определяется следующим выражением

л.| (6)

а его дисперсия оценивается как

Заметим, что вероятность ущерба Х=с равна 2!{Ь-а).

Треугольные распределения могут быть использованы при оценке многих нефинансовых рисков и, в первую очередь, страновых, политических и социальных, когда ощущается нехватка статистической информации.

В работе рассмотрены особенности методов оценки специфических для гидроэнергетики рисков и предложены усовершенствованные модификации некоторых из них. В частности, для оценки некоторых нефинансовых рисков (политических страновых, операционных) предложен, так называемый, паспорт риска, содержание которого, оцениваемое экспертами, позволяет уточнить основные характеристики риска и его уровни (форма паспорта риска приведен в приложении).

Для оценки финансовых рисков (ценовых) в работе предложено использовать наборы методов эконометрики и имитационного статистического моделирования, включая модели факторной и финансовой эконометрик (с постоянной волатильностью цен, типа ARMA, с меняющейся волатильно-стью - со скачками волатильности, а также модификации ARCH моделей), метод исторического моделирования, Монте-Карло, стресс-тестинг, ковариационный и т.п.

Для обоснования адекватного метода при оценке техногенных рисков, обусловленных авариями, отказами оборудования, прорывами гидросооружений, в работе классифицированы аналитические методы типа деревьев со-

бытий, неисправностей и отказов, теории надежности, теории риска и т.п. Для систем, в которых отказ элемента может произойти по вине человека, для оценки риска предложена модификация, так называемой лингвистической модели, учитывающей качество действий персонала, определяемого согласно выражению (5):

с-а, г

где г Ч уровень подготовки персонала ( = 1, 2, 3, 4), с Ч уровень сложности ситуации; а,- и р, -нижняя и верхняя границы сбоя при /Чм уровне подготовки персонала; т1 - модальное значение сбоя при г-м уровне подготовки персонала; (р,(с) Чмера возможности сбоя в ситуации с при /Чм уровне подготовки персонала.

С учетом выражения (8) вероятность отказа на любом элементе системы может быть оценена как

где РсС - вероятность сбоя; Рит - вероятность отказа элемента.

В работе отмечено, что методы оценки риска прорыва гидротехнических сооружений в настоящее время могут рассматриваться только как допонение к традиционным подходам. В частности, при определении допустимого риска аварии на гидротехническом сооружении может быть использован критерий приемлемости социального риска (10"6 - 10"8 в расчете на одного человека). При увеличении социального риска нормативные вероятности прорыва плотин дожны быть ужесточены. Для оценки социального риска и его приемлемости в работе предложено использовать диаграммы, где Б - вероятность аварии, N - число жертв (ущерб). Различные примеры таких диаграмм приведены в приложении диссертации.

Особое внимание в работе уделено портфельному подходу к оценке рисков гидроэнергетических компаний, в предположении о существовании определенных взаимосвязей между ними. Учет этих взаимосвязей может уменьшить уровень рискоснижающих затрат и, соответственно, совокупных

издержек управления рисками за счет выбора более рациональных направлений воздействия на них.

В работе предложена процедура формирования портфеля рисков в гидроэнергетике на основе их структуризации. Структуризация рисков включает в себя пять основных этапов: иерархию и количественную оценку признаков риска; формирование правил отбора и фильтрацию (отбор) рисков согласно этим правилам; ранжирование отобранных рисков с использованием весовых характеристик их признаков.

Значимость рисков предложено оценивать по следующим признакам (по пяти или десятибальной шкале): по поноте имеющейся информации; по уровню ущербов при событиях умеренной силы и их частоте; по уровню ущербов при экстремальных событиях и их частоте; по степени толерантности к ошибкам (управления, оценки); по потенциалу снижения уровня риска; по степени влияния на другие риски.

Риски фильтруются путем сопоставления значений их признаков с установленными для них порогами.

Отобранные риски далее ранжируются по их значимости на основе рассчитанного для каждого из них обобщенного критерия Ч взвешенной суммы их признаков. При этом веса определяются с использованием специальной процедуры, включающей в себя попарное ранжирование рассматриваемых признаков.

Для формирования портфеля взаимосвязанных рисков в работе предложено использовать диаграммы влияния, ориентированные графы (орграфы), деревья событий, связывающие либо непосредственно уровни рисков, либо инициирующие их события. В первом случае учитываются связи непосредственно между уровнями рисков, что позволяет оценить вектор приростов рисков, инициированных другими рисками, как произведение:

Дй = (10)

а вектор, характеризующий портфель рисков, в виде следующей суммы: 7Г*=Л + ДЯ (11)

где Я - исходный вектор отобранных рисков, Л - матрица взаимосвязей между уровнями рисков; ~Ж* - вектор-портфель рисков.

В работе отмечено, что при реализации такого подхода возникают проблемы сопоставимости различных рисков и оценки коэффициентов матрицы А. Эти проблемы в значительной степени снимаются, если взаимосвязи между рисками учитывать на уровне событий с использованием деревьев событий и орграфов. В частности, для орграфа событий, представленного на рис. 2, конечные вероятности проявления рисковых событий могут быть оценены на основании следующего выражения:

Л=( + й)-?о (12)

где /0 = [Р(1/1),...,/'(4/4)] , РЦЧ) - вероятность проявления чистого события типа], 1=1,2,3,4; Е - единичная матрица; () Ч матрица, имеющая для орграфа

(рис. 3) следующий вид:

["0 О О О

Р(2П) О Р{2/3) Р(2/4)

О ДЗ/2) О О

О О 4/3) О

Г(И у) - условная вероятность события л при условии проявления события у.

Прирост риска, инициируемый событием ] в рамках других рисков, может быть оценен согласно следующей формуле:

Ч =1.р^'Ри(13) где Рк(И/) - условная вероятность события г при условии проявления события распределенная по ущербам Х:1,, к Ч индекс ущерба.

Аналогично, вклад в / -й риск, привнесенный другими рисками, может быть оценен как

Щ =^р^'РиИУХ,к (14)

В работе представлены аналоги выражений (12)-(14) для взаимосвязей между событиями, выраженными для их деревьев, с учетом силы событий, способов ее выражения и т.п.

С учетом полученных результатов в работе предложено сформировать совокупные издержки управления рисками (СИУ) в виде следующей суммы:

СИУ = /?Д,ДД (О + + X + Е (15>

где 2Г, - затраты по снижению вероятностей внутренних событий /-го риска; 2ц - затраты по снижению вероятностей внешних для /-го риска событий; 2,к - затраты по снижению ущерба от событий 1-го риска;

Д,ДД () - уровень г-го риска, оцененный с учетом его взаимосвязей.

Рис. 2. Пример ориентированного графа рисковых событий Выражение (15) позволяет при управлении компаний более обоснованно расставить приоритеты между прибылью, доходами, рисками и издержками с учетом диалектической взаимосвязи между этими характеристиками. Она выражается в том, что стремление к увеличению прибыли в реальных условиях работы компании (рыночных, природных, макроэкономических) сопровождается ростом риска и издержек, что, в свою очередь, ведет к снижению прибыли.

В работе предложено три альтернативных подхода к оптимизации управления деятельностью компании в такой ситуации, различающихся по содержанию критериев и ограничений. Согласно первому подходу распределение ресурсов на реализацию этой деятельности осуществляется на основе критерия, характеризующего стремление к максимизации дохода, определяемого в общем случае выражением:

зями между рисками и затратами по их снижению, результатами деятельности и используемыми ресурсами и т.п.;

где: У, - средства, вкладываемые в ;-е направление деятельности предприятия; Р, - доходность 1-го направления деятельности; для направлений, не

-X г, ) -2У, (я,) -1>. - Е => Щх (16)

приносящих доход Р= -1; Z, - затраты по снижению уровня рисков i-го направления; W, - средства, выделяемые на резервирование рисков; /?, - относительный страховой тариф (на единицу риска); X, - уровень страхуемого ущерба по /-му направлению; д, - вероятность возврата резервных средств; Rлcm - остаточные риски по /-му направлению; RM - начальный уровень /-го риска; / = 1,и - индекс направления деятельности,

В работе приведены примеры взаимосвязей между рисками и рискос-нижающими затратами для различных стратегий управления. В частности, для технических рисков средний уровень остаточного риска (после внедрения рискосодержащих затрат) может быть оценен на основании следующего выражения:

для страхования этот показатель может быть оценен как

= ]*?>(*)& (20)

где х, = Z / р, р - страховой тариф, <р(х) - плотность распределения ущерба страхуемого риска.

Второй подход характеризует стремление к минимизации риска при ограничениях снизу на уровень дохода и соблюдения отмеченных выше ресурсных и функциональных ограничений. Вместе с тем, в работе отмечено, что для практики управления рисками более очевидной является целевая функция, определяемая как сумма издержек управления рисками (затраты + остаточные риски) и формируемая с учетом взаимосвязей между рисками и затратами на их снижение. Ее можно представить в следующем виде:

+ Д2Г, + 2Хл => min (21)

В работе рассмотрены также подходы, базирующиеся на векторной оптимизации, использующие рассмотренные выше критерии, и классифицированы соответствующие им методы определения эффективного решения на основе скаляризации, условной субоптимизации, штрафных функций, равномерной оптимизации. Для илюстрации возможностей этого метода автором поставлена и с использованием метода множителей Лагранжа аналитически решена задача оптимизации управления водными запасами ГЭС с векторным

критерием на минимум рисков прорыва плотины и потерь прибыли. Увеличение запасов воды в верхнем резервуаре ГЭС увеличивает риск прорыва плотины с последствиями в виде потерь материальных ценностей и гибели людей вдоль берегов русла реки, ниже ГЭС, а уменьшение Ч ведет к недовыработке электроэнергии и снижению прибыли компании.

В предположении, что затраты на управление водными ресурсами пропорциональны их накопленному объему 2, риск недопроизводства электро-

энергии обратно пропорционален т.е. К, = Ч, а риск прорыва (перелива)

плотины пропорционален 2", ^ = 2, в работе сформированы частные критерии в виде частных издержек управления первым и вторым рисками (ЧИУР1 и ЧИУР2), где ЧИУР|= = ^ + ЧИУР2=/2(г,2) = 2 + 21, и лагранжиан

системы

= ~ + г + + -а2} (22)

где л, , - множитель Лагранжа, имеющий следующий вид:

0<22, 0<Я,,<оо (23)

На основе выражения (23) для значений 2=0; 0.2; 0,4; ... 2 определены оптимальные по Парето решения рассмотренной задачи.

В работе отмечено, что в сложных энергетических системах, характеризующихся наличием электростанций и потребителей электроэнергии различных типов, нестабильностью их рыночных стратегий, значительными по величине природными и рыночными рисками, постановка и решение задач оптимизации деятельности гидроэнергетических компаний значительно осложняется. В таких условиях при разработке подходов к обеспечению их устойчивого развития более целесообразно вести речь о формировании навыков рационального управления в стрессовых, относительно редких ситуациях, но характеризующихся значительными по силе неблагоприятными событиями. Такие навыки у менеджеров компаний могут быть сформированы в ходе стресс-тестирования - деловой игры со сложными условиями, отражающими возможные кризисные ситуации при производстве и реализации электроэнергии. Автором разработан сценарий и проведен цикл деловых игр в рамках модели энергетической системы, представленной на рис. 3.

В ходе проведенных игр команды менеджеров ее участников придерживались различных стратегий: от консервативных (избегания ряда рисков и страхования значительных объемов потерь) до агрессивных (попытки установления контроля над рынком, контрактации и т. п.). Результаты игр свидетельствуют, что больших успехов добились команды, придерживающиеся агрессивных стратегий (рис. 4).

В диссертации предложены подходы и модели формирования оптимальных и согласованных стратегий производства электроэнергии гидроэнергетическими компаниями в догосрочном (от одного до 3-х-10 лет с шагом от недели до месяца), среднесрочном (до года с шагом день или неделя) и краткосрочном (с шагом 0,5-1 час) периодах с учетом ресурсных ограничений (запасов воды, финансов, оборудования), условий их рыночной деятельности, возможных сценариев развития энергосистем и т.п. При этом в догосрочных моделях многие из переменных рассматриваются как стохастические в связи с неопределенностью условий производства и реализации электроэнергии (погодными и рыночными), а в краткосрочных - детерминированными по причине снижения неопределенности.

В энергосистемах предполагается, что спрос на электроэнергию (экзогенная переменная) в первую очередь будет удовлетворяться за счет загрузки ТЭС, а затем Ч в соответствующем блоке модели определяется рациональный режим ГЭС и их каскадов для удовлетворения непокрытого тепловыми электростанциями спроса. В работе показано, что при таких предположениях обобщенные модели загрузки ТЭС и ГЭС в догосрочной и среднесрочной перспективе могут быть представлены в виде стохастических уравнений динамического программирования, В частности, для ТЭС соответствующая модель выражает функцию ожидаемого роста издержек (ОРИ), которая определяет порядок загрузки электростанций, начиная с наименее затратных, при условии, что они не находятся в аварийном состоянии, а их издержки производства электроэнергии не превосходят дохода от ее продажи:

Е1Сп(Р) =Яп Е1СпЛ (р) +ПД[СД(р) +Е1СД.1 (р-рД(М)], (24)

где Е1СД(Р) - значение функции ОРИ после включения п-ой установки; Е1СД.\(р) Ч значение функции ОРИ после включения и-1-ой установки; Р -энергия; рД(М) - мощность и-ой установки; Сп(р) - переменные издержки ус-

тановок п, если О<Р<Рп(М), равны нулю для всех других Р; </Д - вероятность вынужденного отключения для установки п; ПД= 1- дД.

Рис. 3. Карта игрового поля Индекс развития

Рис. 4. Результат игры. Динамика индекса развития участников игры по тактам

Заметим, что в составе издержек по рассматриваемому набору дожны учитываться и издержки управления рисками.

Для ГЭС соответствующая модель имеет следующий вид:

а,* (X) = м{мт(С, (и,) + а,',, } (25)

где I Ч индекс этапа решения; X, Ч индекс состояний водохранилищ в начале этапа /; Л, Чвектор притоков водохранилищ на этапе V, и, Ч решения на этапе т.е. направляемые в турбины и сбрасываемые в водохранилища объемы воды; С, (V) Ч затраты, связанные с решением ?; М Ч символ математического ожидания; а' Ч ожидаемое значение эксплуатационных издержек от этапа до конца рассматриваемого периода.

В ходе решения задачи (25) учитывается значительный набор ограничений и исходных данных (по мощности, по отказам оборудования, потребностям рынка в электроэнергии и ценам и т.п.), важнейшими из которых для ГЭС являются ограничения водных режимов. При этом в догосрочных и среднесрочных моделях они обычно устанавливаются по многолетним прогнозам стока и погодных условий с учетом возможностей годового и многолетнего регулирования запасов воды в системах водохранилищ, при соблюдении интересов всех водопользователей. Многолетнее регулирование связано, в основном, с увеличением стока маловодных лет. При годичном регулировании обычно стараются увеличить расходы воды зимой, когда потребности в электроэнергии возрастают.

В текущем планировании используется суточное регулирование воды с целью сокращения холостых водосбросов в ночные часы при недостаточной загрузке системы и при переменном водостоке в соответствии с колебаниями нагрузки системы.

В работе рассмотрены различные варианты постановки задач управления гидроэнергетическими системами с разными структурами их объектов и водохранилищ в текущем режиме при заданных (прогнозируемых) объемах выработки электроэнергии с учетом ограничений, определяемых уравнением расхода воды и генерации электроэнергии. Модели построены для идеализированного случая одной ГЭС и реальных систем, состоящих из двух и более

несвязанных ГЭС (не входящих в один каскад), для N ГЭС, часть из которых входит, а другая часть не входит в каскад и т.п. В моделях использовались критерии минимума холостых оборотов, минимума квадрата отклонения уровня водохранилища от его норматива, максимума суммарной выработки электроэнергии, векторные критерии, сформированные на основе перечисленных скалярных. В качестве ограничений задачи использовались выражения, связывающие мощность агрегатов с расходом и напором воды, балансы водных потоков, ограничение по потреблению электроэнергии и запасам воды в водохранилище и т.п. В качестве примера приведем формализованную постановку задачи для М гидроэлектростанций с N ГЭС, не входящими ни в один каскад, и К каскадов ГЭС, каждый из которых образован kj числом ГЭС

}(|]й.л(0)Л->1ШП, (26)

т,0,г.аЛ..а.*.а*..'Ля1.)=(27)

Q,T(0 + Q,.A') + Q,AJt)-Q,ДP(t) -- (28)

W - С ~ w+'-r с - W+fid- с - )+ &HJ*. W' (29>

fv,(0 = ПО, (30)

wM^wt(t)<w^, (31)

т. (32)

Ttt<T2, 1 iiM, l<k <K, 1 ij<,kj, где ff - мощность генерации, Р - потребление электроэнергии >, - расход холостых оборотов, r - расход воды через турбины ГЭС, 0,ДД - допонительный расход воды технологического снабжения ГЭС, Qv - объем притока, Vn - полезный объем водохранилища, Qr,Д - боковой приток между двумя ГЭС и т.п. Выражение (27) - характеризует ограничение по мощности, в зависимости от объема воды, (28) - ограничение по потокам, (29) - ограничение на потоки у связанных ГЭС, (30) - ограничение по потреблению и т.п.

В работе отмечено, что выбор модели для оптимизации режимов работы энергетической системы зависит от ожидаемых условий. Например, в маловодные годы целесообразно сводить холостые водосбросы к минимуму даже в ущерб прибыли, а в поноводные Ч максимизировать объемы произ-

водства, даже за счет сверхнормативных холостых водосбросов. Кроме того, потребности в электроэнергии в многопрофильных энергосистемах дожны формироваться с учетом режимов загрузки АЭС и ТЭС, в критериях и ограничениях задачи Ч учитываться риски ошибок прогнозов рыночных параметров и погодных условий.

Сильная зависимость доходов и прибыли гидроэнергетических компаний от объемов продаж электроэнергии на свободном рынке предъявляет повышенные требования к формированию функций предложения по генерации на каждый час на PCB.

Высокая волатильность рыночной цены на электроэнергию, обусловленная нестабильностью рыночных факторов и условий ее производства -спроса, стоимости топлива, погодных условий и специфики рынка (сетевых ограничений на передачу, невозможности хранения), порождает у гидроэнергетических компаний серьезные риски ошибок в стратегиях рыночного поведения. В работе приведены следующие выражения, определяющие уровни среднего риска в случае непоной поставки электроэнергии на PCB и занижения цены соответственно:

= S j>,(r)yy(PJr))dpt{r)\q<p{qi)dq, (33)

= EhfarMV lr))dPi(r), (34)

где p(r) - цена на электроэнергию на вторичном рынке; Р, Ч договорная цена за электроэнергию в интервале (г Ч 1, i); !Р(Р,(г)) - плотность распределения цены за электроэнергию на вторичном рынке в интервале (i - 1, г); <?, -договорной объем поставки электроэнергии в интервале (г - 1, г); <p(q) Ч плотность распределения объема выработки электроэнергии на ГЭС.

Задача формирования заявки Q(p) в общем случае состоит в нахождении величин р,, qn i = T^N;

(p>л5>,.ii, (35)

при ограничениях р, < рм, <jД,Д < q,; qД s q^, где N - количество траншей, определяемых правилами рынка.

В работе предложено в качестве целевой функции при решении такой задачи использовать максимизацию дохода, которая с учетом издержек имеет следующий вид:

X |(я<?, -у(?,))^(р)->тах (36)

где у(д,) - издержки производства электроэнергии.

Для определения пар рь с// / = О?, автором разработана двухуровневая модель. На первом ее уровне (в случае одной ГЭС) решается линейная задача оптимизации графика сработки водохранилища в дискретные временные интервалы I = 1,2,..., Т, соответствующие, например, часам с критерием на максимум прибыли: т

-> тах (37)

и ограничениями на уровни водохранилищ с учетом связывающих их потоков воды, где х Ч объем сработки водохранилища в час с, - ожидаемая прибыль от сработки единицы воды в час Л

В работе также рассмотрена возможность учета в целевой функции ценового риска, который характеризуется волатилыюстью прибыли а,. В этом случае вместо функционала (37) в качестве критерия можно использовать

следующее выражение: т

Х(с-сг,)*' --тах, (38)

где со Ч фиксированный коэффициент предпочтения умеренной стратегии склонности к риску. Чем больше со, тем больше генерирующая компания склонна избегать риск и наоборот.

Решением данной задачи на первом этапе является почасовые объемы сработки водохранилищ В работе рассмотрена постановка задачи

оценки объемов сработки и для каскадов ГЭС.

На втором уровне модели формируется функция предложения на каждый час, состоящая из трех траншей, что соответствует правилам российского спот-рынка. Модель формирования функции предложения для этого часа можно представить в следующем виде:

J РЧ(р) + IРх; Щ, (р) + ]p<h<*F,Д (я) -> тах

<7; ) - Пр, )) + *,Д (F(p,) - F(ch )) + q3(l-F(p2)) = x,

Pl<C,o,P3<C,o, qitXto, Я min <qi< Чтах-

Условие (40) определяет равенство проданного объема электроэнергии планируемой величине , условие (41) Ч устанавливает норматив риска в зависимости от дисперсии продаваемой энергии 8,

В работе отмечено, что реализация (расчеты) ряда представленных в диссертации моделей достаточно сложна из-за нелинейности и большого количества разноплановых ограничений. Вследствие этого на практике приблизительные решения могут быть получены на основе их упрощенных модифи-

В заключении диссертации приведены основные полученные результаты и вытекающие из них выводы.

Основные публикации автора по теме диссертации.

Монографии

1. Зубакин В.А. Методы управления гидроэнергетическими объектами в условиях либерализации рынка. -М.: Изд-во Палеотип, 2005. - 20,5 п.л.

2. Зубакин В.А. Модели управления производством электроэнергии в гидроэнергетических компаниях с учетом рисков. -М.: Изд-во РЭА им. Г.В. Плеханова, 2006. - 15.2 П.Л.

Учебные пособия

3. Зубакин В.А. Управление проектом. Основы риск-менеджмента гидрогенерирующей компании. - С.-Петербург: Изд-во С.Петербургского политехнического университета. 2005-6,3 п.л.

4. Зубакин В.А. Управление вводно-энергетическими регионами ГЭС на основе теории риск-мепеджмента. - С.-Петербург: Изд-во Политехнического университета, 2006. -11,8 п.л.

5. Зубакин В.А., Ткачев Л.Б. Англо-русские термины по организации и управлению производством. -М.: Всесоюзный центр переводов, 1986. Ч 8,0 п.л. (авторский вклад Ч 4,0 пл.).

Статьи в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, выпускаемых в РФ, рекомендованных для опубликования основных научных результатов докторских

диссертаций

6. Тихомиров Н.П., Зубакин В.А., Друбецкий Я.Н. Методы оценки и управления взаимосвязанными рисками в гидроэнергетике // Экономика природопользования, 2006, № 2.-1,4 п.л. (авторский вклад - 0,6 п.л.).

7. Зубакин В.А., Сороколетов П.В. Когнитивный подход к решению проблемы сопоставимости в системах управления комплексными рисками // Экономика природопользования, 2006, № 1. - 0,4 п.л. (авторский вклад - 0,2 п.л.).

8. Зубакин В.А. Проблемы оценки и управления техногенным риском // Экономика природопользования, 2005, № 4. - 0,4 п.л.

9. Зубакин В.А., Финогенов О.М. Актуальность проблемы оценки риска на гидротехнических сооружениях // Экономика природопользования, 2005, № 4. - 0,4 п.л. (авторский вклад - 0,2 п.л.).

10. Зубакин В.А. Предприятия в постприватизационный период // Финансы, 1995, № 1,0,2 п.л.

11. Зубакин В.А. Финансовый менеджмент в инвестиционных фондах в России // Проблемы теории и практики управления, 1994, № 5. - 0,4 п.л.

12. Зубакин В.А. Россия: новые хозяева предприятий // Проблемы теории и практики управления, 1994, № 3. - 0,4 п.л.

13. Зубакин В.А. Процесс приватизации и его социально-экономические последствия // Общество и экономика, 1994, №1.-1,2 п.л.

14. Зубакин В.А. Инвестиции в приватизированные предприятия // Вопросы экономики,

1994, №7. -0,5 п.л.

15. Зубакин В.А. Деятельность инвестиционных фондов: взгляд изнутри // Российский экономический журнал, 1994, № 5-6. - 0,4 п.л.

16. Зубакин В.А. Приватизация и менеджмент // Проблемы теории и практики управления,

1995, №3.-0,3 п.л.

Статьи, опубликованные в сборниках научных трудов, журналах РФ.

17. Векслер Ф.М., Говсиевич Е.Р., Зубакин В.А., Мельников А.П. и др. Определение экономии затрат при изменении состава угольных смесей на тепловых электростанциях на примере Рязанской ГРЭС // Научные труды ФГУП ЦНИЭИ, 2003, №12. 1,1 п.л. (авторский вклад 0,2 п.л.).

18. Вексср Ф.М., Говсиевич Е.Р., Зубакин В.А., Мельников А.П. и др.Методические аспекты оценки потребительстких свойств угольного топлива на основе определения затрат при его использовании на тепловых электростанциях (на примере Рязанской ГРЭС) // Научные труды ФГУП ЦНИЭИ, 2003, № 11. - 1,1 п.л. (авторский вклад 0,2 пл.).

19. Зубакин В.Н., Морозов В.В., Говсиевич Е.Р. Оптимизация угольных балансов ТЭС // Вопросы регулирования ТЭК. Региопы и Федерация. 2003, №1. - 0,3 п.л., (авторский вклад - 0,1 пл.).

20. Говсиевич Е.Р., Зубакин В.Н., Мельников А.П., Морозов В.В. и др. Методические аспекты оценки экономической эффективной угольного топлива при управлении издержками и оптимизации угольных балансов ТЭС // Вестник ФЭК России, 2002, №3. -0,6 п.л. (авторский вклад 0,2 п.л.).

21. Зубакин В.Н. Инвестиционные фонды: первые шаги и прогноз на будущее // Финансы Сибири, 1995, №10(24). - 0,2 п.л.

22. Зубакин В.А. Инвестиционные фонды: взгляд изнутри // Экономика и организация промышленного производства, 1994, №6. 1,1 п.л.

23. Зубакин В.А. Россия постприватизационная (попытка прогноза) // Экономика и организация промышленного производства, 1994, №7. - 0,8 п.л.

24. Зубакин В.А. Экономические понятия переходного периода. - В сб.: Рынок в СССР: современный этап и перспективы. - М., 1991. - 0,2 п .л.

25. Зубакин В.А. Планирование хозяйственных экспериментов с учетом свойств процесса организационного развития. - В сб.: Анализ развития социально-экономических систем на основе моделирования. - М., 1989. - 0,6 п.л.

26. Зубакин В.Н., Русинов Ф.М. Инновационный потенциал и развитие организационной культуры. - В сб.: Механизм ускорения научно-технического прогресса в машиностроении. - Омск, 1988.- 0,3 п.л. (авторский вклад-0,1 пл.).

27. Русинов Ф.М, Зубакин В.Н.. Организационная культура и пути ее формирования. - В сб.: Экономические проблемы формирования и организации человеческого фактора. -Омск, 1988. - 0,2 п.л. (авторский вклад-0,1 п.л.).

28. Зубакин В.А. Управление организационным развитием производственно-хозяйственных комплексов. - В сб.: Организация и управление народным хозяйством. -М., 1988.-0,2 п.л.

29. Зубакин В.Н., Русинов Ф.М. Планирование и оценка эффективности научно-технической подготовки производства. - В сб.: Экономические проблемы ускорения научно-технического прогресса. - Омск, 1987. 0,3 п.л. (авторский вклад - 0,2 п.л.).

30. Зубакин В.А. Хозяйственные эксперименты и организационное развитие систем управления. - В сб.: Проблемы планирования и организации хозяйственных экспериментов. - М., 1986. - 0,4 п.л.

31. Зубакин В.А. Проблемы управления организационным развитием. - В сб.: Управление и интенсификация общественного производства. - М., 1986. - 0,6 п.л.

32. Зубакин В.А. Ресурсно-потенциальный подход к проблеме повышения производительности труда в условиях научно-технического прогресса. - В сб.: Совершенствование механизма управления научно-техническим прогрессом в машиностроении. -Омск, 1986.-0,2 пл.

33. Зубакин В.А. Совершенствование управления организационным развитием производственно Ч хозяйственных комплексов. М., Изд-во Омского политехнического ин-та, 1986. - 1,6 пл.

34. Зубакин В.А, Проблемы оценки организационного потенциала систем управления. В сб. Вопросы управления научно-технических прогрессом в машиностроении. - Омск, 1985.- 0,2 пл.

35. Зубакин В.А. Вопросы организационного развития системы управления в условиях БФОТ. - В сб.: Развитие бригадной формы организации и стимулирования труда в народном хозяйстве. Ч Омск, 1985. - 0,2 пл.

36. Зубакин В.А. Проблемы оценки организационного потенциала систем управления. - В сб.: Вопросы управления научно-техническим прогрессом в машиностроении. - Омск, 1985. - 0,2 пл.

37. Зубакин В.А. Применение контент-анализа в совершенствовании управления. - В сб.: Совершенствование теории и практики экономического анализа в промышленности. Ч Донецк, 1985. - 0,2 п.л.

38. Русинов Ф.М., Зубакин В.Н. Основные направления комплексного совершенствования управления народным хозяйством. - В сб.: Комплексное совершенствование механизма управления. М., 1985. - 0,5 п.л. (авторский вклад - 0,2 пл.).

39. Зубакин В.А. Проблемы выбора объекта экспериментирования. - В сб.: Совершенствование хозяйственного механизма в условиях экономического эксперимента. - Минск, 1985. - 0,2 п.л.

40. Зубакин В.Н. Совершенствование нормирования научно-исследовательских работ. - В сб.: Метрологическое обеспечение качества продукции в машиностроении и приборостроении. - Омск, 1983. - 0,2 пл.

Отпечатано в типографии Российской экономической академии им. Г.В. Плеханова Заказ №117 Тираж 100 экз.

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: доктор экономических наук , Зубакин, Василий Александрович

Введение

Глава 1. Проблемы развития гидроэнергетики РФ в современных условиях

1.1. Энергетическая система РФ и концепции ее развития

1.2. Потенциал, проблемы и стратегии развития гидроэнергетики в РФ

1.3. Стратегии обеспечения экономической устойчивости объектов гидроэнергетики в рыночных условиях

1.3.1. Теоретическое обоснование стратегий устойчивого развития промышленных предприятий

1.3.2. Стратегии объектов гидроэнергетики, связанные с увеличением дохода от реализации продукции

1.3.3. Стратегии снижения издержек ГЭС

Глава II. Риски гидроэнергетических объектов и стратегии управления ими

2.1. Общая классификация рисков и рискоснижающих стратегий

2.2. Внешние нефинансовые риски гидроэнергетики

2.3. Рыночные риски гидроэнергетических объектов

2.4. Внутренние риски

2.5. Риски инвестиционных проектов

Глава III. Методы оценки рисков гидроэнергетики

3.1. Общий подход к оценке и управлению рисками

3.2. Методы оценки нефинансовых рисков

3.3. Методы оценки финансовых рисков

3.4. Методы оценки техногенных рисков

3.5. Портфельный подход к оценке рисков гидроэнергетического объекта

Глава IV. Методы управления производством электроэнергии в гидроэнергетических компаниях

4.1. Принципы и подходы к оптимизации управления гидроэнергетическими объектами с учетом риска

4.2. Стресс-тестирование как метод управления в условиях риска

4.3. Системы моделей управления производством электроэнергии в энергетических системах, включающих гидроэнергетические объекты

Глава V. Модели оптимизации режимов работы ГЭС и ценовых заявок на энергетическом рынке

5.1. Проблемы управления водными ресурсами

5.2. Модели оптимизации режимов работы каскадов ГЭС

5.3. Модели оптимизации функций предложения электроэнергии

ГЭС на РСВ

5.4. Модели равновесного ценообразования на балансирующем рынке электроэнергии

Диссертация: введение по экономике, на тему "Модели и методы управления гидроэнергетическими компаниями в условиях либерализации рынка"

Актуальность исследования. Характерной особенностью общественного развития являются постоянно возрастающие потребности экономики и социальной сферы в электрической энергии. Этот процесс сопровождается ростом энергетических тарифов вследствие увеличения цен на газ и нефть, необходимости накапливания финансовых ресурсов государственными и частными энергетическими компаниями для поддержания энергоагрегатов в рабочем состоянии и строительства новых электростанций. Рост тарифов, в свою очередь, ведет к увеличению себестоимости продукции во всех отраслях экономики, ускоряет инфляционные процессы в обществе, ложится тяжелым бременем на социальную сферу и бюджеты всех уровней, включая домохозяйства.

Многие страны видят решение проблемы сдерживания роста энергетических тарифов в либерализации энергетического рынка за счет формирования конкурентной среды для производителей и потребителей электроэнергии, полагая, что рыночные механизмы, подкрепленные разумными мерами государственного регулирования, будут стимулировать снижение себестоимости ее производства и не позволят крупным производителям необоснованно завышать продажную цену электричества.

Вместе с тем, либерализация электроэнергетического рынка увеличивает риски подрыва финансово-экономической устойчивости электростанций и энергетических компаний как хозяйствующих субъектов, поскольку для них значительно усложняются проблемы производства и сбыта электроэнергии из-за роста неопределенности в оценках спроса и предложения на рынке, поведения конкурентов, платежеспособности потребителей и т.п.

В российской энергетике в условиях рынка риски и неопределенности в наибольшей степени возрастают у ГЭС и гидроэнергетических компаний, производящих наиболее дешевую электроэнергию и, на первый взгляд, имеющих неоспоримые конкурентные преимущества перед электростанциями других типов. Однако гидроэлектростанции вследствие своей высокой маневренности вынуждены терять эти преимущества, выпоняя особые функции по обеспечению надежности всей энергетической системы страны и ее региональных подсистем и уступая право ТЭС и АЭС поставлять электроэнергию в рамках базовой части нагрузки. Кроме того, объем выработки электроэнергии на гидроэлектростанциях существенно зависит от погодных условий и существующих ограничений на использование водных ресурсов. Добавим к этому, что преимущества низких тарифов для ГЭС теряются в связи с необходимостью накапливания финансовых ресурсов для реализации высокозатратных и продожительных по срокам инвестиционных проектов по строительству новых и значительных расходов на техническое перевооружение действующих гидроэлектростанций.

Зависимость прибыли и устойчивости гидроэнергетических компаний от режимов потребления электроэнергии, погодных и рыночных условий ее производства и реализации, имеющих случайный характер, а также от структуры энергосистемы и ряда других факторов предъявляет повышенные требования к обоснованности как режимов их работы, так и стратегий развития гидроэнергетики страны в целом.

Важным направлением решения этих проблем является разработка методологических подходов, моделей и методов решения задач планирования режимов работы гидроэнергетических объектов и компаний, позволяющих повысить их финансовую устойчивость при наличии рисков, вызванных неопределенностью параметров формирующегося в России рынка электроэнергии, погодных, законодательных, налоговых и других условий. Необходимость таких разработок и предопределяет актуальность темы диссертационного исследования.

Степень разработанности проблемы. Различные проблемы функционирования развития гидроэнергетики рассматривались в многочисленных работах как специалистов б.СССР и современной России, так и зарубежных ученых.

В советский период основное внимание уделялось разработке стратегий развития отрасли, соответствующих складывающимся экономическим условиям в стране и потребностям в электроэнергии, и обоснованию соответствующих инвестиционных проектов по строительству ГЭС. В разные периоды были обоснованы и последовательно реализованы три взаимообусловленные стратегии развития гидроэнергетики (1926-1941 гг. - план ГОЭРО, 1945-1965 гг. - каскадная стратегия строительства крупных ГЭС при отсутствии в тот период достаточных запасов нефти газа; 1965-1990 гг. - строительство каскадов ГЭС для энергообеспечения территорий активного экономического освоения (в основном в Сибири и на Дальнем Востоке)). Эти разработки были освещены в трудах Бахметьева Б.А., Болотова В.В., Васильева Ю.С., Веденеева Б.Е., Графтио Г.О., Губина Ф.Ф., Кржижановского Г.М., Морозова А.А., Непорожнего П.С., Образцова

B.И., Щавелева Д.С. и других специалистов.

Вопросы разработки стратегий функционирования и развития гидроэнергетики и ее объектов в условиях либерального рынка электроэнергии в рамках различных энергосистем с учетом ограничений, определяемых погодными факторами и режимами водопользования, рассматривались в работах М.М. Абегова, Баринова В.А., Вокова Э.П., Григорьева JI.M., Кархова А.Н., Кожевникова Н.Н., Осики JL, Санеева Ю.Г., Тукенова А.А., Тибаевой Н.Н., Уринсона Я.М., Чмерева Т., Юсупова И.Х. Уинвинга Д., Eriksen Р.В., Gjelsvik A., Haugstad А., Mo В., Ravn H.F., Rotting Т.А., Roynstarand J., Skugge G., Stage S., Wangenstern I.

Вопросам оценки и управлению различными рисками на промышленных предприятиях, в общем, и на объектах гидроэнергетики, в частности, (финансовыми, экологическими, техногенными и т.п.) посвящены работы Бадина К.В., Белиндира Е.Н., Бланка И.А., Векслера А.Б. Воронцовского А.В., Воробьева С.Н., Дуброва A.M., Ивашинцова Д.А., Измакова В.И., Клейнера Г.Б., Лагоши Б.А., Лобанова А., Меликяна О., Смирновой Е., Стефанишина Д.В., Тамбовцева В.А., Тепмана А., Харченко

C.Г., Чепурных Н.В., Черновой Г.В., Шульмана С.Б., Эдельмана В., Alexander С., Bell G., Bowles D.S., Biederman R., Fell R., Franko A.B., Hartford D., Jorion P., Kreuzer H., Kumamoto H., Linsmeier T.J., Medeiros C.H., Rettemeier K., Sandilands N.M., Vick S.G., Watson D.J. и многих других авторов.

Проблемы инвестиционного проектирования освещались в работах Абрамова С.И., Александрова С.Н., Аныыина В.М., Васильева И.А., Вахрина П., Виленского П.Л., Катасонова В.Ю., Ковалева В.В., Лившица В.Н., Мазура И.И., Маленкова Ю.А., Морозова Д.С., Смоляка С.А., Шарпа У., Александера Г., Бейли Дж.

Вопросы повышения финансово-экономической устойчивости хозяйствующих субъектов в условиях рынка и устойчивости социально-экономических систем, в целом, рассматривались в работах Бобылева С.Н., Борисова В.Н., Глоцовского Н.Ф., Гусева А.А., Клейнера Г.Б., Романовой Н.И., Тамбовцева В.Л., Федотовой М.Н., Freeman A.M. и других авторов.

Проблемы разработки методов принятия решений и моделирования работы гидроэлектростанций рассматривались в работах Караулова И., Маркова Е., Шапкина А.С., Botnen O.J., Browhing R.L., Bruno N., Johanneson A., Haims Y.Y., Killingtveit A., Mo В., Reitan R., Wismer D.A. и некоторых других специалистов.

Вместе с тем, несмотря на наличие значительного количества работ, посвященных решению вопросов функционирования и развития объектов гидроэнергетики, многие проблемы разработки методов поддержки и принятия решений в сфере планирования производства и сбыта электроэнергии, управления рисками в условиях рынка остаются нерешенными или требуют совершенствования теоретических подходов и методов их решения в связи с изменением постановок соответствующих задач из-за меняющихся условий работы ГЭС. В частности, нерешенными остаются вопросы оценки потребностей в электроэнергии, производимой ГЭС при неравномерности графика нагрузки в рамках энергетических систем с различной структурой, вопросы разработки методов оценки и управления рисками в условиях роста их числа и уровней, усложнения взаимосвязей между ними, вопросы разработки моделей оптимизации режимов работы ГЭС, повышающих финансово-экономическую устойчивость гидроэнергетических компаний как хозяйствующих субъектов при неопределенности условий их деятельности, методов оптимизации их рыночных стратегий с учетом ограничений, характерных для рынка электроэнергии РФ, и целый ряд других. Нерешенность этих проблем и предопределила выбор цели и задач диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования. Целью исследования является разработка теоретико-методологических подходов, моделей и методов оптимизации режимов производства и реализации электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, обеспечивающих повышение их финансово-экономической устойчивости при рисках и ограничениях, определяемых рыночными, социально-экономическими и природно-экологическими условиями их деятельности.

Для достижения этой цели в работе были сформулированы и решены следующие задачи.

1. Обоснована значимость и оценена роль гидроэнергетики в системе энергообеспечения страны на перспективу до 2020 г. с учетом предполагаемых темпов роста экономики, электроэнергетических тарифов и цен на энергоносители, технологического состояния отрасли, условий формирующегося в РФ рынка электроэнергии и ряда других факторов.

2. Оценен потенциал гидроэнергетики в РФ, выявлены проблемы, затрудняющие его реализацию, разработаны и систематизированы предложения по их решению.

3. Разработано теоретическое обоснование возможных стратегий обеспечения финансово-экономической устойчивости объектов гидроэнергетики, оценена и проанализирована их значимость и эффективность. Преложен показатель, определяющий уровень финансово-экономической устойчивости гидроэнергетической компании.

4. Классифицированы риски гидроэнергетических компаний и с использованием эмпирических данных оценены уровни некоторых из них, определены взаимосвязи между рисками и сгруппированы стратегии управления ими.

5. Предложен теоретический подход к оптимизации стратегий управления рисками гидроэнергетических компаний, базирующийся на минимизации издержек управления, и обоснована концепция управления регуляторными рисками водопользования на основе оценки и сопоставления цены воды в разных отраслях,

6. Систематизированы методы оценки различных рисков гидроэнергетики, разработаны макет паспорта для оценки нефинансовых рисков и модель оценки операционного риска с учетом человеческого фактора.

7. Разработаны процедура отбора и ранжирования наиболее значимых для гидроэнергетической компании рисков и методы формирования и оценки вектора (портфеля) взаимосвязанных рисков.

8. Разработаны принципы и подходы к оптимизации управления гидроэнергетическими компаниями в условиях риска с использованием скалярных и векторных критериев. Доказана их обоснованность на примере решения двухкритериальной задачи управления рисками недопроизводства электроэнергии и прорыва дамбы.

9. Разработан метод стресс-тестирования для повышения качества управления гидроэнергетической компанией, функционирующей в рамках многофункциональной энергетической системы в условиях оптового рынка электроэнергии, который базируется на процедурах формирования деловых игр и имитационных расчетах. Обоснована эффективность использования этого метода путем его применения для разработки стратегий рыночного поведения объектов реальной энергетической системы.

Ю.Разработана структура моделей управления производством электроэнергии в энергетической системе, включающей в себя гидроэнергетические объекты, в догосрочной, среднесрочной и краткосрочной перспективе с учетом особенностей формирования производственных и рисковых издержек на электростанциях различных типов. Для решения задач управления обосновано применение и сформированы модели стохастического динамического программирования.

11. Сформулированы постановки задач управления водными ресурсами при производстве электроэнергии на отдельных ГЭС и их каскадах для разных режимов водопользования. Разработаны системы моделей оптимизации производства электроэнергии в гидроэнергетических системах, различающихся по структуре и режимам водообеспечения, с учетом рыночных ограничений.

12.Разработаны варианты моделей оптимизации функций предложения электроэнергии гидроэнергетическими компаниями на сформированном в РФ рынке свободной ее продажи на сутки вперед (РСВ), позволяющих максимизировать прибыль в условиях ценовых и объемных рисков.

13.Разработана модель формирования равновесной цены на балансирующем рынке, позволяющая рационализировать поведение участников рынка при формировании ценовых заявок на электроэнергию и, тем самым, снизить риски их финансовых потерь.

Объектом исследования являются гидроэнергетические компании, производящие и реализующие электроэнергию на формирующемся рынке электроэнергии РФ.

Предмет исследования - модели и методы управления производством и сбытом электроэнергии в гидроэнергетических компаниях в условиях рисков, обусловленных макроэкономическими, рыночными, природными и другими факторами, методы оценки и управления этими рисками.

Теоретико-методологическую основу исследования составили труды отечественных и зарубежных специалистов по проблемам рыночной экономики, управления энергетической отраслью в целом и энергетическими компаниями в условиях рынка, инвестиционного проектирования, устойчивости промышленных предприятий, управления рисками, экономико-математического моделирования, организации деловых игр.

В работе использовались методы системного анализа, сопоставительного экономического анализа, типа затраты-выгоды, затраты-риски, теории вероятностей и математической статистики, теории надежности, риск-анализа, линейной и нелинейной, динамической, скалярной и многокритериальной оптимизации, эконометрики, имитационного моделирования, сбора и обработки экспертной информации.

Информационную базу исследования составили данные Госкомстата, Минэкономразвития и торговли, РАО ЕЭС России, российских и зарубежных энергетических компаний, исследовательских центров, данные Интернет-сети, и результаты экспертных обследований.

Научная новизна исследования. В диссертации осуществлено решение крупной научной проблемы разработки методологических подходов, модельного аппарата и методов принятия решений по управлению производством и сбытом электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, способствующих повышению их финансово-экономическую устойчивости как хозяйствующих субъектов в условиях формирующегося в РФ рынка электроэнергии и характерного для их деятельности комплекса разноплановых рисков.

Наиболее значимые научные результаты, полученные лично соискателем и выносимые на защиту, состоят в следующем.

1. Выявлены и обоснованы подходы к обеспечению конкурентоспособности гидроэнергетических компаний в рамках энергетического комплекса страны в условиях либерализации рынка электроэнергии, необходимости частичного ухода ГЭС из базовой нагрузки и выпонения ими функций по повышению надежности энергетических систем разного уровня, связанные с формированием в структуре рынка электроэнергии сектора допонительных системных услуг, оказываемых гидроэлектростанциями, сокращением прямого и усилением косвенного влияния государства в сфере энергетики и рыночных отношений с целью компенсации возможных провалов рынка и повышения инвестиционной привлекательности объектов отрасли для частного капитала.

2. Оценен потенциал гидроэнергетики РФ, выявлены проблемы его более поного и эффективного освоения, обусловленные неравномерностью расположения гидроресурсов относительно территориальных потребностей в электроэнергии, отсутствием запасов мощностей и низкой надежностью оборудования действующих ГЭС, вследствие его материального и физического старения, нерациональной организационной структурой отрасли. Для решения этих проблем предложено развивать малую энергетику (в Европейской части РФ), расширить использование имеющихся в стране гидротехнических сооружений, провести укрупнение структуры компаний, создать условия для привлечения частного капитала в отрасль на основе формирования новых механизмов государственно-частного инвестиционного партнерства (догосрочная аренда, концессии и другие формы передачи капитала частным инвесторам) и законодательно-правовой поддержки такого сотрудничества.

3. Разработан теоретический подход и показатель для оценки финансово-экономической устойчивости предприятия, в основе которого лежит сопоставление его доходов и связанных с его получением издержек. Классифицированы и оценены по значимости стратегии повышения финансово-экономической устойчивости гидроэнергетических компаний, направленные на увеличение дохода от реализации электроэнергии и системных услуг на рынке, снижение издержек производства и управления на основе реорганизации внутренней структуры компании, рационализации финансовых потоков, издержек управления рисками. Теоретически обосновано и эмпирически подтверждено, что наиболее приоритетными и эффективными направлениями в повышении финансовой устойчивости гидроэнергетических компаний в условиях рынка являются увеличение доходов от реализации продукции и снижение издержек управления рисками.

4. Классифицированы риски гидроэнергетических компаний, обусловленные неопределенностью природных условий производства электроэнергии, правовых и регуляторных нормативов деятельности, макроэкономической и социальной ситуации в стране и ее регионах, параметров рынков и ряда других. С использованием эмпирических данных оценены уровни отдельных рисков для РАО ЕЭС России и некоторых гидроэнергетических компаний.

5. Предложен методологический подход к оптимизации управления рисками гидроэнергетических компаний, базирующийся на минимизации рисковых издержек, оценке и сопоставлении рискоснижающих затрат и остаточного после их осуществления уровня рисков. Для снижения уровня регуляторных рисков водопользования предложено при формировании нормативов использования водных ресурсов базироваться на показателе цен лединиц воды (1 см площади водохранилища, 1 м3), характеризующих стоимость товаров, благ, услуг, получаемых в различных отраслях с учетом характерных для них ограничений. Получены оценки цены 1 см воды для ряда водохранилищ Мурманской энергосистемы.

6. Разработаны предложения по формированию рациональной для современных условий системы риск-менеджмента в гидроэнергетических компаниях, предусматривающие разделение компетенций по сбору, обработке, анализу информации и принятию решений в сфере риск-анализа между ее правлением и специализированными подразделениями.

7. Систематизированы подходы и методы оценки различных рисков гидроэнергетической компании (финансовых, нефинансовых, техногенных, погодных и т.п.), характеризующихся различной степенью неопределенности исходной информации. Разработаны методы оценки интервальных показателей рисков при неопределенности высоких степеней, и форма паспорта риска, которая может быть использована при экспертной оценке ряда нефинансовых рисков. Разработан метод оценки оперативных рисков, обусловленных аварийными событиями с учетом качества работы персонала, базирующийся на использовании треугольного распределения вероятностей ущерба в рамках лингвистической модели.

8. Разработан подход к оценке портфеля рисков гидроэнергетической компании с учетом их взаимосвязей, использующий процедуру ранжирования уровней и отбора значимых для компании рисков и различные методы отображения причинно-следственных связей между ними. Предложенный подход позволяет оценить уровни рисков и разделить их на составляющие: чистый риск (обусловленный событиями внутренней для данного риска природы) и прирост риска (обусловленный событиями внешней природы). Реализация такого подхода на практике дает возможность выявить наиболее эффективные направления воздействия на риски и за счет этого снизить издержки управления ими.

9. Систематизированы подходы к оптимизации управления деятельностью предприятия в условиях рисков потерь прибыли с использованием функциональных соотношений между величиной рискоснижающих затрат и уровнем остаточных рисков для разных стратегий управления ими (резервирования, страхования, снижения и т.п.). Предложены постановки задач оптимизации управления, различающиеся содержанием критериев (на максимум дохода, минимум риска, скалярные и векторные формы критериев) и ограничений. Поставлена и решена в аналитическом виде двухкритериальная задача оптимизации управления запасами воды ГЭС в условиях рисков прорыва дамбы и потерь прибыли из-за недовыработки энергии.

10. Разработан метод стресс-тестирования для формирования навыков рационального управления объектами энергетической системы в условиях рисков, который реализован в рамках региональной энергосистемы в форме деловой игры. Реализация метода позволила сделать вывод, что более рациональными являются агрессивные стратегии энергокомпаний, направленные на увеличение объемов производства и укрепление их рыночных позиций.

11. Разработан подход к оптимизации планирования режимов работы электростанций различных типов, объединенных в рамках единой энергетической системы, в догосрочной и среднесрочной перспективе. Подход базируется на использовании моделей стохастического динамического программирования с критерием на минимум издержек производства. Его реализация позволяет сформировать более точные ограничения для оперативных режимов работы ГЭС по объемам производства электроэнергии и запасам водных ресурсов.

Систематизированы проблемы управления водными режимами отдельных ГЭС и их каскадов для разных вариантов систем их водоснабжения и предложены постановки задач оптимизации режимов производства электроэнергии в гидроэнергетических компаниях, различающихся по количеству ГЭС и водным взаимосвязям между ними. Для решения каждой из задач разработаны модели оптимизации производства электроэнергии с критериями на минимум холостых водосбросов (минимум издержек), на максимум производства электроэнергии и некоторыми другими, а также - двухкритериальные модели.

13.Разработаны различающиеся по критериям варианты модели оптимизации функции предложения электроэнергии гидрогенерирующей компанией на рынке на сутки впереди (РСВ) с учетом реальных условий ее продажи и рисков потерь прибыли из-за непоной поставки и снижения рыночной цены.

14. Разработана модель равновесного ценообразования на балансирующем рынке электроэнергии РФ, которая позволяет определить рациональные уровни цен на БР, непротиворечащие экономическим интересам его участников, и тем самым снизить риски их финансовых потерь.

Теоретическая значимость исследования состоит в формировании и развитии методологии и методов планирования производства и реализации электроэнергии гидроэнергетическими компаниями, способствующих повышению эффективность их деятельности при ограничениях и рисках, обусловленных рыночными и погодными факторами, экономической конъюнктурой, техническим состоянием объектов гидроэнергетики и другими факторами.

Практическая значимость работы состоит в том, что использование полученных в ней результатов на практике позволяет укрепить финансово-экономическую устойчивость гидроэнергетических компаний в условиях рыночных отношений, повысить на основе этого надежность энергосистем различного уровня и энергоснабжение в стране, стабилизировать энергетические тарифы.

Апробация и внедрение результатов работы. Основные результаты и положения диссертации докладывались автором на международных, всероссийских и отраслевых научно-практических конференциях, в том числе на: IV Конференции по вопросам инвестиций и регулирования энергетики, Будапешт, 12 апреля 2005 г; III Ежегодной международной конференции "Производство электроэнергии в России - 2005; Хельсинки, 2 июня 2005 г.; Российско-итальянском семинаре Приватизация и структурные реформы в Российской Федерации, Рим, 23 июня 2006 г.; Заседании партнеров группы по энергетике и природным ресурсам компании

Делойт и Туш, Москва, 6 сентября 2005 г.; Международной конференции по торговле и инвестициями лRussia: going global, Лондон 12-13 октября

2005 г.; Семинаре Электроэнергетика России: правовое регулирование реформ и бизнеса, Москва, 8 ноября 2005 г.; 2-й ежегодной конференции Риск-менеджмент в электроэнергетике: новые возможности развития, Москва 1 марта 2006 г.; Всероссийском энергетическом форуме ТЭК России в XXI веке, Москва, 5 апреля 2006 г.; V Международной конференции Современная электроэнергетика 2006 г., С.-Петербург, 11 апреля 2006 г.; 4-й ежегодной международной конференции Электроэнергетика России

2006 г., Рим, 1 июня 2006 г. и ряде других, а также на совещаниях ОАО РАО ЕЭС России, заседаниях кафедры математические методы в экономике РЭА им. Г.В. Плеханова.

Предложенные автором концепция и методы разработки стратегий функционирования и развития гидроэнергетических компаний и гидроэнергетического сектора в целом в условиях формирующегося в РФ рынка электроэнергии были использованы в ОАО РАО ЕЭС России, ОАО ГидроОГК, ОАО Вожская ГЭС.

Представленные в диссертации методы оценки и управления рисками гидроэнергетических компаний, модели управления производством и реализацией электроэнергии используются в учебном процессе в С.-Петербургском Государственном политехническом университете.

По теме диссертации опубликовано 50 работ, общим объемом 84,8 п.л. Из них лично автору принадлежат 75,8 п.л.

Структура и содержание работы. Диссертация включает в себя введение, заключение, пять глав, заключение, список литературы и 8 приложений. В основном тексте диссертации содержатся 10 таблиц и 18 рисунков, в приложении - 23 таблицы и 11 рисунков. Список литературы включает 208 наименований, из них - 68 на английском языке.

Диссертация: заключение по теме "Математические и инструментальные методы экономики", Зубакин, Василий Александрович

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе диссертационного исследования получены следующие основные результаты.

1. Основаны значимость и роль гидроэнергетики в решении проблем энергообеспечения в РФ на перспективу до 2020 г., связанных со стабилизацией темпов роста тарифов, повышением надежности работы энергосистем и формированием рациональных режимов производства электроэнергии с учетом закономерностей спроса у разных групп потребителей и т.п.

2. Оценен потенциал гидроэнергетики, включая гидроресурсы, их территориальную структуру, материальные и финансовые ресурсы и т.п., выявлены проблемы, затрудняющие его реализацию, и систематизированы предложения по формированию мер государственного, отраслевого и нормативного управления, направленные на повышение повышению темпов и эффективности развития этого сектора энергетики.

3. Классифицированы возможные стратегии развития гидроэнергетических компаний в условиях рынка, оценены их значимость и эффективность. Предложен показатель, позволяющий оценить их уровни финансово-экономической устойчивости при реализации различных вариантов стратегий.

4. Предложена классификация рисков снижения финансово-экономической устойчивости гидроэнергетических компаний с использованием признаков, характеризующих происхождение угрозы, оценены уровни некоторых рисков, наиболее характерных для современных российских условий, определены взаимосвязи между рисками и наиболее целесообразные стратегии управления ими.

5. Предложен теоретический подход к оптимизации управления рисками гидроэнергетических компаний, базирующийся на критерии минимума издержек управления, обоснована концепция управления регуляторными рисками водопользования с использованием критерия цена воды и ограничений на режимы водопользования в разных сферах жизнедеятельности.

6. Систематизированы методы оценки различных рисков гидроэнергетических компаний, разработаны макет паспорта для оценки нефинансовых рисков и модель оценки операционного риска с учетом человеческого фактора, характеризующихся высокой степенью неопределенности.

7. Разработана процедура формирования портфеля рисков гидроэнергетических компаний, учитывающая их взаимосвязи, использующая методы фильтрации и ранжирования рисков и методы оценки вектора взаимосвязанных рисков.

8. Разработаны подходы к оптимизации управления деятельностью гидроэнергетической компании в условиях риска с использованием скалярных и векторных критериев. Предложены обобщенные варианты моделей скалярной оптимизации с взаимообратными критериями и ограничениями (на максимум прибыли с ограничениями по издержкам управления рисками и на минимум рисков с ограничениями по прибыли) и моделей векторной оптимизации. Поставлена и аналитически решена на базе принципов Парето двухкритериальная задача оптимизации управления водными ресурсами ГЭС с критериями на минимум рисков недопроизводства электроэнергии и прорыва дамбы.

9. Разработана и реализована деловая игра, целью которой является формирование у менеджеров навыков управления деятельностью объектов энергетической системы в стрессовых ситуациях (стресс-тестирование). На основе результатов стресс-тестирования выработаны рекомендации по формированию стратегий производителей и потребителей электроэнергии в условиях существования рыночных и погодных рисков.

10. Разработана система моделей управления производством электроэнергии в разносекторной экономической системе в догосрочной и среднесрочной перспективе, базирующаяся на использовании методов стохастического динамического программирования, учитывающих вариантность сценариев развития условий деятельности электростанций различных типов в сфере производства и реализации электроэнергии.

11. Сформулированы постановки задач оптимизации управления производственной деятельностью ГЭС и их каскадов в текущем режиме с учетом ограничений по водным ресурсам, определяемым погодными условиями, взаимосвязями между потоками, и спросом на электроэнергию. Разработаны варианты оптимизационных моделей управления производством электроэнергии со скалярными и векторными критериями.

12. Разработана модель формирования оптимальной функции предложения на рынке свободной продажи электроэнергии (РСВ), позволяющей сформировать рациональную стратегию производства и реализации электроэнергии в оперативном режиме, с учетом рыночных и природных рисков.

13. Разработана модель формирования равновесной цены на электроэнергию на балансирующем рынке, позволяющая снизить риски финансовых потерь участникам рынка при формировании заявок по спросу и предложению.

Из полученных в работе результатов вытекают следующие выводы.

1. Интенсивное развитие энергетической отрасли является важнейшим условием обеспечения высоких темпов экономического роста и жизненного уровня населения РФ. Однако темпы этого процесса не соответствуют формирующимся потребностям общества, в первую очередь, из-за существования ряда системных проблем, которые возникли за почти 80-летний период ее существования. К ним, в первую очередь, относятся: замедленные темпы роста тарифов за электроэнергию; накопившаяся технологическая отсталость; низкая инвестиционная привлекательность энергетических объектов; недостаточная эффективность использования генерирующих мощностей; нерациональная отраслевая структура комплекса, в сравнении топливно-энергетическим балансом.

2. Одним из направлений в решении этих проблем является либерализация рынка электроэнергии и мощности в РФ с целью использования механизмов конкуренции для формирования рациональных с точки зрения общества темпов роста тарифов на электроэнергию и рационализации структуры ее производства, привлечения средств частных инвесторов. Формирование рыночных отношений в сфере производства и сбыта электроэнергии с необходимостью дожно учитывать особенности различных секторов энергетической отрасли с целью недопущения создания конкурентных преимуществ одному из них в ущерб другим. В этой связи в невыгодном положении оказываются гидроэнергетические компании, имеющие, казалось бы неоспоримые конкурентные преимущества за счет самых низких издержек при производстве электроэнергии. Однако высокая маневренность их оборудования является причиной того, что ГЭС выпоняют также функции по обеспечению надежности энергосистемы страны и ее региональных подсистем, и вследствие этого не конкурируют с электростанциями других типов на формирующемся рынке электроэнергии. Кроме того, гидроэлектростанции характеризуются достаточно длительными сроками реализации инвестиционных проектов, что снижает их инвестиционную привлекательность и сдерживает темпы развития этого сектора энергетики.

3. Для разрешения этих противоречий необходимо, во-первых, рационализировать систему государственного регулирования отрасли, а, во-вторых, повысить качество управления производственной и сбытовой деятельностью в гидроэнергетике на основе учета особенностей ограничений и факторов, влияющих на ее результаты.

Основным направлением реформирования отношений между государством и энергетикой дожны стать сокращение прямого вмешательства государства в регулирование тарифов и усиление его контроля за состоянием рынка. При этом государство, при постепенном сокращении прямого бюджетного финансирования отрасли, дожно усиливать косвенное ее регулирование (законодательство, налогообложение, поддержку инвестиционных проектов, представление гарантии инвесторам, контроль за атомным и гидро- секторами энергетики, в целях обеспечения безопасности и недопущения провалов рынка).

4. Гидроэнергетика рассматривается как стабилизирующий энергетический сектор, роль которого в условиях формирующегося рынка будет только возрастать,, несмотря на его относительную небольшую и стабильную долю в ближайшие 20 лет (~ 15%). Однако высокий потенциал гидроэнергетики в РФ и рост цен на энергоносителя при сокращении разведанных запасов нефти и газа являются важнейшими факторами, предопределяющими значительное повышение его значимости в будущем. Этот процесс в значительной степени связывается с расширением строительства малых ГЭС и ГАЭС в регионах с высоким уровнем потребления электроэнергии, завершением сроков строительства ряда крупных ГЭС и расширением объемов продажи электроэнергии за границу. Необходимыми условиями формирования базы для такого развития являются повышение рыночной устойчивости гидроэнергетических компаний и создание эффективных механизмов государственно-частного партнерства, к числу которых можно отнести схемы догосрочной аренды, концессии и т.п.

5. Важным направлением повышения конкурентоспособности гидроэнергетического сектора является укрупнение организационных структур, что увеличивает его инвестиционную привлекательность, способствует решению проблем концентрации всех ресурсов, включая научные и трудовые, а также повышает надежность всей энергосистемы. Сделанные в работе оценки, показывают, что укрупнение структур в сфере гидроэнергетики не увеличивает монополизацию рынка в стране.

6. Повышение рыночной устойчивости и конкурентоспособности гидроэнергетических компаний также связывается с разработкой рациональных стратегий при производстве и реализации электроэнергии, способствующих росту их доходов. Реальные данные по гидроэнергетическому сектору свидетельствуют, что среди всех возможных стратегий наиболее целесообразным являются повышение доходов от реализации электроэнергии и услуг на рынке на основе улучшения приспособления режимов производства электроэнергии к его потребностям, технологическое переоснащение ГЭС, снижение управленческих расходов на основе объединения компаний и снижение издержек управления рисками. Другие возможные стратегии (реструктуризация, рационализация финансовых потоков, снижение издержек производства и некоторые другие) не являются столь эффективными.

7. Повышение качества управления рисками в гидроэнергетике связывается с поиском рационального соотношения между величиной используемых рискоснижающих затрат и уровнями остающихся после их внедрения рисков. При этом на практике дожны учитываться ограничения по уровню допустимого риска, отношение менеджмента к риску, точность оценок рисков, их чувствительность к мерам воздействия, соотношение рисков и доходности и другие факторы. Решение этой проблемы во многом зависит от специфических особенностей рисков, что предопределяет необходимость их группировки с целью выделения однородных с точки зрения проблем оценки и управления групп. В работе обоснована целесообразность иерархической группировки рисков гидроэнергетических компаний на четыре укрупненные группы: внешние и внутренние нефинансовые риски (страновые, политические, социальные, регуляторные, корпоративного управления, операционные, технические, природные и ряд других), особенностью которых является появление угрозы потери прибыли, дохода во внешней или внутренней среде вследствие управляемых или стихийных событий, действий, как правило, разового характера; рыночные риски, обусловленные непредвиденными колебаниями рыночных параметров и имеющие практически непрерывный характер; риски инвестиционных проектов, последствия которых сказываются в будущем.

8. Регулирование рисков гидроэнергетического сектора связывается с совершенствованием систем внешнего и внутреннего управления ими. Особое значение для гидроэнергетики компаний имеет установление рационального регуляторного режима в сфере водопользования. Основой этого может являться использование объективного ценового критерия (цена воды) в различных секторах водопользования. Основным условием повышения эффективности управления рисками в режимах компании является формирование адекватной им системы риск-менеджмента. В российской гидроэнергетике ее основными чертами дожны являться: портфельный подход к управлению, что позволяет устранить дублирование функций в этой сфере деятельности и неоправданное завышение рисковых издержек и смешанная структура, характеризующаяся рациональной степенью децентрализации и состоящая из специализированных по видам рисков подразделений, занимающихся вопросами оценки рисков и разработки стратегий, управления ими; и комитета на уровне совета директоров, формирующего на основе этих разработок единую политику компании по управлению рисками.

9. Для оценки реальных рисков гидроэнергетических компаний могут быть применены специфические для каждой из групп методы: эконометрические (для финансовых рисков); экспертные (для нефинансовых); аналитические (для технических) и т.п. Однако в реальности риски гидроэнергетических компаний часто характеризуются причинно-следственными взаимосвязями, которые в определенной степени меняют их структуру, оцениваемую на основе статистики событий. Учет этих взаимосвязей позволяет выявить наиболее эффективные направления воздействия на риски на основе реализации портфельного подхода к управлению ими.

10. Для реализации портфельного подхода может быть предложена специальная процедура, базирующаяся на использовании формализованно-экспертной системы отбора и ранжирования рисков и построения деревьев событий, характеризующих взаимосвязи между рисками. Ее использование позволяет оценить степень значимости каждого из рисков с учетом как меры воздействия его на другие риски, так и степень его зависимости от других рисков.

11.Повышение качества управления гидроэнергетическими компаниями с необходимостью дожно увязывать деятельность по повышению доходов со снижением ее издержек, включая рисковые на основе использования определенных принципов, допускающих целесообразность снижения риска, если это приносит экономическую или социальную выгоду (принцип общественной, социальной и экономической целесообразности). Реализация этих принципов на практике базируется на определенных критериях и ограничениях, определяющих область существования управленческих решений. Их согласование обычно связывается с разрешением диалектических противоречий между стремлением к максимизации прибыли и минимизации рисков при ограничениях на имеющиеся ресурсы.

Особую группу ограничений составляют взаимосвязи между рисками и рискоснижающими затратами, выбор оптимального соотношения между которыми характеризует сущность проблемы снижения рисков.

12. В общем случае при оптимизации управления гидротехническими компаниями можно предложить три варианта критериев и ограничений:

1) максимизация прибыли с ограничением сверху на уровни учитываемых при управлении рисков;

2) минимизация риска с ограничениями снизу на уровень прибыли;

3) многокритериальную постановку задачи (задача векторной оптимизации).

Если в первых двух постановках в ходе решения соответствующей задачи находится оптимальное для условий ее постановки решение, то при решении задачи векторной оптимизации обычно ищется эффективное решение (Парето-решение).

Примером постановки такой задачи в гидроэнергетике является оптимизация управления запасами воды в верхнем водохранилище ГЭС, в которой ищется оптимальная оценка объема водохранилища при критериях максимизации производства электроэнергии и минимизации риска прорыва (перелива) дамбы.

12. При учете значительного числа рисков и многообразии взаимосвязей между ними сложность формализации задачи управления гидроэнергетической компании многократно возрастает. В такой ситуации для ее решения целесообразно использование методов деловых игр и, в частности, стресс-тестирования. При стресс-тестировании предполагаются определенная экстремальность условий деятельности компаний (ухудшение погодных условий, провалы рынка и т.п.). При многократном проведении таких игр у менеджеров компаний вырабатываются навыки формирования рациональных стратегий производства и реализации продукции и принятия решения в рисковых ситуациях.

13. В ходе решения задачи управления производством электроэнергии в рамках гидроэнергетической компании производится оценка объемов электроэнергии за определенный период времени (час, сутки, неделя, месяц, год и т.п.) и технологических режимов этого процесса (потоков воды, загрузки оборудования и т.п.) при предполагаемых ограничениях, определяемых располагаемыми ресурсами, природными, рыночными и другими условиями, которые характеризуются различной степенью неопределенности.

На практике в зависимости от периода упреждения рассматриваются задачи догосрочного (от года до трех лет), среднесрочного (от недели до года) и оперативного (в рамках суток) управления производством.

Результаты решения этих задач являются взаимосвязанными между собой, в том смысле, что оценки показателей, определяемые в задачах с большим горизонтом решения, обычно используются в качестве ограничений для задач с меньшим горизонтом. Кроме того с увеличением горизонта планирования степень детализации решения снижается, а количество учитываемых переменных растет. Так, в задачах догосрочного планирования могут учитываться возможности развития энергосистем, привлечения заемных средств для обеспечения этого процесса и т.п. При этом многие из этих переменных обычно рассматриваются как стохастические, что обусловлено непредсказуемостью будущего. Вместе с тем, оценки объемов производства, водные ресурсы и другие параметры являются достаточно агрегированными.

Напротив, в задачах краткосрочного планирования большинство условий производства электроэнергии (за исключением рыночных) рассматриваются как детерминированные переменные, а решение задачи характеризуется расширенным составом показателей.

14. В качестве базового метода при решении задач управления производством электроэнергии в рамках энергосистем, содержащих электростанции различных типов, может быть использован метод динамического программирования с типовой целевой функцией, характеризующей стремление к минимизации издержек управления производством электроэнергии при заданных его объемах. Результатом решения этой задачи являются очередность загрузки и объемы производства электроэнергии на электростанциях различных типов. Различные модификации этого метода могут учитывать характер исходных данных (стохастический или детерминированный).

15. При управлении производством и реализацией электроэнергии в гидроэнергетических компаниях одной из важнейших проблем является рационализация использования водных ресурсов, содержание которой составляет регулирование стоков, различающееся по периоду упреждения суточное, недельное, годичное и многолетнее) и видам регулирования, зависящим от системы водозабора, погодных и иных условий (компенсирующее, буферное, перерегулирование, трансформация паводков и аварийное) с учетом ограничений, определяемых интересами всех водопользователей региона.

Специфика системы стоков и взаимосвязей между ними в энергосистеме, предопределяет возможность постановки различных вариантов задач планирования производства электроэнергии в гидроэнергетических компаниях в оперативном режиме среднесрочном и догосрочном периоде в рамках энергосистем. В качестве критериев в таких задачах могут использоваться минимизация холостых водосбросов (однокритериальная задача), максимизация выработки стабилизация уровней водохранилищ, векторные критерии (минимум холостых водосбросов и максимум объемов производства электроэнергии) и некоторые другие. Основными ограничениями задачи являются, кроме производственных, базовые соотношения между водными потоками.

16. Важным условием повышения эффективности деятельности гидроэнергетической компании является рационализация стратегии ее рыночного поведения за счет формирования обоснованных функций предложения электроэнергии на рынке сутки-вперед. Серьезным фактором риска здесь является высокая волатильность цен на электроэнергию, обусловленная неопределенностью информации и ограниченностью сведений о конкурирующих компаниях, их генерирующих мощностях, тактике рыночного поведения.

Ценовые риски для гидроэнергетической компании можно разделить на две основные категории: а) риски непоной поставки; б) занижение цены в заявке по сравнению с рыночной. Минимизация этих рисков связывается соответственно: с повышением точности оценок рыночных характеристик и с повышением обоснованности параметров заявки на торги.

17. Для формирования оптимальной функции предложения может быть использована двухуровневая оптимизационная модель производства электроэнергии с целевой функцией на максимум дохода. При постановке такой задачи учитывается случайный характер цены (известна функция ее распределения) и регуляторные ограничения на объемы производства, определяемые специфическими функциями ГЭС по обеспечению надежной работы энергосистем различных уровней и располагаемыми ресурсами (генерации и воды). При этом при формировании дохода могут быть учтены издержки ГЭС, как производственные, так и рисковые.

Постановка данной задачи значительно осложняется, если ее рассматривать на каскаде ГЭС. В этом случае необходимо учитывать в ограничениях взаимосвязи между потоками воды и объемами резервуаров.

В этой связи на первом уровне модели оцениваются оптимальные режимы использования водных ресурсов каскадов ГЭС, а на втором -формируется оптимальная заявка с учетом ожидаемых спроса и цены на электроэнергию.

18. Важным условием обеспечения устойчивости генерирующих энергоносителей, в целом, и гидроэнергетических компаний, в частности, является повышение обоснованности цен на электроэнергию на БР, которые формирует системный оператор. В работе показано, что решение этой проблемы может быть осуществлено с использованием модели равновесного ценообразования, учитывающей принципы формирования цены с учетом поведения различных участков рынка, балансы мощности и особенности ее распределения в сети, ограничений на объемы выпуска отдельными генераторами, по скорости сброса/набора нагрузки и располагаемые ресурсы компаний.

Диссертация: библиография по экономике, доктор экономических наук , Зубакин, Василий Александрович, Москва

1. Абрамов С.И. Инвестирование. - М.: Центр экономики и маркетинга, 2000. - 440 с.

2. Абрамов С.И. Управление инвестициями в основной капитал. -М.: Экзамен, 2000.

3. Акимова Т.А. и др. Основные критерии экоразвития. М.: Изд-во РЭА им. Г.В. Плеханова, 1994.

4. Абегов М.М., Григорьев JI.M. Экопотребление и тарифы на электроэнергию // Экономика и математические методы 2003. - Т.39 -№4.-С. 59-71.

5. Абегов М.М., Хорьков А.В. Прогноз предельных цен на топливо в России // Экономика и математические методы 1999. - Т.35 - № 2. - С. 61-70.

6. Алексанов Д.С., Кошелев В.М. Экономическая оценка инвестиций. -М.: Колос-Пресс, 2002.

7. Анализ и пути снижения рыночных рисков // Банковские технологии. -2000.-№6.-с. 41-42.

8. Андрейчиков А.В., Андрейчикова О.Н. Анализ, синтез, планирование решений в экономике. М.: Финансы и статистика, 2002.

9. Аньшин В.М. Инвестиционный анализ. -М.: Дело, 2000.

10. Артеменко В.Г. Финансовый анализ. М.: ДИСС, 1999.

11. Аугусти Г., Баратта А. Кашиати Ф. Вероятностные методы в строительном проектировании. -М.: Стройиздат, 1988.

12. Бадин К.В., Воробьев С.Н. Управление рисками. М.: ЮНИТИ, 2005.

13. Баринов Э.А., Хмыз О.В. Рынки: валютные и ценных бумаг. М.: Экзамен, 2001.

14. Бартон Т., Шенкир У., Уокер П. Комплексный подход к риск-менеджменту: стоит ли этим задумываться. М.: Изд. дом Вильяме, 2003.

15. Белендир Е.Н., Ивашинцов Д.А., Стефанишин Д.В., Финагенов О.М., Шульман С.Г. Вероятностные методы оценки надежности грунтовых гидротехнических сооружений. СПб.: ОАО ВНИИГ им. Б.Е. Веденеева, 2003, 2004. В двух томах.

16. Белов П.Г. Теоретические основы системной инженерии безопасности. М.: ГНТП Безопасность, 1996.

17. Бланк И.А. Управление финансовыми рисками. Киев: Ника-Центр, 2005.

18. Бобылев С.Н. и др. Экономика устойчивого развития, М.: Изд-во Ступени, 2004.

19. Бокс Дж., Дминкис Г. Анализ временных рядов. Прогноз и управление. Вып.-М.: Мир, 1974.

20. Бланк И.А. Управление формированием капитала. Ника-Центр, 2000.

21. Бочатко А.Н. Основы экологического аудита хозяйствующего субъекта. М.: Финансы и статистика, 1999.

22. Брейли Р., Майезс С. Принципы корпоративных финансов. -М.: ЗАО Олимп-Бизнес, 1997.

23. Васильев И.А. Анализ эффективности инвестиционных проектов. М.: ВЕДИ, 2001.

24. Вахрин П. Инвестиции. -СПб: Дашков и К, 2002.

25. Бахрушина М.А. Внутрипроизводственный учет и отчетность. Сегментарный учет и отчетность. Российская практика: проблемы и перспективы. М.: АКДИ Экономика и жизнь, 2000.

26. Векслер А.Б., Ивашинцов Д.А., Степанишин Д.В. Надежность, социальная и экологическая безопасность гидротехнических объектов: оценка риска и принятие решений. СПб: Изд-во ОАО ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева, 2002.

27. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Орлова Е.Р., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов. -М.: Дело, 1998.-248 с.

28. Виноградова Н.Н. Оценка влияния крупных гидроузлов наэкологическое состояние долин крупных рек. Двенадцатое межвузовской координационное совещание. Пермь. 1997. - С.29-30.

29. Воков Э.П., Баринов В.А., Маневич А.С. Проблемы и перспективы развития гидроэнергетики России. -М.: Энергоатомиздат, 2001.

30. Воконский В.А., Кузовкин А.И. Об энергоемкости национальной экономики и определяющих ее факторах // Экономика и математические методы. 2003. -Т.39. - № 4.

31. Воронцовский А.В. Инвестиции и финансирование: методы оценки и обоснования. СПб.: Изд. С.-Петербург, ун-та, 1998.

32. Воронцовский А.В. Основы теории выбора портфеля ценных бумаг // Вести. С.-Петербург, ун-та. Сер. 5. 1995. Вып. 1. С. 83-94.

33. Воронцовский А.В. Управление рисками. СПб.: Изд. С.-Петербург, ун-та, ОЦЭиМ, 1998.

34. Вяткин В.Н., Гамза В.А., Екатеринославский Ю.Ю., Хеймптон Д.Д. Управление рисками в рыночной экономике. -М. Экономика, 2002.

35. Галиц JI. Финансовая инженерия: инструменты и способы управления финансовым риском. М.: ТВП, 1998.

36. Глинитская Е.В. Теоретико-методологические основы иностранного инвестирования отечественного производства. М.: МАКС Пресс, 2001.

37. Глоцовский Н.Ф. Цели, возможности и механизмы устойчивого развития на разных уровнях природно-социальных систем // Переход к устойчивому развитию: глобальный, региональный и локальный уровни. М.: Товарищество научных изданий КНК, 2002.

38. Грабб М., Вролик К.Ю Брэк Д. Киотский протокол: анализ и интерпретация / Пер. с англ. М.: Наука, 2001.

39. Гранатуров В.М. Экономический риск / Учебное пособие. М.: Изд-во Дело и Сервис, 1999.

40. Грачева М.В. Анализ проектных рисков. Уч. Пособие. М.: ЗАО Финстатинформ, 1999.

41. Гринцина В., Курышева И. Особенности инвестиционного процесса // Экономист, 2000, № 3.

42. Гусев А.А., Гусева И.Г. Эколого-экономические проблемы устойчивого развития // Экономика природопользования, 1996, № 1.

43. Гусев А. А. Совершенные экономические проблемы природопользования. -М.: Международные отношения, 2004.

44. Дойхен Д.Ю. Пути повышения масштабов инвестиций в экономику России. М.: Агри Пресс, 2002.

45. Друбецкий Я.Н., Цуглевич В.Н. Инвестиционные ресурсы промышленных предприятий. М.: Экзамен, 2005.

46. Дубров A.M., Лагоша Б.А., Хрусталев Е.Ю. Моделирование рисковых ситуаций в экономике и бизнесе. М.: Финансы и статистика, 1999.

47. Думнов А., Потравный И. Экологические затраты: проблемы сопоставления и анализа. // Вопросы экономики, 1998, № 6.

48. Дьяков А.Ф. Тарифная политика и электроэнергетическая безопасность России. М.: Изд-во МЭН, 2000.

49. Есипов В., Маховикова Г., Терехова В. Оценка бизнеса. СПб: Питер, 2001.

50. Зубакин В.А. Управление издержками дает возможность для запуска инвестиционного проекта // энергия России. 2001, № 30.

51. Зубакин В.А. Управление проектом. Основы риск-менеджмента гидрогенерирующей компании / Учебное пособие. -С.-Пб. Изд-во Политех. Унив., 2005.

52. Измаков В.И., Измаков А.В. Технологическая безопасность и управление риском. Учебное пособие. М.: СПб.: Изд-во МЧС России, 1998.

53. Камаев В. Д. Экономика и бизнес. Теория и практика предпринимательства. М., 1993.

54. Кандинская О.А. Управление финансовыми рисками: поиск оптимальной стратегии. М.: Издательство АО Консатбанкир,

55. Кархов А.Н. Равновесное ценообразование в энергетике на основе дисконтированной стоимости. -М.: Изд-во ИБРАЭ, 1998.

56. Катасонов В.Ю. Проектное финансирование -М.: Анкил, 1999.

57. Клейнер Г.Б., Тамбовцев B.JL, Качалов P.M. Предприятие в нестабильной экономической среде: риски, стратегии, безопасность. -М.: Экономика, 1997.

58. Клейнер Г.Б., Тамбовцев B.J1. Предприятие в условиях неопределенности // Человек и труд, 1993, № 2.

59. Ковалев В.В. Методы оценки инвестиционных проектов. М.: Финансы и статистика, 2003. - 143 с.

60. Ковалев А.И., Привалов В.П. Анализ финансового состояния предприятия. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Центр экономики и маркетинга, 1997. - 192 с.

61. Ковалев В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Финансы и статистика, 1998. - 521 с.

62. Кожевников Н.Н., Чинакаева С.И., Чернова Е.В. Практические рекомендации по использованию методов экономической оценки инвестиций в энергосбережении. М.: Изд-во МЭИ, 2000.

63. Кобасов О.С. Конференция по окружающей среде и развитию. Рио-де-Жанейро (Бразилия), 2-14 июня 1992 г.: Краткое изложение основных документов // Правовые вопросы окружающей среды и природных ресурсов, 1993, № 1.

64. Кофф Г.Л., Гусев А.А., Козьменко С.Н., Воробьев Ю.Л. Оценкапоследствий чрезвычайных ситуаций. -М: МЧС РФ, 1997.

65. Кочанов П. Некоммерческие факторы кредитного риска // Управление риском. 2000, № 2.

66. Кузнецов В.Е. Измерение финансовых рисков // Банковские технологии. 1997. - № 7. - с.74-81.

67. Ластовецкий В.Е. Учет затрат по факторам производства и центрам ответственности. М.: Финансы и статистика, 1988.

68. Лебедев В.Г., Дроздова Т.Г., Кустарев В.П. и др. Управление затратами на предприятии: Учебник/ Под общ. ред. Г.А. Краюхина СПб.: Изд. дом Бизнес-пресса, 2000.

69. Лобанов А., Порох А. Анализ применимости различных моделей расчета value at risk на российском рынке акций // Рынок ценных бумаг. -2001 -№ 2.-с. 65-70.

70. Лобанов А. Проблема метода при расчете value at risk // Рынок ценных бумаг. 2000 - № 21. - с.54-58.

71. Лобанов А. Регулирование рыночных рисков банков на основе внутренних моделей расчета VaR // Рынок ценных бумаг. 2000 - № 9. -с.65-66.

72. Лускатова О.В. Оценки риска и экономической устойчивости горных предприятий на основе нечеткой логики. Норильск: Норильский индустриальный ин-т, 2004.

73. МазурИ.И., Шапиро В.Д. и др. Реструктуризация предприятий и компаний. /Мазур И.И., Шапиро В.Д. и др. Справочное пособие/ Под ред. И.И. Мазура. М.: Высшая школа, 2000.

74. Мазур И.И., Шапиро В.Д. Управление проектами. -М.: Высшая школа, 2001.

75. Маленков Ю.А. Новые методы инвестиционного менеджмента. СПб.: Изд. Дом Бизнес-пресса, 2002.

76. Малик Л.К. Безопасность гидротехнических сооружений и перспективы развития гидроэнергетики в России // Геогр. и природ.ресурсы. 2000, № 2.

77. Маршал В. Основные опасности химических производств. -М.: Мир, 1989.

78. Меликян О. Основы управления рисками // Материалы международного научно-практического семинара Управление рисками. Москва, 18-19 февраля 2005.

79. Мониторинг социально-экономических последствий реформ электроэнергетики и догосрочный прогноз. М.: ГУ-ВШЭ, 2005.

80. Морозов Д.С. Проектное финансирование. Управление рисками и страхования. -М.: Анкил, 1989.

81. Морозов В.Н., Шахраманьян М.А. Прогнозирование и ликвидация последствий аварийных взрывов и землетрясений (теория и практика). -М.: УРСС, 1998.

82. Мушик Э., Мюлер П. Методы принятия технических решений. М.: Мир, 1990.

83. Найт Ф. Понятия риска и неопределенности: Пер с англ. // THESIS. 1994. Вып. 5-С. 12-28.

84. Нейман Дж. Фон, Моргенштерн О. Теория игр и экономическое поведение: Пер. с англ. М.: Наука, 1970.

85. О влиянии тарифов и цен субъектов естественных монополий на экономику России .II Вестник ФЭК России, 2002, № 3.

86. О концепции перехода РФ к устойчивому развитию. Указ Президента № 440 от 01.04.1996 // Российская газета. 1996, 9 апреля.

87. Обзор деятельности по охране окружающей среды РФ. ОЭСР, Париж, 1999.

88. Осика JI. Инвестиционная политика генерирующих компаний как средство обеспечения догосрочной надежности // Энергорынок, 2005, № 12.-2006, № 1.

89. Остапенко В. Мешков В. Собственные источники инвестиций предприятий // Экономист, № 8.2003, с. 28-36.

90. Островская Э. Риск инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2004.

91. Повестка дня на XXI век, раздел I. ООН, 1992.

92. Портер М. Международная конкуренция. М.: Международные отношения, 1993.

93. Порфирьев Б.Н. Экологическая экспертиза и риск технологий // Итоги науки и техники. Серия Охрана природы и воспроизводство природных ресурсов. М.: 1990, т. 27.

94. Принципы, касающиеся общих обязанностей и прав. ООН, 1992.

95. Радонов Г. Экоразвитие: надежды и сомнения. Заседание Всемирной комиссии по окружающей среде и развитию при ООН. Москва, 1999.

96. Распоряжение Правительства РФ от 28 августа 2003г., № 1234-р.

97. Риск-анализ инвестиционного проекта / Под ред. М.В. Грачевой. М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2001.

98. Романова Н.И. Экологическая устойчивость предприятия: постановка проблемы // Изв. Вузов. Строительство. 2002, № 7.

99. Рянова Т., Коробочкина С. Результаты торгов в свободном секторе оптового рынка электроэнергии за 2005 г. // Энергорынок, 2006, № 1.

100. Санеев Ю.Г. и др. Методы и модели разработки региональных энергетических программ. Новосибирск: Наука, 2003.

101. Сидикин Е. Экономика энергетических ресурсов // Промышленнаяэнергетика, 1998, № 8.

102. Силантьев А.И. О проблемах, вызванных созданием Чебоксарского водохранилища, и путях его решения // Мелиорация и водное хозяйство. 2001. - № 5. - С. 2-5.

103. Синяков В.Н., Кузнецова С.В., Беляева Ю.Л. Геоэкологическая безопасность Вогоградской области. Вогоград: Национальное информационное агентство л Природные ресурсы. 2003.

104. Смирнова Е. Производственный риск: сущность и управление // Управление риском. 2001. - № 1.

105. Справочник укрупненных показателей стоимости замещения ТЭС с допонениями и изменениями. М.: РАО ЕЭС России, 2005.

106. Степин Р.С. Философия науки и техники. Уч. Пособие. М.: Гердариика, 1996.

107. Стефанишин Д.В., Шульман С.Г. Проблемы надежности гидротехнических сооружений. СПб.: Изд-во ВНИИТ им. Б.Е. Веденеева, 1991.

108. Тихомиров Н.П., Зубакин В.А., Друбецкий Я.Н. Методы оценки и управления взаимосвязанными рисками в гидроэнергетике // Экономика природопользования, 2006, № 2.

109. Тихомиров Н.П., Потравный И.М., Тихомирова Т.М. Методы анализа и управления эколого-экономическими рисками. -М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2003.

110. ИЗ. Тихомиров Н.П., Тихомирова Т.М. Эколого-экономические риски: методы определения и анализа // Экономика природопользования. ВИНИТИ РАН, М., 2001, № 6.

111. Тихомиров Н.П. Эконометрика. М.: Экзамен, 2003.

112. Тукенов А.А. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции. -М.: Электроатомиздат, 2005.

113. Тэпман Л.М. Риски в экономике. М.: ЮНИТИ, 2002.

114. Уинвинг Д., Тибаева Н. Н. ГЭС инвестиции для заклинателейдождей, Объединенная Фин. Группа, Инвестиционный обзор от 17.03.2004.

115. Уотшем Дж., Паррамоу К. Количественные методы в финансах. М.: ЮНИТИ, 1999.

116. Управление риском. М.: Наука, 2000.

117. Уринсон Я.М. Управление издержками одна из основных задач // Энергия России. -2001, № 11-12.

118. Уринсон Я.М. Грамотное управление издержками основа устойчивого функционирования энергокомпаний // Энергия России. -2003, X, № 29-30.

119. Урсул А.Д. Путь в ноосферу: концепция выживания и устойчивого развития.-М.: Луч, 1993.

120. Федотова М.Н. Как оценить финансовую устойчивость предприятия // Финансы, 1995, № 6.

121. Филиппов С.П., Лебедев А.В. Мультирегиональная динамическая модель мировой энергетической системы. Иркутск: ИСЭМСО РАН, Паритет № 4, 2003.

122. Хохлов Н.Р. Управление риском / Учебное пособие. М.: ЮНИТИ, 1999.

123. Цельмер Г. Учет риска при принятии управленческих решений // Проблемы МСНТИ, 1980, № 3.

124. Чепурных Н.В., Новоселов А.Л., Дунаевский Л.В. Экономика природопользования. -М.: Наука, 1998.

125. Чепурных Н.В., Новоселов А.Л. Экономика и экология: Развитие, катастрофы. М.: Наука, 1998.

126. Чернова, Кудрявцев Управление рисками. М.: Проспект, 2005.

127. Чернова Г.В. Практика управления рисками на уровне предприятия. -СПб.: Питер, 2000. 176 с.

128. Чмерев Т. Анализ торгов в секторе свободного торговли оптового рынка электроэнергии за декабрь 2005 г. // Энергорынок, 2006, № 1.

129. Шапиро В.Д. и др. Управление проектами. СПб.: Два-Три, 1993.

130. Шапкин А.С., Шапкин В.А. Теория риска и моделирование рисковых ситуаций. -М.: Дашков и К0, 2005.

131. Шапкин А.С. Экономические и финансовые риски. Оценка, управление, портфелей инвестиций. М.: Дашков и К0, 2005.

132. Шарп У., Александер Г., Бэйли Дж. Инвестиции: Пер. с англ.-М.: Инфра-М, 1997.

133. Эдельман В., Белобров В. Риск-менеджмент в электроэнергетике: цель надежность электроснабжения // Энергорынок, 2006, № 2.

134. Экономика и управление энергетическими предприятиями / Под ред. Н.Н. Кожевникова. -М.: АСАДЕМА, 2004.

135. Экономика и энергетика регионов Российской Федерации. М.: Экономика, 2001.

136. Энциклопедия финансового рис-менеджмента /Под редакцией А.А. Лобанова, А.В. Чугунова. М.: Альпина Паблишер, 2003.

137. Юсупов И.Х. Об энергетической стратеги России на период до 2020 г. // Энергетическая политика, 2003, № 3.

138. Amendment to Capital Accord to Incorporate Market Risks. Bank for International Settlements Basle Committee. January 1996.

139. AS/NZS 4360. Risk Management, 1999.

140. Bandia Anil? Diebold Francis X., Schuermann Т., Stroughair John D. Modeling Liquidity Risk, With Implications for Traditional Market isk Measurement and Management, the Wharton financial institutions centerworking paper. 1999.

141. Biederman R. Safety concert for damsA development of the swiss concept since 1980 // Wesser, energic, luft. 3/4 Boden, 1997. pp. 55-72 Sieber H.U. Hazard and risk assessment in German standards for dams.

142. Botnen O.J., Johannesen A. and other. Modelling of Hydropower'92, Lillehammer, Norway, June, 1992.

143. British Standards Institution. BS5760 Reliability of systems, equipment and components: Part5-guide to failure modes, effects and criticality analysis (EMEA and FMECA)/ BSI. - London, 1991.

144. Browhing R.L. Human Factors in Fault Trees. Chem. Eng. Mog., 72, June, 1976.

145. Bruno N. Sachs J. Energy and resource allocation: adynamic model of the Dutch disease \\ Review of Economic Studies, 2000, v, 49, pp. 845-859.

146. Campbell J.V., Lo A.W., MacKinley A.C. The Econometrics of Financial Markets. Princeton Un. Press, 1997.

147. Caouette J.B., Altman E. I., Narayanan P. Managing Credit Risk: The Next Great Financial Challenge. N. Y.: John Wiley &Sons, 1998.

148. Center for Risk Management of Engineering Systems (CRMES), Ranking of Space Shuttle FMEA/CIL Items: The Risk Ranking and Filtering (RRF) Method, university of Virginia, Charlottesville, 1991.

149. Crosetti P. A. Fault Analysis roith Probability Evaluation. IEEE Trans. Nuck. science/1971,18, pp. 465-471

150. CSA 1991. "Risk analysis requirements and guidelines". Canadian Standard Association (CSA), CANCSA Q834-91, 1991.

151. Dam Faillures statistical analysis. Bulletin No. 99. ICOLD. Paris. 1995.

152. Doherty N. A. Integrated Risk Management: Techniques and Strategies for Reducing Risk. N.Y.; McGraw-Hill, 2000.

153. Dowd K. Beyond Value at Risk: The New Science of Risk Management. -Chichester: John Willey & Sons, 1998.

154. EFI Technical Report N 3483: EFI's Models for Hydro Scheduling, 1988.

155. Elton E. J., Gruber M. J. Modern Portfolio Thheory and Investmrnt Analyses. Fifth Edition, N. Y., 1995.

156. Eriksen P. В., Ravn H. F., and other. Hydro-Thermal Scheduling; Computational APP roaches for optimal scheduling of moxed Hudro-thermal Systems // Hydroporves Into the Next Century/ Barcelona, Spain, 1995 june.

157. Flatabo N., Haugstad A., Mo В., Fosso O.B. Sport-term and Medium-term Generation Scheduling in the Norwegian Hydro System under Competitive Power Market Structure, proceedings from EPSOM 98, Zuzich, Switzerland, September, 1998.

158. Freeman A. M. The Benefits of Environmental Approvement: Theory and Practice. Sofh Hopkins Univ. Press. - Baltimore, 1979.

159. Fussell J. Fault Tree Analysis Concept and Techniques in Genetic Techniques in Reliability Assessment/ Henley E., Lynn J. (eds.). Noordhoff,

160. Pud. Co. Leyden, Holland, 1976.

161. Gibson L. Implementing the SEC risk requirements to shareholder valule. Workng paper. 1998.

162. Gjelsvik A., Rotting T.A., Roynstarand J. Long-term Scheduling of Hydro-Tehermal Power systems // Hydropower, 92, Lillehammer, Norway, 1992, June.

163. Guidelines on risk assessment. Australian national Committee on Large Dams. January, 1994.

164. Haimes Y.Y. Risk Modeling Assessment and Management. N.Y. J.WILEY &SONS, INC, 1998.

165. Hartford D. Dam risk management in Canada A Canadian approach to dam safety // Int. Works pop on risk based dam safety evaluation. -Trondheim. 28-29 June, 1997.

166. Haugstad A., Rismark 0. Price Forecasting in an open Electeicity Market based on Systemsimulation. SINTEF Energy Research, Norwegian Power Brokers, Trondheim, Norway, 2000.

167. Hoeg K. New dam safety legislation and the of risk analysis // In. Journal on Hydropower and Dams, 1998.

168. Hussain A. Managing Operation Risk in Finance Markets. Butterworth-Heinemann, 2000.

169. Jorion P. Financial Risk Manager. Carli Manager Corporation. 2000.

170. Jorion P. Value at Risk. The McGraw-Hill Companies. Inc., 1997.

171. Jorion P. Value at Risk. The New Benchmark for Controlling Market Risk. John Wiley&Sons. 1996.

172. King J. Operation Risk: Measure and Modelling. John Wiley&sons, Inc. 2001.

173. Killingtveit A., Reitan R. A Mathematical Model for Planning of Short and Long Term Operation of a Hydro Power System // Internatioal Symposium on Real Time Operation of Hydrosystems, university of Waterloo, Ontario, Canada, 1981, June24-26.

174. Kreuzer H. The use of risk analysis to support dam safety decisions and management. Trans of the 20-th Int. Congress on Large Dams. Vol. 1. Q. 76. GR. 19-22 September. Beijing-China. 2000.

175. Kuhn H. W., Tucker W. Nonlinear programming // Proceeding of Second Berkley Symposium on Mathematical Statistics and Probability, University of California Press, Berkeley, C.A., 1950, pp. 481-492.

176. Kumamoto H., Henley E.J. Probabilistic Risk Assessment and Management for Engineers and Scientists. N.Y.ieee Press, 1996.

177. Law A.M., Kelton W.D. Simulation Modeling and Analisis. N. Mc Graw Hill, 1991.

178. Linsmeier T.J., Pearson N.D. Risk Measurement: An Intoduction to Value-at-Risk. University of Illinois at Urbana-Champaign. 1996.

179. Lore M., Borodovsky L. (eds.) The professional's handbook of Financial Risk Management. Reed Education and Professional Publishing Lth. 2000.

180. Mo В., Haugstad R., Fosso O.B. Integrating Long and Sport-Term Models for Hydro Scheduling // Hydropower'97, Trondheim, Norway, 1997, July.

181. Morgan-Reuters J.P. RiskMetrics Technical Document/Foutth Edition, N.Y.: LLC, 1998.

182. Penza P., Bansal V. Measure Market Risk with Value at Risk. John Wiley&Sons, Inc. 2000.

183. Present situation suggestion // The use of risk analysis to support dam safety decisions and management. Trans. Of the 20-th Int. Congress on Large Dams. Vol. l.Q. 76. R.43. PP. 669-689. 19-22 September. Beijing-China. 2000.

184. Renn O. White Paper on Risk Governance (PGWP: Toward an Integrative Approach). Geneva, Switzerland: The International Risk Governance Counsil, 2005.

185. Report of the UN Conference on Enviroment and Development, Rio de Janeiro, 3-14 June, 1992, V. 1. Resolutions Adopted on the Conference. -N.Y.: UN, 1993.

186. Reservoirs Act, 1975. Nmso. London, 1975.

187. Risk analisis reguirements and guidelines. Canadion Standard Association, CANCSAQ 834-91,1991.

188. Risk assessment in dam safety management. ICOLD bulletin on risk assessment, 2003.

189. Skugge G. Including Nataral Gas in the Hydro-Thermal. Energy balance for Evaluation with Multiple Objectives and Uncertainties. Stackholm, Sweden, Royal Institute of Technology, Departament of Electrical Power system, 1992, September.

190. Stage S., Larsson Y. Incremental Cost of Water Power // AIEE Transactions, August, 1961.

191. Taylor St.J. Modelling Financial Time Series. Un. Of Lancaster, J. Wiley&Sons, 1986.

192. The use of risk analysis tob support dam safeiy decisions and management. Trans. Of the 20-th Int. Congress on Large Dams. Vol. l.Q. 76. R.21. PP. 669-689.19-22 September. Beijing-China. 2000.

193. Wangenstern I, Mo В., Haugstad A. Hydro Ganeration Planning in a Deregulated Electricity Market // Hydropower Into the Next Centry -Barcelona: Ague-Media International, 1995.

194. Watson D.J. Busines Risk Assessment of Dams An Australian (Victoria) Experience // Proc. of USCOLD Annual Lecture, Buffalo, New York, 1998.

195. Wilson R., Crouch Edmund A.C. Rick-Benefit Analysis. Center for Risk Analysis. Harvard University, 2001.

196. Wismer D.A., editor. Optimization Metods for Large-Scale Systems. N.Y. McGraw-Hill, 1971.

Blog