Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Моделирование и управление развитием электроэнергетического рынка России переходного периода тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	доктор экономических наук
Автор	Михайлов, Владимир Игоревич
Место защиты	Москва
Год	2005
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Моделирование и управление развитием электроэнергетического рынка России переходного периода"

На правах рукописи

МИХАЙЛОВ Владимир Игоревич

МОДЕЛИРОВАНИЕ И УПРАВЛЕНИЕ РАЗВИТИЕМ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА РОССИИ ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА

Специальность 08.00.05

Экономика и управление народным хозяйством

Специализация

Экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (промышленность)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени доктора экономических наук

Москва 2005

Работа выпонена в Государственном Университете управления на кафедре Управления в энергетике

Научный консультант:

доктор экономических наук, профессор Петровский Е.С. Официальные оппоненты:

член-корреспондент РАН, доктор экономических наук, профессор Макаров А.А. доктор экономических наук, профессор Хабачев Л.Д. доктор экономических наук, профессор Яркин Е.В.

Ведущая организация: ОАО Институт Энергосетьпроект

Защита состоится "23" июня 2005 года в 14-00 часов на заседании диссертационного Совета Д212.049.10 в Государственном Университете управления по адресу: 109542, Москва, Рязанский проспект, 99, зал заседаний Ученого Совета.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Государственного Университета управления

Автореферат разослан " мая 2005 г.

Ученый секретарь

диссертационного Совета Д212.049.10, кандидат экономических наук, доцент

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы исследования. Становление конкурентных рыночных отношений в электроэнергетике России предусматривает целенаправленную реализацию организационно-технических мероприятий, благодаря которым отрасль достигла бы максимальной эффективности, сохранив присущую ей надежность энергоснабжения. В их числе - преобразование экономических отношений в электроэнергетике, формирование института участников рынка, совершенствование структуры управления, создание нормативно-правовой базы, регулирующей правоотношения между продавцами, покупателями электроэнергетической продукции и инфраструктурными органами.

В настоящее время в отрасли осуществляется комплекс мероприятий по переходу на рыночную основу функционирования сферы купли-продажи электрической (ЭЭ), а в последствии и тепловой (ТЭ) энергии. Сформированы новые рыночные инфраструктуры на федеральном оптовом рынке электрической энергии (ОРЭМ): Администратор торговой системы ОРЭМ (НП АТС) - орган коммерческой координации последнего; Системный оператор (ОАО СО-ЦЦУ ЕЭС) -орган оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России; Федеральная сетевая компания (ОАО ФСК ЕЭС) - транспортная инфраструктура ОРЭМ. Принят пакет Федеральных законов (ФЗ) и правила ОРЭМ переходного периода, предусматривающие либерализацию отпускных цен на ЭЭ. В ноябре 2003 г. осуществлен запуск конкурентного сектора ОРЭМ {рынок 5-15%). РАО ЕЭС России формируются и реализуются программы реорганизации акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), являющихся субъектами естественных монополий в сфере регионального энергоснабжения.

Период становления конкурентных рыночных отношений в сфере купли-продажи ЭЭ в методическом и организационном плане является наиболее важным и сложным на пути рыночных преобразований в отрасли. В этот период оптимизируется структура рыночной среды, механизмы управления отраслью; осуществляется переход к системе обеспечения надежности энергоснабжения, основанной на законодательной и имущественной ответственности участников рынка и органов государственной власти и управления федерального и регионального уровней. В основе организационно-технических мероприятий переходного периода -совершенствование переходной и разработка целевой модели построения сферы купли-продажи ЭЭ, рыночно ориентированной системы ценообразования, корректировка методов оперативно-диспетчерского управления и экономической координации в ЕЭС России, методов коммерческого учета ЭЭ, системы взаиморасчетов за ее поставку и т.д. Приоритетным направлением является создание экономических условий для привлечения инвестиций в отрасль.

Значительный научный вклад в развитие экономики отечественной электроэнергетики на переходном этапе формирования конкурентной рыночной среды внесли работы ЭВокова, Н.И.Воропая, А.З.Гамма, Л.Д.Гительмана, В.И.Денисова, В.Г.Китушина, В.В.Кузьмина, Г.П.Кутового, Н.Г.Любимовой, АА.Макарова, Е.А.Медведевой, А.С.Некрасова, С.В.Образцова, В.Р.Окорокова, Б.В.Папкова, И.В.Фраера, Л.Д.Хабачева, В.В.Хлебникова, П.М.Шевкоштясова,

В.И.Эдельмана, Е.В.Яркина и др.

НОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ БИБЛИОТЕКА

В решении конкретных проблем формирования рынка ЭЭ в РФ, в разработке методического, нормативно-правового и программного его обеспечений, в проведении анализа эффективности используемых экономических механизмов, схем взаимодействия между участниками рынка и обобщении полученного опыта принимают участие РАО "ЕЭС России", органы государственного управления [Минэкономразвития России, Федеральные агентства по атомной энергии и по энергетике, ФСТ России и др.], инфраструктурные органы ОРЭМ [НП АТС, ОАО СО-ЦДУ ЕЭС, ОАО ФСК ЕЭС], научно-исследовательские и проектные институты [АО ВНИИЭ, ИНЭИ РАН, ОАО НИИЭЭ, СЭИ СО РАН, АО ЭНИН им. Г.М.Кржижановского, ОАО "Энергосетьпроект"], ряд других организаций, авторских колективов и представителей научной общественности.

В настоящее время в отрасли еще не внедрены эффективно работающие механизмы оптовой и розничной торговли ЭЭ; не решен ряд основополагающих методических, нормативно-правовых, организационных, информационно-технологических аспектов проблемы последовательного реформирования отрасли на конкурентной основе. Не поностью завершено формирование организационно-технологической модели функционирования электроэнергетического рынка переходного периода1. Не поностью определены, конкретизированы и взаимоувязаны в пространственном и временном аспектах все составляющие её механизмы (хозяйственные, финансовые, экономические, технологические, регулирующие). В частности, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003г. N643 Правила ОРЭМ переходного периода требуют корректировки и методической проработки отдельных регламентируемых ими механизмов. Правила:

- не поностью увязаны с ФЗ Об электроэнергетике, определяющим основополагающие элементы целевой модели конкурентного ОРЭМ;

- не создают дожных экономических стимулов для развития сектора свободной торговли; не обеспечивают поную поддержку функционирования ОРЭМ в условиях прекращения действия его регулируемого сектора;

- существенно ограничивают возможности заключения прямых двусторонних контрактов на ОРЭМ и не предполагают возможность хеджирования сделок купли-продажи ЭЭ;

- предоставляют покупателям и продавцам ЭЭ неравные права участия в конкурентном секторе ОРЭМ;

- не в поной мере учитывают особенности участия ТЭЦ в рынке ЭЭ.

В результате актуальным становится поиск организационных, экономических, управляющих и иных решений, способствующих устранению возникших проблем переходного периода и вхождению в конкурентный рынок на взаимоприемлемых для потребителей и производителей ЭЭ условиях. Отсутствие управляющих решений по формированию структуры рынка и института его участников, организации системы хозяйственных взаимоотношений между ними может

1 Под указанной моделью понимается некоторый набор правил, методических положений и рекомендаций, экономических условий, регламентирующих состав субъектов рынка; механизмы ценообразования, хозяйственных взаимоотношений и взаиморасчетов между субъектами рынка; механизмы государственного и рыночного регулиро-ваний^ "мёханйзМы экономической координации и диспетчерского управления; механизмы финансового и информационного обслуживания.

существенно затруднить переход к конкурентной основе рынка ЭЭ, спровоцировать необоснованный рост цен, чрезмерно увеличить финансовые риски предприятий отрасли, привести к технологическим нарушениям в системе энергоснабжения, спровоцировать возникновение и развитие кризисных ситуаций.

Сложившаяся в отрасли экономическая ситуация и общая направленность рыночных реформ в отрасли предопределили цель и задачи настоящего диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является разработка научно обоснованных методов управления развитием электроэнергетического рынка России переходного периода, обеспечивающих возможность обоснования выбора и оптимизации структурных, организационных, экономических и иных решений, способствующих устранению возникших в отечественной электроэнергетике проблем переходного периода, повышению финансовой устойчивости производителей ЭЭ и установлению минимально возможной отпускной цены ЭЭ при условии соблюдения требуемых показателей ее качества и стандартов надежности энергоснабжения потребителей.

Реализация поставленной цели базируется на методическом решении комплекса задач по идентификации параметров модели электроэнергетического рынка России переходного периода, адаптированной к реформируемой структуре отрасли, вновь создаваемому институту участников рынка ЭЭ и обновляемым положениям государственного регулирования тарифов в сфере производства и сбыта энергии. Задачами диссертационного исследования являются разработка:

- организационно-технологической модели функционирования электроэнергетического рынка России переходного периода, адаптированной к условиям завершения реструктуризации его оптовой и розничной сферы и поддерживающей управление процессом последовательной либерализации рыночной среды для обеспечения плавного ценового вхождения в его конкурентную фазу;

- методического обеспечения для моделирования (идентификации) и обоснования границ зон обслуживания (ценовых зон) оптовой и розничной торговли электрической энергией,

- методов и механизмов, обеспечивающих повышение финансовой устойчивости и конкурентоспособности ТЭЦ АО-энерго в период реформ, в том числе за счет оптимизации их производственной структуры;

- контрактной системы участников рынка ЭЭ России переходного периода, адаптированной к формируемой его инфраструктуре, составу коммерческих участников (продавцов и покупателей) и модели функционирования.

Предмет исследования - система хозяйственных взаимоотношений между поставщиками, покупателями ЭЭ и обслуживающей их рыночной инфраструктурой (органы коммерческой и технологической координации, сетевые структуры), действующая в условиях перехода к конкурентному рынку.

Объект исследования - сфера оптовой и розничной купли продажи электрической энергии и мощности российского электроэнергетического рынка переходного периода.

Методическая и теоретическая основа исследования: - элементы аппарата теории вероятностей и математической статистики, кластерного анализа, теории двойственности; базовые положения теории элек-

трических цепей, теории контрактов, методы экономико-математического моделирования и оптимизации, рейтинговых оценок и количественной оценки сложных систем в условиях определенности (метод векторной оптимизации); основополагающие принципы организации вычислительных (компьютерных) сетей, информационных баз данных, систем управления ими, организации системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.

- нормативно-правовые акты РФ, отраслевые инструктивные материалы и методические разработки, связанные с реструктуризацией отрасли и реформированием сферы купли-продажи электроэнергии;

- нормативно-правовые акты РФ и методические разработки товарно-сырьевых и фондовых бирж РФ, определяющие условия и процедуру биржевых торгов;

- теоретические и прикладные разработки российских и зарубежных ученых и ведущих специалистов отрасли в области формирования механизмов хозяйственных взаимоотношений и взаиморасчетов между предприятиями электроэнергетики, тарифной (ценовой) политики на оптовом и розничном рынках ЭЭ, механизмов государственного и рыночного регулирования; организации управления электроэнергетическим комплексом;

- нормативно-правовые акты зарубежных государств, регламентирующие механизмы функционирования электроэнергетических рынков.

Информационная база исследования - результаты зарубежных и отечественных маркетинговых исследований в сфере купли-продажи товара и оказания услуг, в том числе на электроэнергетических рынках; показатели экономического развития электроэнергетики зарубежных государств рыночной ориентации; обосновывающие материалы для расчета тарифов на ЭЭ, отпускаемую АО-энерго; данные Федеральной службы государственной статистики (ФСГС) по инфраструктурным отраслям экономики РФ; показатели экономического развития субъектов электроэнергетики (в объеме представляемых ими в ФСГС России форм отчетности); характеристики режимов электропотребления отдельных групп потребителей, энергообьединений и объединенных энергосистем.

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором, заключаются в разработке:

- организационно-технологической модели функционирования оптовой сферы торговли ЭЭ на электроэнергетическом рынке России переходного периода:

а) адаптированной к условиям и направлениям реформирования инфраструктуры рынка и института его участников;

в) поддерживающей управление процессом либерализации рынка ЭЭ, функционирование вновь вводимых секторов торговли (рынка электрической мощности и балансирующего рынка), введение производных финансовых инструментов и биржевой формы торговли ими;

г) иерархически структурированной вследствие различной подготовленности территории РФ к введению конкуренции в сфере поставки ЭЭ;

д) реализуемой на оперативно-договорной основе и на базе прямых контрактных отношений типа продавец-покупатель;

- концепции перехода электроэнергетики РФ к конкурентному рынку ЭЭ, определяющей перечень и последовательность реализации основных мероприятий (управляющих решений) по реформированию рыночной инфраструктуры и ин-

статута поставщиков, системы контрактных отношений в коммерческой сфере и сфере услуг, принципов государственного регулирования энерготарифов;

- методов и механизмов топологического моделирования (идентификации) энергозон оптовой сферы электроэнергетического рынка России (зон торговли ЭЭ) исходя из условий доступа в рыночную среду, а также моделирования сетевой инфраструктуры розничной сферы этого рынка на базе региональных электрических сетей, выделяемых из региональных энергосистем (АО-энерго);

- концепции и механизмов обеспечения безубыточности производственной деятельности ТЭЦ АО-энерго на электроэнергетическом рынке России переходного периода в период испонения ими социальных обязательств по теплоснабжению населения;

- методики моделирования конкурентоспособных и финансово устойчивых генерирующих компаний (на базе ТЭЦ АО-энерго), оптимизирующей их производственную структуру исходя из выравнивания стартовых условий выхода этих компаний на конкурентный сектор рынка ЭЭ (рынок 5-15%);

- системы контрактных отношений участников электроэнергетического рынка России переходного периода, обеспечивающей правовую поддержку базового набора транзакций, имеющих место и возникающих вновь в процессе продвижения ЭЭ от ее производителя до конечного потребителя в указанный период;

- системы ограничений поставки и отключения потребителей в связи с неплатежами, адаптированной к реформированной инфраструктуре рынка электрической энергии России переходного периода и составу его участников.

Степень обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации. В основе полученных в диссертации научных результатов лежит:

-анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта рыночного реформирования электроэнергетики, в т.ч. анализ проблем переходного периода;

- выработка, логико-экономический анализ альтернативных вариантов решений и их рейтинговое оценивание по обоснованным критериям сравнения;

- использование аппарата теории вероятностей и математической статистики для оценки непротиворечивости рабочих гипотез, формируемых в процессе проведения кластерного анализа;

- сопоставление результатов моделирования с ретроспективными отчетными данными предприятий отрасли;

- системный подход к разработке модели функционирования рыночной среды в сфере купли-продажи ЭЭ, базирующийся на взаимоувязке механизмов функционирования российского рынка ЭЭ переходного периода и системы информационно-технологического обслуживания его участников в пространственном и временном аспектах и на учете общей направленности и результатов рыночных преобразований в отрасли.

Научная новизна диссертационной работы. Состоит в разработке методологии и комплекса моделей управления развитием электроэнергетического рынка России переходного периода на конкурентной основе, предназначенных для выработки логически и экономически обоснованных управляющих решений в области идентификации и оптимизации границ зон оптовой и розничной торговли ЭЭ; оптимизации производственной структуры поставщиков электрической энергии (ТЭЦ АО-энерго); синтеза контрактной системы оптового электроэнергетиче-

ского рынка России переходного периода исходя из заданной его инфраструктуры, системы взаимоотношений между его участниками и модели.

Значение полученных результатов для теории и практики. Значимость полученных автором научных результатов для теории состоит в приращении научных знаний в области разработки методов идентификации и оптимизации параметров российского электроэнергетического рынка переходного периода (географические границы рынка, его участники); в области формирования организационно-технологической модели этого рынка и управления его развитием на конкурентной основе исходя из баланса коммерческих интересов производителей и конечных потребителей ЭЭ.

Практическая значимость диссертации определяется использованием её результатов для разработки нормативно-правовой базы и механизмов функционирования российского электроэнергетического рынка переходного периода, проектирования системы информационно-технологического обслуживания участников этого рынка и управления развитием параметров рыночной среды.

Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Основополагающие положения и методические рекомендации диссертации положены в основу методических разработок ЦДУ "ЕЭС России", РАО "БЭС России" и НП АТС; использованы в практической деятельности ряда акционерных обществ энергетики и электрификации и в процессе их реструктуризации; внедрены в учебный процесс ВИПКэнерго в целях повышения квалификации руководящих работников и специалистов отрасли.

Апробация результатов работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались:

- на республиканском семинаре Проблемы энергосбережения в законодательстве и стандартах (Киев: РДЭНТЗ, март 1992г.);

- на всероссийской научно-технической конференции Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири (Иркутск: ИрГТУ, 1994 г.);

- на международной научно-практической конференции Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты устойчивого развития (Москва: МТЭА, ноябрь 1994г.);

- на научно-практическом семинаре Инвестиционные ресурсы для стабилизации функционирования систем энергетики (Киев: УДЭНТЗ, май 1996г.);

- на всероссийском научном семинаре с международным участием Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики (Санкт-Петербург: ИСЭМ СО РАН, апрель 1997г.);

- на международном конгрессе энергетиков Энергетика. Рынок. Интеграция (Аматы: ОАО КЕСЮС, июнь 1998г.);

- на всероссийском научном семинаре Проблемы надежности при управлении функционированием, реконструкцией и развитием больших систем энергетики (Вышний Волочок: ИСЭМ СО РАН, июнь 2000г.);

- на пленарном заседании Бюро научно-технического совета РАО ЕЭС России и научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики (Москва: РАО ЕЭС России, май, 2001г.);

- на межрегиональном научно-техническом семинаре Оперативное управление электроэнергетическими системами - новые технологии (Сыктывкар: ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН, май 2003 г.);

- на 8-й международной научно-практической конференции Актуальные проблемы управления-2003 (Москва: ГУУ, октябрь 2003 г.);

- на открытом семинаре Экономические проблемы энергетического комплекса (Москва: ИНП РАН, 46-е заседание, ноябрь 2003 г.);

- на секции экономики и реформирования электроэнергетики НТС РАО ЕЭС России (Москва: РАО ЕЭС России, декабрь 2003 г.);

- на первом международном симпозиуме по межсистемным электрическим связям в северо-восточном регионе Азии (NEAREST, Сеул: KERI, май 2004 г.).

Публикации. Основные положения диссертации, отражающие отдельные аспекты исследования, опубликованы в 34 печатных работах общим объемом 137,9 п.л. (на долю автора 67,7 п.л.), из них 6 монографий общим объемом 126,4 пл. (на долю автора 57,1 п.л.). Диссертация состоит из введения (10 е.), пяти глав (259 е.), заключения (9 е.), списка использованных источников (190 наименований) и 2 приложений (61 е.). Основной текст диссертации изложен на 298 страницах и включает 8 рисунков, 17 таблиц.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе Переход электроэнергетики России к конкурентному рынку - неизбежная закономерность произведен анализ результатов формирования рыночной среды в сфере купли-продажи ЭЭ в отечественной и зарубежной электроэнергетике, осуществлен выбор и обоснование направлений исследования и разработана методология решения поставленных в диссертации задач.

В результате анализа зарубежной электроэнергетики установлены основные тенденции ее развития в современных условиях, выявлены характерные особенности ее функционирования в окружающей рыночной среде, идентифицированы и систематизированы проблемы переходного периода, намечены наиболее приемлемые пути их решения.

Наметившийся на рубеже 90-х годов XX века поиск новых моделей функционирования отрасли привел к формированию рыночных форм хозяйственных отношений между энергопредприятиями. Основные мировые тенденции в зарубежной электроэнергетике: либерализация, дерегулирование, коммерциализация и приватизация энергообъектов. Рыночное реформирование отрасли предусматривает вертикальную дезинтеграцию энергопредприятий, появление конкурентоспособных независимых производителей ЭЭ, разделение видов бизнеса в сфере основной деятельности энергопредприятий, совершенствование системы управления и контрактных отношений, развитие принципов ценообразования и т.д.

В числе проблем, возникающих на пути реформирования электроэнергетики -организация технологического управления процессами производства, передачи и распределения ЭЭ в условиях существенного расширения субъектов управления и критериев принятия решений; проблема обеспечения надежности электроснабжения потребителей и качества ЭЭ в условиях рыночных механизмов поддержания баланса спроса-предложения. Актуальна проблема обеспечения развития отрасли: приватизационные процессы в энергетике существенно изменили механизмы

принятия решений по управлению развитием энергетических систем. Не менее важной в условиях постоянно увеличивающегося числа коммерческих участников оптового рынка ЭЭ является проблема их информационного обслуживания и организации системы контроля и учета испонения принятых ими обязательств.

По результатам анализа автором формулируются следующие выводы.

1. Построение системы хозяйственных взаимоотношений субъектов электроэнергетики - специфика каждой страны и ее экономических условий.

2. Не существует универсальной модели функционирования электроэнергетики на конкурентной основе. Тем не менее, для них характерны: а) определенная степень вертикального разделения между монополистическими видами деятельности (в сфере передачи и распределения ЭЭ) и потенциально конкурентоспособными (в сфере генерации и поставки ЭЭ), б) ограниченный (открытый и справедливый) доступ к электрической сети и в) достаточный уровень конкурентности в потенциально приспособленных для этого сферах.

3. Конкуренция в электроэнергетике способствует повышению эффективности работы отдельных энергопредприятий и отрасли в целом, созданию экономических стимулов для привлечения внешних инвестиций, обеспечению технического прогресса и преодолению неблагоприятных тенденций развития.

4. На всех этапах формирования конкурентной рыночной среды в отрасли необходимо наличие органа государственного регулирования и адаптированной к конкретной модели рынка системы воздействий на его участников.

В главе выявлены характерные особенности и итоги начального периода становления рыночных отношений в электроэнергетике РФ, сформулированы причины введения рынка ЭЭ, проанализированы тенденции рыночных реформ и систематизированы основные направления развития сферы купли-продажи ЭЭ на конкурентной основе. Как показано автором, сложившаяся к 2001г. структура оптового рынка ЭЭ в РФ (ФОРЭМ), механизм его функционирования и ряд других факторов не обеспечивали возможность эффективной работы энергопредприятий. Для модели функционирования отрасли начала XXI в. было характерно отсутствие приемлемых механизмов торговли ЭЭ, оптимального управления режимами ее производства-потребления и дожной связи между оперативно-технологическими и финансово-экономическими механизмами в сфере купли-продажи ЭЭ. Целесообразность введения рынка ЭЭ определена возможностью корректного решения насущных проблем отрасли в новых экономических условиях и отсутствием этой возможности в существующих.

В главе показано, что к началу рыночных реформ в отрасли сложилась экономическая ситуация, которая характеризуется ограниченными возможностями использования применяемой модели рынка для развития конкуренции в секторе свободной торговли (на рынке 5-15%), минимизации отпускных цен и управления процессом их либерализации. Сложившаяся ситуация предопределила необходимость: а) выявления факторов, препятствующих развитию рыночной основы отрасли; б) систематизации основных направлений, способствующих развитию конкурентной среды в отрасли в соответствии с установленным государством курсом реформ, и идентификации комплекса поддерживающих их мероприятий; в) конкретизации способов решения возникающих в связи с этим задач. Перечень этих факторов, направлений и мероприятий сформулирован автором.

Комплексный характер проблемы формирования конкурентной рыночной

среды в сфере купли-продажи ЭЭ потребовал разработки специальной методологии диссертационного исследования. Данная методология представлена в первой главе и регламентирует процедуру отработки научно-обоснованной модели и параметров электроэнергетического рынка России переходного периода. В основе методологии - методы анализа и сценарного моделирования рыночной среды, идентификации и оптимизации ее параметров, качественно-количественных оценок, в т.ч. на базе аппарата теории вероятностей и математической статистики.

Для конкретизации различных аспектов решения поставленных перед отраслью задач (в первую очередь организационно-методических); корректного учета текущей рыночной ситуации и воздействующих на процесс реформирования отрасли факторов и условий; формирования научно обоснованной модели функционирования и развития сферы купли-продажи ЭЭ в переходный период рыночных преобразований отрасли автором разработана процедура выбора и оптимизации структурных, организационных и методических решений по созданию конкурентного рынка ЭЭ России. В соответствии с данной процедурой регламентируется некоторая последовательность действий. В их числе:

- логико-экономический анализ: а) текущего состояния отрасли (цель - сохранение характерных её особенностей и преимуществ; идентификация и классификация проблем переходного периода); б) зарубежного опыта рыночных реформ (цель - выявление тенденций развития, национальных особенностей электроэнергетики в рыночных условиях, проблем переходного периода и путей их решения);

- классификация основных направлений развития сферы купли-продажи ЭЭ в отрасли, формирование комплекса обеспечивающих мероприятий (в соответствии с поставленной целью реформирования) и оценка возможности их реализации;

- разработка структуры и модели функционирования электроэнергетического рынка России переходного периода (формулировка основных требований и принципов, выдвижение альтернативных вариантов, выбор наилучшего из них, тестирование рыночных механизмов, анализ и оценка состояния конкурентной среды);

- поная методическая проработка модели рынка с доведением составляющих её механизмов до агоритмов; сценарное моделирование рыночных процессов; взаимоувязка механизмов рынка во временном и пространственном аспектах;

- разработка концепции перехода к конкурентным рыночным отношениям в сфере купли-продажи ЭЭ, методов мониторинга рыночной среды, анализа её состояния, результатов и последствий реформирования;

- анализ текущего состояния рыночной среды в сфере купли-продажи ЭЭ и корректировка модели рынка ЭЭ в процессе её реализации.

В рамках рассматриваемой процедуры автором методически решены поставленные задачи, соответствующие стадии проектирования рыночной среды. В частности, формирование основных положений модели российского электроэнергетического рынка переходного периода (глава 2) базировалось на результатах:

- оценки обоснованности (достоверности) и экономической приемлемости указанных положений (по результатам сопоставления альтернативных вариантов решений и тестирования на соответствие антимонопольному законодательству);

- сценарного моделирования процесса формирования цен поставки ЭЭ на контрактную сферу ОРЭМ в экономических условиях 2001-2003 гг., с учетом тенден-

ций изменения стоимости топлива на перспективу до 2010 г. и в условиях последовательной либерализации ОРЭМ;

-концептуальной проработки системы коммерческо-технологического обслуживания участников ОРЭМ с выявлением информационных потоков, идентификацией базовых информационно-технологических задач, разработкой процедур обработки и обмена информацией между участниками ОРЭМ;

- методической проработки механизмов: реализации оперативной сферы ОРЭМ (рынок на сутки вперед) во временном и территориальных аспектах; формирования энергобалансов; введения штрафных санкций за нарушение контрактных условий (сектор отклонений ОРЭМ) и ограничения поставок ЭЭ неплательщикам на розничном рынке (РРЭМ).

Методическая сложность однозначной интерпретации результатов оценки ожидаемого экономического эффекта от реализации выбранной модели и механизмов функционирования рынка ЭЭ (различие критериев оценки эффекта для потребителей, производителей ЭЭ и отрасли в целом; вероятностный характер реализации прогноза состояния рыночной среды) обусловила использовать:

- логически обоснованную систему критериев сравнения (перечня качественных показателей, в первую очередь соответствующих цели и задачам реформ);

- ранжирование сопоставляемых вариантов по критериям сравнения (в соответствии с результатами проведенного логико-экономического анализа),

В методологию диссертационного исследования автором включена группа методов, связанных с оценкой параметров рынка ЭЭ, управлением развитием его конкурентной основы, повышением финансовой устойчивости его участников и управлением их рисками. Указанную группу составляют методы:

- идентификации и обоснования выбора основополагающего параметра российского электроэнергетического рынка переходного периода - географических границ зон его оптово-розничной торговли ЭЭ (энергозон), формируемых вследствие сложившихся различий по условиям доступа к сетевым услугам (гл.З);

- повышения эффективности участия в рыночной среде ТЭЦ АО-энерго, специфика которых определяется как взаимосвязью технико-экономических показателей их электрических и тепловых режимов, претерпевающих существенные изменения в разрезе года, так и необходимостью испонения данной группой поставщиков социальных обязательств по теплоснабжению населения (гл.4);

-синтеза и обоснования выбора правовой основы и гаранта осуществления всех типов транзакций на электроэнергетическом рынке России переходного периода - его контрактной системы, адекватной принятой модели функционирования рынка ЭЭ и системе взаимоотношений между его участниками, целенаправленно корректируемым в ходе реализации рыночных реформ в отрасли (гл.5).

Решение задач в области топологического моделирования (зонирования) ОРЭМ автором предложено осуществлять на базе методов кластерного анализа, рейтинговых оценок и сценарного моделирования влияния последствий реструктуризации рынка на стоимость услуг по передаче ЭЭ. Методы кластерного анализа применены для идентификации и обоснования зон обслуживания:

а) ОРЭМ, действующего на европейско-уральской части РФ. Основополагающий критерий определяет наличие и тесноту электрических связей потенциальных зон оптовой и розничной торговли ЭЭ;

б) РРЭМ, действующих в границах зон обслуживания современных АО-энерго или образуемых в результате их реструктуризации региональных сетевых компаний. Критерии интеграции региональных электрических сетей определяют электрическую связанность объединяемых РРЭМ, наличие у них общих территориальных границ и отсутствие существенных различий в стоимости предоставляемых ими услуг по передаче ЭЭ.

Для идентификации границ зон обслуживания ОРЭМ, действующих в пределах территорий электрически связанных РРЭМ, и границ зон обслуживания РРЭМ, формируемых в результате интеграции региональных электрических сетей, предложено применять иерархические агломеративные методы кластеризации. Целесообразность их использования определяется отсутствием априорных гипотез относительно объединения объектов в однородные группы.

Достоверность результатов кластеризации автором определена исходя из статистической проверки рабочих гипотез, выявления степени устойчивости кластеров (формируемых зон обслуживания рынка) к смене метода кластеризации и параметров выборки, возможности получения ожидаемых кластеров в соответствии с вводимыми и имеющимися сетевыми ограничениями.

Вследствие имеющейся неопределенности, возникающей в процессе идентификации кластеров и обусловленной экспертным оцениванием уровня значимости рабочих гипотез, формируются альтернативные варианты решений. Выбор наиболее приемлемого из них предложено осуществлять на основе метода рейтинговых оценок, предусматривающего ранжирование сопоставляемых вариантов по степени соответствия критериям: обобщенному стоимостному (в тыс. руб.) и удельному ценовому (в руб./МВт.ч). Первый из них минимизирует суммарный объем перекрестного субсидирования объединяемых зон обслуживания рынка (возникающего в связи с выравниванием стоимости услуг по передаче ЭЭ). Второй критерий оперирует с тарифами на передачу ЭЭ и обеспечивает баланс между их снижением в одних зонах и повышением в других. Для повышения достоверности кластерных решений автором разработан методический подход, позволяющий идентифицировать область пересечения кластеров, объекты, принадлежащие этой области, и осуществить привязку объекта к одному из пересекающихся кластеров на основании статистически оцениваемых параметров.

Одним из центральных элементов реформ является формирование института участников рынка ЭЭ и, в частности, производственной структуры генерирующих компаний (ГК) с участием ТЭЦ АО-энерго, выпоняющих социальные обязательства по теплоснабжению населения. О незавершенности методической проработки вопросов структуризации поставщиков ЭЭ на ОРЭМ переходного периода, на наш взгляд, свидетельствует отсутствие дожного выравнивания стартовых условий выхода ГК на конкурентный сектор рынка ЭЭ. По оценкам автора (2005 г., европейско-уральская зона РФ) мера рассеяния (коэффициент вариации) средне-отпускных тарифов на ЭЭ по группе территориальных ГК и тепловых оптовых ГК, формируемых по версии РАО ЕЭС России, составляет порядка 30 и 20 % соответственно. При этом в первой группе коэффициент вариации экономически обоснованного среднеотпускного тарифа на ЭЭ (и себестоимости ее производства) составляет порядка 30 %, объема отпуска ЭЭ - 75%, рентабельности продаж ЭЭ - 65%. В результате возможны риски: потери рынка сбыта для низкоэффективных в условиях государственного ценового регулирования поставщиков ЭЭ, в

т.ч. для ТЭЦ, вынужденно присутствующих на рынке ЭЭ; развития кризисных ситуаций в системе регионального энергоснабжения в связи с опасностью чрезмерного роста отпускных цен в результате их последующей поной либерализации.

Методическое обеспечение решения задач в области структуризации поставщиков рынка ЭЭ (гл. 4) включает в себя методы кластерного анализа, рейтинговых оценок и сценарного моделирования последствий формирования ГК. Основная целевая установка - обеспечение равных стартовых условий выхода ГК с участием ТЭЦ на рынок ЭЭ. Обобщенный (интегральный) критерий выравнивания стартовых условий ГК формируется по результатам анализа факторов, определяющих целевые установки реформирования отрасли и сферы регионального >нергоснабжения. Основным фактором, определяющим эффективность участия в рынке объединенных в ГК электростанций АО-энерго, принята отпускная цена или себестоимость производства ЭЭ вновь сформированными ГК. Остальные влияющие факторы рекомендовано определять по результатам корреляционного анализа и устранения наиболее тесных корреляционных связей между ними.

Моделирование производственной структуры ГК осуществляется в соответствии с процедурами иерархической агломеративной кластеризации, применяемой в условиях отсутствия априорно заданных обоснованных гипотез об объединении объектов в группы (кластеры). Процедура кластеризации состоит в последовательном объединении в ГК электростанций АО-энерго, существенно различающихся по параметрам группировки (количественным оценкам присущих каждой ЭС влияющих факторов). Критерием оптимальности выбора состава ГК предложено считать степень выравнивания каждой их обобщенной характеристики -на основании стандартных отклонений последних по группе ГК.

Предлагаемые автором способы обеспечения эффективного участия ТЭЦ в ОРЭМ переходного периода (гл.4) относятся к группам мероприятий:

- организационным (оптимизация структуры ГК на базе ТЭЦ - с целью создания равных стартовых условий выхода компаний на конкурентный рынок);

-экономическим (оптимизация механизма учета в тарифе на ЭЭ условно-постоянных затрат ТЭЦ - с целью устранения существенного роста удельной себестоимости производства ЭЭ в неотопительиый период; рыночная привязка тарифов ТЭЦ на ТЭ к регулируемым тарифам прочих поставщиков рынка ТЭ - с целью создания конкурентных условий сбыта тепловой энергии ТЭЦ):

-нормативно-правовым (регламентация особого статуса подачи заявок ТЭЦ на конкурентном ОРЭМ - с целью привязки почасовых объемно-ценовых заявок на продажу' ЭЭ к тепловому графику нагрузки ТЭЦ; регламентация особенностей формирования отпускных цен низкоэффективных ТЭЦ в период их вывода с рынка ЭЭ - с целью финансовой поддержки ТЭЦ, испоняющих социальные обязательства по теплоснабжению населения и др.).

Решение задач в области формирования системы взаимоотношений участников рынка ЭЭ переходного периода (гл.5) предусматривает разработку методических подходов, предназначенных для синтеза и верификации контрактной системы ОРЭМ и РРЭМ. Процедура синтеза основана на механизме идентификации параметров контрактной системы по параметрам модели рынка ЭЭ. В основе этого - интуитивное представление (рабочая гипотеза) о существовании однозначно интерпретируемых логических зависимостей или связей между указанными пара-

метрами. Принятие рабочей гипотезы влечет за собой возможность существования альтернативных вариантов решений контрактной системы, возникающих в связи с различной трактовкой отдельных элементов моделей организации и функционирования рынка ЭЭ в отрасли. Последнее происходит вследствие отсутствия однозначности представлений о механизмах решения проблем в области реформирования отрасли и их нормативно-правовой регламентации.

Процедура выбора контрактной системы предусматривает идентификацию критериев сопоставления и использование метода рейтинговых оценок альтернативных вариантов (в связи с наличием качественно определенных критериев).

В качестве критериев сопоставления автором предлагается использовать показатели, определяющие способность контрактной системы обеспечить: стабильность финансовой деятельности поставщиков и снижение их финансовых рисков; управление надежностью поставок ЭЭ; противодействие рискам возникновения неплатежей потребителей; развитие конкурентной среды; привлечение инвестиций в отрасль. Номенклатура указанных показателей сформирована автором исходя из необходимости решения наиболее актуальных задач переходного периода и обеспечения бескризисного развития отрасли.

В основе процедуры верификации контрактной системы - проверка поноты охвата всех хозяйственных взаимоотношений на рынке между коммерческими участниками и поддерживающей инфраструктурой; степени адекватности контрактной системы принятой модели и правилам рынка. В процессе верификации производится сценарное моделирование последствий нарушения контрактных условий поставки и покупки ЭЭ; оценивается влияние на финансовую устойчивость поставщиков, надежность поставок ЭЭ и ее качество отсутствие определенных контрактных форм взаимоотношений участников рынка и параметров контрактов.

Во второй главе Разработка организационно-технологической модели электроэнергетического рынка России переходного периода приведены основные результаты комплексной методической проработки этой модели, адаптированной к условиям выхода всех производителей на рынок ЭЭ и реструктуризации системы регионального энергоснабжения.

Возможность реализации товара на конкурентной основе автором рассматривается в первую очередь в сфере оптовой торговли ЭЭ, что логически вытекает: из степени подготовленности технологической инфраструктуры ОРЭМ, его участников, методического и правового обеспечения; из равноправия взаимоотношений коммерческих участников ОРЭМ (ввиду отсутствия у поставщиков законодательно закрепленной зоны обслуживания конечных потребителей и обязанности электроснабжения последних, наличия у покупателя свободы выбора контрагента и отсутствия публичного характера заключаемых контрактов); из большей рыночной ориентации системы государственного регулирования тарифов (ввиду не монопольного характера сферы поставки ЭЭ) и др.

Автором обоснован тезис о специфичности России и ее электроэнергетики, что следует из частичной сопоставимости с зарубежными аналогами показателей, характеризующих состояние национальной экономики и ее электроэнергетического сектора. На основании этого сформулированы выводы: а) в экономических условиях России зарубежный опыт построения рыночной среды в сфере купли-продажи ЭЭ может быть использован или в ограниченном объеме, или на ограниченных территориях, наиболее подготовленных организационно и технологи-

чески; б) требуется разработка адаптированной к российским условиям модели рынка ЭЭ, учитывающей особенности формирования организационной структуры отрасли, ее технологического управления и государственного регулирования.

В рамках решаемых в главе задач:

- исследована возможность функционирования ОРЭМ переходного периода при различных способах и глубине интеграции процессов производства, передачи и распределения ЭЭ в РФ; произведен сопоставительный логико-экономический анализ альтернативных вариантов;

- сформулированы принципы формирования продуктовых и географических границ энергозон ОРЭМ на территории РФ;

- идентифицирована структура и состав потенциальных субъектов ОРЭМ переходного периода; разработаны основополагающие элементы механизмов хозяйственных взаимоотношений и взаиморасчетов между ними, концепция механизма ценообразования, включающая математическую модель формирования отпускной цены на ОРЭМ, механизмы государственного регулирования, экономической координации и диспетчерского управления, финансового обслуживания участников ОРЭМ переходного периода.

Автором впервые для отечественной практики предложено на переходном этапе становления рынка ЭЭ применять иерархическую модель, основанную на взаимодействии территориальных (зональных), межзонального внутрироссийско-го и межгосударственного ОРЭМ. Географические границы этих рынков определены наличием экономических, технологических и административных барьеров, ограничивающих возможность приобретения ЭЭ покупателями за их пределами.

Основные отличия разработанной автором модели формирования и развития российского рынка ЭЭ переходного периода от действующей в отрасли:

1. Представленная в главе модель реализуется на оперативно-контрактной основе при свободных ценах на ЭЭ в конкурентных сферах (спотовый рынок на сутки вперед, сфера краткосрочных контрактов). Модель обеспечивает возможность установления гарантированного уровня поставки ЭЭ по регулируемым ценам и управления их либерализацией, что способствует плавному ценовому вхождению в конкурентную фазу рынка. Контрактная (обязательная) сфера рынка функционирует преимущественно на основе прямых двусторонних контрактов, оперативная сфера (аналог действующего рынка 5-15%) - по принципу обязательного пула (в пределах выделенных зон торговли - энергозон).

2. На территории РФ реализуется двухуровневая схема ОРЭМ переходного периода в связи со сложившимися различиями регионов по условиям технологического обеспечения функционирования конкурентного рынка ЭЭ и социально-экономическим последствиям его введения. Такой подход позволяет:

а) осуществить последовательное включение в ОРЭМ отдельных территорий РФ по мере их технологической готовности, устранения межсистемных сетевых ограничений и потенциальных рисков возникновения социальной напряженности;

б) обеспечить отладку рыночных механизмов с учетом регионального аспекта, исторически сложившейся структуры производителей и потребителей ЭЭ;

в) обеспечить более высокую технологическую устойчивость систем оперативно-диспетчерского управления режимами, экономической координации и информационного обслуживания участников ОРЭМ к возможным нарушениям технологического единства функционирования рыночной среды. Что определяется

использованием территориального принципа построения рыночной инфраструктуры и возможностями автономной работы энергозон во внештатных ситуациях.

3. Модель поддерживает промежуточные и окончательные результаты реформирования сфер оптовой и розничной купли-продажи ЭЭ, и в частности:

- функционирование вновь вводимых секторов торговли - оптового рынка электрической мощности (в сфере догосрочных и краткосрочных контрактов) и балансирующего рынка; введение производных финансовых инструментов и биржевой формы торговли ими;

- результаты вертикальной дезинтеграции региональных энергосистем, структуризации поставщиков ОРЭМ и обеспечивающей его функционирование инфраструктуры (органов коммерческо-технологического управления).

4. Модель способствует снижению рисков потери финансовой устойчивости ТЭЦ в период реформ.

Разработанная автором модель организации ОРЭМ переходного периода основана на взаимодействии его участников в 2-х временных разрезах:

контрактном, действующем на основании контрактов о поставке электроэнергии и мощности, заключаемых на определенный срок: свыше 5 лет - договременных (на период сооружения и ввода в эксплуатацию новых генерирующих мощностей); более 1 года - догосрочных; до 3-х месяцев - краткосрочных (контракты типа ДаяД, Кр соответственно);

оперативном, действующем на основании оперативных соглашений по реализации суточных заявок, подаваемых продавцами и покупателями в обслуживающие их территориальные коммерческие центры (ТКЦ), составляющие инфраструктуру коммерческого Оператора ОРЭМ (аналог НП АТС).

В рамках концепции функционирования двухуровневой на территории РФ оперативной сферы ОРЭМ автором разработаны функциональные схемы (модели), отображающие механизмы: сбора и обработки заявок поставщиков (покупателей) на куплю-продажу ЭЭ; формирования почасовых графиков покрытия нагрузки; управления режимами производства (поставки) ЭЭ и контроля за их испонением; текущих (почасовых) взаиморасчетов - на территориальном (зональном) и межзональном внутрироссийском уровнях ОРЭМ.

Обеспечение плавного ценового вхождения в конкурентный рынок ЭЭ в условиях вновь созданной его контрактной системы (табл.1) и организационно-технологической модели предполагает необходимость одновременного существования в переходный период систем свободного и регулируемого ценообразования. Это требование реализуется в разработанной автором концепции механизма ценообразования. В соответствии с ней цены по догосрочным контрактам подлежат государственному регулированию; цены на оперативной сфере ОРЭМ и в сфере краткосрочных контрактов свободные. На последующих этапах развития ОРЭМ осуществляется последовательный переход к равновесным ценам в контрактной сфере; снимается требование об обязательности участия в ней. В переходный период в механизм функционирования контрактной сферы российского ОРЭМ автором вводится ряд ограничений, впоследствии последовательно снимаемых. В их числе: допустимые объемы электрической энергии и мощности, реализуемые по краткосрочным контрактам (по свободным ценам); привязка минимального объема ЭЭ, отпускаемой производителем по догосрочным контрактам (по регулируемым ценам), к реализуемой по тем же контрактам рабочей

мощности; условия перепродажи ранее приобретенных по контракту любой срочности избыточных количеств электроэнергии и мощности.

Таблица 1

Система базовых контрактов, заключаемых на ОРЭМ переходного периода

Предмет контракта Тип контракта (по сроку действия) Участники:

Продавец (поставщик) Покупатель (получатель)

1. Поставка электрической энергии и мощности Дв,Д ЭС, АО-энерго, ТФ АТС АО-энерго, РСК, ЭСК, П, ТФ АТС

2. Поставка (перепродажа) электрической энергии и мощности кр ЭС, АО-энерго, РСК, ЭСК, П, ТФ АТС ЭС, АО-энерго, РСК, ЭСК, П, ТФ АТС

3. Поставка резервной мощности Д, Кр ЭС, АО-энерго ЭС, АО-энерго

4. Передача ЭЭ по системообразующим линиям электропередачи А ^ ТФФСК ЭС, АО-энерго, П, РСК

5. Внутрисистемный транзит электрической энергии и мощности А кр АО-энерго РСК, П, ЭС

6. Обеспечение паралельной работы энергообъектов участников рынка Д ТФСО ЭС, АО-энерго, РСК, П, ТФ АТС

7. Координация коммерческой деятельности по купле-продаже электрической энергии и мощности Д ТФ АТС ЭС, АО-энерго, П, ЭСК

8. Согласование деятельности инфраструктурных органов ОРЭМ Д ТФ АТС ТФСО

Примечание. ЭС - электростанция (независимая или в составе генерирующей компании); РСК -компания по распределению ЭЭ регионального уровня (обобщенное название); ТФ АТС, ТФ СО и ТФ ФСК - территориальные филиалы (отделения) НП АТС, ОАО СО-ЦДУ ЕЭС и ОАО ФСК ЕЭС, осуществляющие соответственно коммерческую, технологическую диспетчеризацию и транспорт ЭЭ в пределах энергозоны (зоны торговли) ОРЭМ; ЭСК - энергосбытовая компания (или гарантирующий поставщик) РРЭМ, П - конечный потребитель ЭЭ.

Модель формирования отпускной цены на двухуровневом ОРЭМ переходного периода строится на основе следующих положений. Отпускные цены на ЭЭ есть результат решения оптимизационной задачи: нахождения экстремума некоторой целевой функции при наличии системы ограничений. В условиях заданных правил ОРЭМ переходного периода, структуры его участников, ценовых зон и достаточности резервов мощности (последнее принимается априорно) основными ценообразующими элементами на конкурентном секторе ОРЭМ являются объемно-ценовые заявки поставщиков ЭЭ. Оптимальное решение - результат расчета электрических режимов на расчетной модели ОРЭМ при заданных параметрах генерирующего оборудования (определяемых из условия производства ЭЭ в заявленных на оперативную сферу ОРЭМ объемах), параметрах и конфигурации электрической сети и с учетом технологических (диспетчерских) ограничений по производству, передаче ЭЭ и обеспечению режимов. Задача решается для каждого к-ого часа суток. На указанном интервале принимается, что объемы поставки (приема) ЭЭ каждым из участников рынка не изменяются.

Принятая схема организации ОРЭМ и агоритм функционирования его оперативной сферы предполагают решение оптимизационной задачи на нижнем уровне рынка (ценовая зона), а затем на верхнем (межзонная продажа ЭЭ).

Минимальные отпускные цены на ЭЭ, поставляемую в п-ую ценовую зону ОРЭМ на -ом часе суток, определяются в результаге нахождения условного экстремума (минимума) функции ГД(г1,г2,...Л1)'

сад*)-. ЖмМ))=

= Е/м (щк)) +Ел.длу^да) Х . (1)

где - полезный отпуск ЭЭ /-ым собственным поставщиком п-ой цено-

вой зоны в -ый час расчетных суток, МВт.ч;

- то же для внешних поставок из т-ой ценовой зоны, МВт.ч;

/л,\ <ВД*)) - объемно-неновая характеристика поставки ЭЭ /-ым поставщиком -ой ценовой зоны в А-ый час расчетных суток, руб/МВт.ч;

- то же для внешних поставок из т-ой ценовой зоны, руб/МВт.ч.

Система основных технологических и экономических ограничений в каждой и-ой ценовой зоне ОРЭМ задается ограничениями по:

1. часовому изменению электрической нагрузки (объемов производства ЭЭ) на ЭС, локализованных в и-ой ценовой зоне;

2. объемам производства ЭЭ на ЭС и-ой неновой зоны (минимальному - по техническим условиям и максимальному - по рабочей мощности);

3. внешним поставкам ЭЭ в и-ую ценовую зону (исходя из пропускной способности линий связи или по режимным требованиям СО-Ц ДУ ЕЭС);

4. пропускной способности электрических связей в и-ой ценовой зоне;

5. балансу электрической энергии (мощности) л-ой ценовой зоны (в целом и по узлам расчетной схемы ее сетей) и во внешних линиях связи этой зоны:

6. балансу стоимости покупок ЭЭ в и-ой ценовой зоне.

Условный экстремум функции ^п(2ьг;,...,г/): {^У*1,ГП();...;\У\Д&); ...;\+*1_(Д:);...;\У+*т_,(А); определяемый на основании мегада мно-

жителей Лагранжа, является коммерческими графиком загрузки генерирующих мощностей ценовой зоны ОРЭМ. Этому решению соответствуют индивидуальные цены поставки ЭЭ в л-ую ценовую зону ОРЭМ его собственными генерир>ющи-ми мощностями /,,.,(\>у\гп()) и внешними поставщиками /ю-Д(\\'+*ш_,(А)). Равновесной ценой поставки ЭЭ на оперативную сферу ОРЭМ переходного периода с"(), руб/МВт.ч, в соответствии с ее определением принимается цена поставки замыкающего энергоресурса в и-ой ценовой зоне:

сп(*) = 8ир {//ЧУ'Л*)); } Х (2)

Отпускная цена на ЭЭ для покупателей и-ой ценовой зоны ОРЭМ сДок"(к), руб/МВт.ч, для каждого -го часа суток определяется с учетом стоимости услуг, оказываемых в ценовой зоне органами коммерческой координации СКцп , тыс. руб; оперативно-диспетчерского управления Сду", тыс. руб; компанией по передаче ЭЭ СкггД тыс. руб (без учета затрат на покупку ЭЭ в объеме их потерь);

стоимости потерь ЭЭ в ценовой зоне с110тю,п(), руб/МВт.ч; стоимости содержания и использования резервов мощности СрезП(), тыс. руб, и ущербов собственных поставщиков и-ой ценовой зоны тыс. руб, возникших в результате дис-

петчерских ограничений:

сДДД*) = [Скцп+Сдуп+Скпэп / (к)+сп(к)+сват^(к), (3)

где: WJ,иn (А) - полезный отпуск ЭЭ>му потребителю и-ой ценовой зоны.

На межзональном уровне решается аналогичная оптимизационная задача, в которой ценовые зоны рассматриваются в качестве эквивалентированных узлов. Для каждого /я-го из них рассчитывается интегральная объемно-ценовая характеристика поставки ЭЭ во внешнюю сеть /п-.(^т_(А)), соответствующая минимальной стоимости полезного отпуска ЭЭ ^т_(А) в диапазоне изменения поставок от каждого недогруженного поставщика ценовой зоны. Коммерческое дис-петчирование нагрузки на межзональном уровне ОРЭМ состоит в нахождении условного экстремума функции

при ограничениях по перетокам ЭЭ в линиях связи между узлами расчетной схемы электрической сети, балансу электрической энергии (мощности) в линиях связи между ее узлами и балансу стоимости покупок ЭЭ на межзональном уровне.

Результатом является решение которо-

му соответствуют цены на ЭЭ, отпускаемую:

- поставщиками т-ой ценовой зоны на межзональный уровень ОРЭМ (в узлах т расчетной схемы межзонального уровня ОРЭМ):

ст(к)=/т^(УГ\^к)), Ук : к=1+ 24 , (5а)

- покупателям и-ой ценовой зоны с межзонального уровня ОРЭМ (в узлах и расчетной схемы межзонального уровня ОРЭМ - при поставке ЭЭ из т-го узла):

сп(к) = ст (к)+ спо^(к) +[Скц+Сду+СКпэ+Среэ() ] / Щк), (56)

где: Скц, Сду, Скпэ Срез(^), - стоимости оказания инфраструктурных услуг (коммерческое, диспетчерское обслуживание и транспорт ЭЭ), содержания резервов ЭЭ на межзональном уровне ОРЭМ, тыс. руб; Спот39-л^) - стоимость потерь ЭЭ при поставке ее из /и-го в и-ый узел, руб/МВт.ч; - полезный отпуск ЭЭ с межзонального уровня ОРЭМ, МВт.ч.

Цены сД(^) (56) участвуют в аукционе ценовых заявок, проводимом в каждой дефицитной и-ой ценовой зоне. Завершение формирования коммерческого графика нагрузки здесь производится только после получения информации о ценовых предложениях на поставку ЭЭ с межзонального уровня ОРЭМ - в ответ на заявку о покупке ЭЭ

Предложенный автором механизм ценообразования на ОРЭМ переходного периода обеспечивает возможность установления единой равновесной цены в ценовой зоне (в соответствии с ФЗ Об электроэнергетике) и использования принципа узлового ценообразования для организации межзонной продажи ЭЭ. Увели-

чение числа ценовых зон (в пределе до числа узлов расчетной схемы сети) предполагает введение более дифференцированного учета стоимости ЭЭ и предоставляемых на ОРЭМ услуг, переход к модели узлового ценообразования.

Для оценки и анализа последствий введения разработанной схемы ОРЭМ переходного периода автором произведено сценарное моделирование различных вариантов реализации контрактной сферы ОРЭМ (условно действующего в границах ОЭС Центра). Выбор этой сферы определен тем, что уровень цен, складывающихся в секторах Дв, Д , Кр контрактов, может косвенно характеризовать результаты ценообразования в регулируемом и конкурентном секторах ОРЭМ.

В главе получены экономические оценки последствий запуска конкурентного сектора ОРЭМ по версии автора (в том числе в различных его модификациях) и доведения объемов продаж ЭЭ на нем до 100%. И в частности таких. К каким ценовым последствиям приведет выход всех ЭС АО-энерго на ОРЭМ, будет ли при этом обеспечено возмещение их затрат, а если нет, то в каком объеме и для каких групп поставщиков; что будет с ценами на ЭЭ при поной либерализации рынка ЭЭ. Целесообразно ли осуществлять раздельную продажу электрической энергии и мощности на рынке или же заявленная поставщиком ОРЭМ цена на ЭЭ дожна формироваться с учетом возмещения условно-постоянных затрат.

Из приведенных в главе результатов анализа следует, что:

1. Организационное решение, основанное на введении коммерческой диспетчеризации поставщиков на рынке электрической мощности, может спровоцировать снижение финансовой устойчивости ТЭЦ. Принятие корректирующих механизмов, предоставляющих ТЭЦ более льготный режим оплаты электрической мощности на контрактной сфере ОРЭМ (приоритет покупки их мощности на регулируемом секторе этой сферы), улучшает финансовое положение низкоэффективных ТЭЦ, вынужденно присутствующих на рынке ЭЭ в связи с выпонением социальных обязательств по теплоснабжению населения. Однако это решение предоставляет ТЭЦ существенные конкурентные преимущества (оценка автора).

2. В условиях значительной неравномерности расчетных тарифов на рабочую электрическую мощность приемлемым решением по организации ее рынка является покупка на регулируемом секторе контрактной сферы рабочей мощности всех ЭС в одинаковой доле по индивидуальным ценам предложения.

3. Продажу электрической энергии и мощности следует производить по отдельным (независимым) контрактам, что повышает конкурентоспособность ТЭЦ.

4. Введение коммерческой диспетчеризации генерирующих мощностей на регулируемом секторе контрактной сферы ОРЭМ обеспечивает снижение цены поставки электрической энергии и мощности на него (по оценке автора на 15-18% в ОЭС Центра). Это в значительной мере демпфирует рост цен, ожидаемый в связи с переходом на маржинальное ценообразование.

5. Увеличение объемов продаж на конкурентном секторе рынка сопровождается существенным ростом уровня рентабельности к текущим затратам. В основе этого - значительное расхождение ценовых показателей отпуска ЭЭ на ОРЭМ различными поставщикам. В рассматриваемой сценарной модели наличие этой ситуации определяется: а) существенным неравенством стартовых условий участников; б) неоптимальными результатами ценового зонирования (сегментирования).

6. Существует объективная необходимость стабилизации финансового состояния участников рынка (покупателей) в процессе либерализации отпускных

цен. Один из путей решения проблемы - развитие контрактной системой ОРЭМ (догосрочных контрактов и системы фьючерсных и форвардных контрактов, стабилизирующих цены товарного рынка).

В третьей главе Разработка методики оценки энергозон (ценовых зон) электроэнергетического рынка переходного периода решены задачи, связанные со структуризацией рынка ЭЭ - оценкой и оптимизацией границ его энергозон (зон торговли). Разработана методика топологического моделирования ОРЭМ; идентифицированы потенциальные энергозоны в европейско-уральской части РФ и произведен их анализ; исследована достоверность и устойчивость результатов кластеризации, в т.ч. к развитию системообразующей сети на перспективу до 2010 г.; разработаны тарифные зоны РРЭМ и механизм интеграции региональных сетевых компаний, способствующий выравниванию стоимости сетевых услуг в условиях введенных ограничений предельного роста сетевого тарифа.

В основе разработанной автором методики зонирования ОРЭМ лежит формирование ценовых зон при минимизации внутри их границ существенных сетевых ограничений, проявляющихся в установлении со стороны Системного оператора (СО) контроля за перетоками ЭЭ по отдельным линиям связи и их уменьшении по системным соображениям. Предлагаемое организационное решение способствует: а) улучшению качества формирования коммерческого графика нагрузки на ОРЭМ (с точки зрения его приближения к расчетному диспетчерскому графику; б) ослаблению тенденции роста отпускных цен на ЭЭ, ожидаемого в связи с переходом на принцип поного возмещения убытков поставщиков, ограниченных в объемах поставки; с введением впоследствии (на поностью конкурентном ОРЭМ) системы равновесного узлового ценообразования.

Экономический аспект решения задачи состоит в минимизации затрат покупателей ЭЭ. Последнее предполагает оптимальное разделение территории РФ на энергозоны с учетом характерных для переходного периода целевых установок:

- Сопоставимые стартовые условия поставщиков ЭЭ ценовой зоны (по себестоимости производства ЭЭ). В условиях существенной неравномерности стартовых условий поставщиков ЭЭ это в значительной степени способствует уменьшению риска чрезмерного роста цены поставки ЭЭ на рынок при переходе на систему маржинального ценообразования в энергозоне, а также риска необоснованной дифференциации узловых цен с точки зрения покупателей ЭЭ, не располагающих техническими возможностями для верификации расчетов.

- Выравнивание отпускных цен для покупателей ЭЭ различных ценовых зон ОРЭМ за счет последовательной интеграции последних (в перспективе вплоть до образования одноуровневого рынка на территории РФ). Решение способствует созданию равных условий покупки ЭЭ на конкурентном секторе ОРЭМ (в его ценовой зоне), предоставляемых покупателям действующим законодательством в области электроэнергетики.

- Преимущественное выведение контролируемых СО линий связи между узлами электрической сети на уровень межзональной торговли ЭЭ с целью сокращения стоимости сетевых ограничений и выравнивания по этой причине узловых цен на территории энергозоны. В результате ограниченного внедрения метода узлового ценообразования (на уровне межзональных продаж ЭЭ) механизм и процедуры взаиморасчетов за поставляемую с рынка ЭЭ становятся финансово про-

зрачными для покупателей, что способствует существенному снижению риска противодействия их к введению равновесных цен на ЭЭ.

- Сбалансированность ценовых зон по спросу-предложению ЭЭ. При наличии и территориальной разобщенности дефицитных и избыточных ценовых зон и ограничений на перетоки ЭЭ по межзональным связям обеспечение баланса спроса-предложения ЭЭ на ОРЭМ в целом может вызывать существенное увеличение стоимости поставляемой ЭЭ в дефицитные энергозоны, технические сложности обеспечения внешних резервных поставок электрической энергии и мощности.

При идентификации территориальных границ ценовых зон российского ОРЭМ на базе методов кластерного анализа в качестве приоритетных влияющих факторов автором приняты наличие и стоимость компенсации сетевых ограничений. Первый фактор задает технологические (физические) режимы поставок ЭЭ, второй определяет их значимость (экономическую оценку). В основе механизма отбора и учета допонительных влияющих факторов , 1=1-М лежит формирование их перечня на основе логико-экономического и корреляционного анализа. Последний используется для выявления избыточных факторов и для обоснования их исключения. В число влияющих факторов включен показатель, характеризующий географические координаты узлов расчетной схемы электрической сети ОРЭМ - для предотвращения формирования кластерных решений, предусматривающих включение в одну ценовую зону территорий, не имеющих общих границ. В расчетной модели электрической сети ОРЭМ узлами являются:

- точки разделения ОРЭМ и РРЭМ, которые при отсутствии иных организационно-экономических решений определяются точками поставки (покупки) ЭЭ АО-энерго на (с) ОРЭМ;

- узлы, к которым присоединены: а) энергоемкие потребители - участники ОРЭМ; б) поставщики ЭЭ, выведенные на ОРЭМ (федеральные ЭС и АЭС); в) региональные электрические сети, обеспечивающие транзитные перетоки ЭЭ от участников ОРЭМ до покупателей, не имеющих прямого выхода на него.

Мера сходства объектов кластеризации (узлов электрической сети) г и ] : интерпретируется как расстояние между ними 0(1у) в пространстве, размерность которого равна числу влияющих факторов (критериев зонирования):

Щч) = [{оЗЙОа)}2 + К (сЩ-с;ш)2 ] м, (6)

где: - оценка тесноты лэлектрической связи узлов / и/ (главный критерий

зонирования Л/);

Учп - весовой коэффициент для /и-го критерия зонирования (допонитель-

ного влияющего фактора к^Дт ); С|щ; - оценки реализации соответственно 1-го и /-го объектов кластеризации

по я-ому критерию зонирования. Критериальной мерой оценки тесноты лэлектрической связи узлов / и _/ в процессе их кластеризации (объединения в энергозоны) принят показатель, обратно пропорциональный пропускной способности соединяющей их линии связи.

Изложенная в главе методика топологического моделирования регламентирует следующий порядок действий по идентификации ценовых зон (зон торговли) ОРЭМ, в которых максимизируется потенциальная возможность поставки ЭЭ от каждого его собственного поставщика:

- идентификация параметров расчетной схемы (задание узлов электрической сети ОРЭМ и привязка к ним объектов генерации и потребления; оценка тесноты электрической связи между узлами, исходя из системных ограничений и проектной пропускной способности линий электропередачи; идентификация матрицы лэлектрических расстояний, характеризующей сгруктуру сети и определяющей критерий А/);

- формирование допонительных качественно или количественно определенных критериев зонирования к,шт, т=1-М, позволяющих осуществить территориальную привязку узлов электрической сети или охарактеризовать их принадлежность к некоторым группам, устанавливаемым по наличию барьеров (технологических, административных и экономических), ограничивающих возможности покупателей в приобретении ЭЭ;

- построение матрицы исходных данных кластерного анализа, задающую оценки меры лэлектрической связи 1-го и у'-го узлов и оценки их реализации по факторам

- выбор агломеративного метода кластеризации, меры измерения расстояния между кластерами, способа оценки допустимого их числа;

- преобразование данных: нормализация переменных по методу линейного преобразования (масштабирования) - выравнивание диапазонов изменения опенок меры соответствия исследуемых объектов критериям зонирования к00Дт ; взвешивание нормализованных оценок объектов (введение системы весовых коэффициентов на основе экспертных оценок или расчета); преобразование матрицы исходных данных (оценки узлов расчетной схемы по влияющим факторам) в матрицу лэлектрических расстояний узлов:

- проведение кластерного анализа, формирование рабочих (альтернативных) кластерных решений и оценка их качества (исследование плотности кластеров; использование специальных мер для повышения качества решений при наличии перекрывающихся кластеров);

- оценка достоверности кластерных решений (устойчивость их при смене выборок: статистическая опенка значимости);

- выбор наиболее приемлемого варианта кластеризации. Методика сопоставления вариантов базируется на рейтинговых оценках, формируемых по результатам анализа степени соответствия кластерного решения требованиям антимонопольного законодательства, в первую очередь в части наличия барьеров на пути торговли ЭЭ; анализа возможности формирования рынка совершенной конкуренции в границах выделенной зоны.

Неопределенности, связанные с наличием перекрывающихся кластеров (объекты, относимые к одному кластеру, находятся в области существования другого), в методике топологического моделирования ОРЭМ устраняются:

а) введением допонительных: критериев, позволяющих оценить удаленность объектов в области пересечения кластеров от центров каждого из них или последствия выбранного зонирования ОРЭМ. Последнее предполагает идентификацию параметров, определяющих состояние рыночной среды в энергозоне;

б) по результатам анализа альтернативных вариантов, возникающих при различной идентификации объектов в зоне пересечения кластеров. Выбор наиболее приемлемого из них - путем сопоставлении их интегральных рейтинговых оценок, формируемых исходя из соответствия критериям к^. г=1-М.

Процесс формирования энергозон, осуществленный в соответствии с методикой топологического моделирования, представлен на рис.1, а его завершающие этапы - на рис.2. В области принятия решения, определяемой априорно заданным диапазоном изменения уровня значимости а: а е [0,1 ; 0,01] рабочей гипотезы Но (о наличии в исследуемой совокупности узлов расчетной схемы сети ОРЭМ тесно связанных и в первую очередь электрически однородных групп объектов -энергозон) возможно существование нескольких альтернативных вариантов зонирования ОРЭМ. Их отличает глубина интеграции предварительно сформированных прообразов энергозон. Для выбора оптимального варианта автором были проанализированы альтернативные решения (модели 1-4), соответствующие уровням значимости а = 0,25 (12-ти зонный вариант-модель 1); 0,1 ; 0,05 и 0,01.

Модель 1 в большей степени ориентирована на применение в условиях узловой системы ценообразования (энергозоны компактно расположены, число областей перекрытия кластеров мало, отличия зональных цен от узловых минимальны). Модель 2 - промежуточная (сформированные кластеры, в частности зоны / и 7; / и 4, являются сильно перекрывающимися, зона 7! подлежит исключению). Переход на модель 3 увеличивает радиус Я объединенных зон (№1; №2 и М4) и вследствие этого - количество узлов сети ОРЭМ, попадающих в зону пересечения кластеров. Неоднозначность интерпретации объектов в зонах перекрытия кластеров №1^\№2 и №2{\№4 требует проведения допонительного анализа наиболее удаленных узлов электрической сети, фактически определяющих радиус кластера, расположение его центра и показатель, определяющий меру близости объектов к центру кластера. Модель 4 построена с учетом анализа рассеяния объектов кластеризации от центра и введения доверительного интервала для отклонения географического расположения узлов расчетной схемы сети от центра энергозоны. На основании последнего произведена вероятностная оценка радиуса кластера И (энергозоны ОРЭМ) и выделены зоны, потенциально являющимися лособыми.

Полученные в главе результаты кластеризации и их анализа свидетельствуют: . возможно создание энергозон, характеризуемых приемлемой сбалансированностью по сальдо-перетоку электрической мощности в разрезе года и по году в целом. В предельном случае (модель 4, рис.2) сбалансированность зон для внутреннего рынка достигает около 99%, учитывая объемы продаж ЭЭ за рубеж;

Х конфигурация выделенных зон не будет претерпевать изменений в связи с развитием системообразующей сети (на период до 2011 г.);

Х в европейско-уральской зоне РФ могут быть выделены регионы с существенно различающимися условиями поставки ЭЭ через их границу в прямом и обратном направлениях. Указанные регионы предложено рассматривать в качестве отдельных энергозон. К ним относятся:

Архангельская область, республика Коми. Причины выделения энергозоны -технологические и экономические барьеры (наличие слабых электрических связей с ОЭС Европейской части России и доминирующего поставщика - Печорской ГРЭС). Для создания конкурентного рынка ЭЭ в энергозоне №2" целесообразно обеспечить повышение пропускной способности электрических связей в направлении ОЭС Урала.

ОЭС Северо-запада

ОЭС Урала

ОЭС Юга

ОЭС Средней Воги

Возможные направления интеграции шергтон

Рис.1 Формирование энергоюн ОРЭМ переходного периода

Рис.2 Оценка параметров кластеров (энергозон ОРЭМ переходного периода)

Развитие электрических связей с ОЭС Центра (в т.ч. с Архэнерго) усиливает рыночную позицию Печорской ГРЭС в регионе, что не способствует формированию конкурентной рыночной среды.

Калининградская область. Причины выделения энергозоны - административные барьеры (транспорт ЭЭ через таможенную границу РФ и возможность введения вследствие этого режима ограничения межгосударственных поставок).

Тюменская область. Причины выделения энергозоны - наличие барьеров между энергозонами №4' (ОАО Курганэнерго, ОАО Свердловэнерго, ОАО Челяб-энерго и др.) и №4'* (ОАО Тюменьэнерго), относимых к группе технологических (сетевые ограничения) и экономических (ограничения по цене, транспортировке ЭЭ и функционированию рыночной среды). Сетевые ограничения определяются различными условиями пропуска ЭЭ по линии связи между энергозонами №4* и №4" в прямом и обратном направлении. Устанавливаемые по системным соображениям условия сохраняются в таком виде и на среднесрочную перспективу. Целесообразность введения ограничения по передаче ЭЭ для зоны М 4' , предусматривающего дифференцированный учет потерь ЭЭ, связано: а) с низкой плотностью электрической нагрузки в зоне № 4/" и существенно (в несколько раз) большим размером территории, обслуживаемой АО-энерго; б) со значительной территориальной удаленностью генерирующих мощностей энергозоны № /л от энергоисточников европейско-уральской части РФ, и в т. ч. зоны № 4*.

Наличие ограничений по функционированию рыночной среды вытекает из оценки параметров структуры рынка ЭЭ, формируемого в границах зоны №4//. Результаты этих оценок свидетельствуют о возможности создания здесь высоко концентрированного рынка с неразвитой конкуренцией и о наличии доминирующего поставщика Сургутской ГРЭС-2 с рыночной долей порядка 46% (по отпуску ЭЭ).

Мурманская область и республика Карелия. Причины выделения энергозоны N91'' - условия выдачи мощности от удаленной Кольской АЭС. Наличие в Кол-энерго доминирующего поставщика ЭЭ с ограниченными возможностями участия в суточном регулировании нагрузки и значительным объемом невостребованной в регионе ЭЭ (около 40%) предполагает невозможность работы ЛЭП 330 кВ Кол-энерго-Карелэнерго в реверсивном режиме. Последнее исключает участие мощностей ОАО Карелэнерго в поставке ЭЭ покупателям, расположенным в зоне обслуживания Колэнерго, то есть свидетельствует о технологическом барьере (системных ограничениях), препятствующем организации торговли ЭЭ между этими территориями на конкурентной основе.

В результате выделения из АО-энерго региональных сетевых компаний (РСК) возникает задача оптимизации их структуры на РРЭМ. Предлагаемый автором механизм интеграции РСК и формирования тарифных зон РРЭМ, вводимых в границах вновь образованных сетевых компаний, предусматривает последовательное объединение зон обслуживания АО-энерго с учетом введенных в РФ ограничений переходного периода по предельному росту тарифов на ЭЭ. Последние не учитываются в дожной мере современной версией РАО ЕЭС России построения межрегиональных сетевых компаний (МРСК): 3 МРСК на базе сетевых предприятий АО-энерго соответственно ОЭС Центра и Северного Кавказа; ОЭС Северо-Запада; ОЭС Средней Воги и Урала. Моделирование топологии РРЭМ по версии автора базируется на следующих основополагающих принципах:

- наличие электрических связей между объединяемыми РСК (выделяемыми из состава АО-энерго) на уровне напряжения 220 кВ и выше. Устанавливается технологическая возможность организации рыночной среды на РРЭМ;

- соизмеримый уровень стоимости сетевых услуг, оказываемых каждой из объединяемых РСК. Определяется возможность сохранения тарифов на передачу ЭЭ (ценовой стабилизации сетевых услуг на РРЭМ);

- отсутствие потенциальных административных барьеров на пути розничной торговли ЭЭ, определяемых наличием границ республик в составе РФ в зоне обслуживания АО-энерго. Учитывается возможность появления регионального законодательства в области электроэнергетики.

В результате анализа перспектив и возможностей интеграции РСК, произведенного на базе отчетных данных АО-энерго за 2003г., установлено, что при интеграции РСК европейско-уральской зоны не исключается возможность превышения установленных на переходный период предельных величин роста тарифов ЭЭ для конечных потребителей. В основе этого - существенная неоднородность РСК по стоимости сетевых услуг (коэффициент вариации этого показателя 35%, а размах - 200% от среднего сетевого тарифа). Достаточно низкий уровень сетевой составляющей тарифа на ЭЭ в ряде энергосистем (например, в Колэнерго, Самараэнерго, Свердловэнерго и Ульяновскэнерго) может привести к существенному росту стоимости сетевых услуг для потребителей ЭЭ при интеграции РСК в МРСК.

Введение предельных тарифов на услуги по передаче ЭЭ, целесообразных для соблюдения пропорций формирования тарифа на ЭЭ для конечных потребителей, ограничивает процесс интеграции ряда РСК, выделяемых из АО-энерго. Без оптимизации издержек сетевых компаний и уточнения топологии МРСК реализация этого процесса в европейско-уральской части РФ по версии РАО ЕЭС России может привести к потере финансовой устойчивости сетевой инфраструктуры реформированного РРЭМ или иных его участников.

Четвертая глава Разработка механизмов участия ТЭЦ в рынке электрической энергии посвящена поиску оптимальных условий выхода на ОРЭМ и участия в нем ТЭЦ. В главе выявлены основные аспекты проблемы участия ТЭЦ в конкурентном ОРЭМ и локальных рынках ТЭ и произведен их логико-экономический анализ, систематизированы факторы, препятствующие выводу этой группы поставщиков на ОРЭМ. Разработанный в главе комплекс организационно-экономических, правовых мероприятий и механизмов, обеспечивающих создание приемлемых условий участия ТЭЦ в ОРЭМ переходного периода, снижение рисков потери ТЭЦ финансовой устойчивости и рынка сбыта ТЭ, включает:

- концепцию участия ТЭЦ в рынках ЭЭ и ТЭ;

- механизм моделирования производственной структуры конкурентоспособных и финансово устойчивых ТГК на базе ТЭЦ, вводимый с целью выравнивания стартовых условий выхода этих компаний на рынок 5-15%;

- механизм учета в тарифе на ЭЭ условно-постоянных затрат ТЭЦ, вводимый с целью повышения конкурентности ТЭЦ на рынке ЭЭ в неотопительный период;

- регламент принятия инфраструктурными органами рынков ЭЭ и ТЭ решения о согласовании вывода с ОРЭМ низкоэффективных и убыточных ТЭЦ, основанный на анализе причин возникновения этой ситуации и поиске путей их устранения с целью выявления возможности обеспечения участия ТЭЦ в ОРЭМ;

- предложения по нормативно-правовому закреплению особенностей участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии.

Определение оптимальных условий выхода на ОРЭМ переходного периода и участия в нем ТЭЦ АО-энерго, играющих ключевую роль в электроэнергетике России, является одной из центральных проблем реформирования. В основе ее:

-специфика работы ТЭЦ: а) технологическая связанность и экономическая зависимость их электрических и тепловых режимов; б) необходимость выпонения социальных обязательств по централизованному теплоснабжению населения; в) сезонная неравномерность загрузки, снижающая конкурентоспособность ТЭЦ на рынке ЭЭ в неотопительный период; г) одновременное участие в рынках ЭЭ и ТЭ, различающихся подготовленностью к функционированию на конкурентной основе; д) необходимость повышения эффективности производства ТЭ;

-незавершенность формирования нормативно-правового поля: а) в неотопительный период отсутствует приоритетность загрузки ТЭЦ, продожающих вырабатывать ТЭ по теплофикационному (ТФ) циклу (ТФ-режим); б) возможность вывода оборудования ТЭЦ в ремонт только по условиям работы на рынке ЭЭ; в) диспетчирование загрузки ТЭЦ на рынке ЭЭ в условиях отсутствия у СО и АТС оперативной информации о тепловых нагрузках ТЭЦ не способствует их оптимальной загрузке на рынке ЭЭ и получению ими адекватной компенсации за участие в диспетчерской оптимизации; г) отсутствует механизм ценообразования на продукцию ТЭЦ, исключающий возможность потери рынка сбыта ТЭ и обеспечивающий работу ТЭЦ с максимальной экономической эффективностью; д) отсутствуют эффективно действующие критерии соотношения цен на продукцию ТЭЦ, поставляемую на локальный рынок ТЭ и конкурентный рынок ЭЭ.

Концепция участия ТЭЦ в рынках ЭЭ и ТЭ, разработанная автором с целью учета особенностей технологии, ценообразования и регулирования, факторов эффективного функционирования в рынке этой группы станций, определяет:

1. Особенности участия ТЭЦ в рынке ЭЭ (выбор режима производства ЭЭ исходя из поного удовлетворения потребностей региона в ТЭ; диспетчирование нагрузки на ОРЭМ во взаимодействии с Оператором-энергодиспетчером рынка ТЭ);

2. Допустимые организационно-структурные формы участия ТЭЦ в рынках энергии (обособленное АО-ТЭЦ; дочернее и зависимое общество ГК);

3. Варианты участия низкоэффективных и убыточных ТЭЦ на ОРЭМ. Для АО-ТЭЦ на период их вывода с ОРЭМ: статус особых регулируемых субъектов ОРЭМ, исключительно ТФ-режим работы и регулирование ФСТ России тарифов на ЭЭ и ТЭ в объеме 100% поставок. Для ТЭЦ в составе ГК: финансовая поддержка ОРЭМ при убыточности и финансовой прозрачности производственно-хозяйственной деятельности ГК, введении контроля над использованием целевых средств и временных ограничений на реструктуризацию ГК;

4. Условия поставки электроэнергии ТЭЦ на ОРЭМ (прием рынком всей ЭЭ по ценовой заявке с установленным законодательством РФ уровнем приоритета. При превышении минимальной цены предложения ЭЭ равновесной цены рынка 515% прием объема ЭЭ в соответствии с заявленной ТЭЦ минимальной ценой предложения. Заявки АО-ТЭЦ, получивших статус особых регулируемых субъектов ОРЭМ, исключительно с указанием объемов поставки);

5. Механизм ценообразования на продукцию ТЭЦ. Формирование цены на ЭЭ по остаточному принципу (исходя из разницы между валовой выручкой от реализации продукции ТЭЦ и выручкой от реализации ТЭ). Два тарифа на ЭЭ (для отопительного и неотопительного сезона) для АО-ТЭЦ в статусе особого регулируемого субъекта ОРЭМ. Предельный уровень тарифов на ТЭ для конечных потребителей, препятствующий их переходу на использование альтернативных источников определяет тарифы ТЭЦ на ТЭ. Агоритм механизма ценообразования (с указанием последовательности предпринимаемых действий) - на рис.3;

6. Порядок формирования заявок на продажу ЭЭ от ТЭЦ (агоритм формирования объемно ценовых показателей отпуска ЭЭ и ТЭ с приоритетностью рынка ТЭ; ценовая характеристика предложения ЭЭ - исходя из обеспечения ТФ-режима работы ТЭЦ и выработки ЭЭ с долями конденсационного цикла);

7. Особенности участия ТЭЦ в общесистемных мероприятиях (повышенная защищенность от использования Системным оператором в режиме, отличном от заявленного, и от назначения системными генераторами. Учет Системным оператором зависимости количественно-ценовых характеристик предложения ЭЭ ТЭЦ от ее текущей тепловой нагрузки и информации о состоянии рынка ТЭ);

8. Особенности формирования контрактов ТЭЦ (регламентирование процедуры корректировки графиков отпуска ЭЭ и ТЭ, в т.ч. по внешней инициативе; распределение ответственности за осуществление этих корректировок).

Моделирование производственной структуры ГК на базе ТЭЦ АО-энерго автором осуществлено исходя из целевых установок реформирования отрасли - выравнивания стартовых условий группы ТЭЦ в составе ПС (приоритетная целевая установка); создания экономических, организационных условий для повышения эффективности производства ЭЭ и ТЭ в комбинированном цикле и стимулирования развития генерирующих мощностей (допонительные целевые установки). Использованы 3 группы критериев к1т), ш=1-^3, определяющие меру сходства объектов кластеризации - станций АО-энерго:

а) возможность эффективного участия ТГК в рынке 5-15%. Критерии А/о формируются исходя из меры различия удельных производственных показателей ТЭЦ (себестоимости производства ЭЭ и ее топливной составляющей; цены на ЭЭ, отпускаемую ТГК; удельной прибыли от продаж ЭЭ);

б) возможность стабилизации финансового положения ГК. Критерии к/2' формируются исходя из меры различия интегральных экономических показателей производства ЭЭ и ТЭ (выручки, прибыли, объемов продаж) и показателей, определяющих территориальную удаленность станций ГК (возможность их нахождения в разных ценовых зонах рынка ЭЭ);

в) инвестиционную привлекательность ГК. Критерии к/3) формируются исходя из меры различия показателей, задающих: масштабы производства (суммарная и единичная установленная мощность генерирующего оборудования); интегральные финансовые показатели ГК (выручка и прибыль от продажи ЭЭ и ТЭ в целом и по отдельным бизнес-процессам); технические характеристики единичных генерирующих мощностей, их структуру и степень износа.

Принадлежность критерия к т-ой группе задается ее весовым коэффициентом

. Для критериев группы а) установлен наибольший вес: = 1, для критериев группы б) и в) введено соотношение: ^ > Х,3.

Оптовый рынок ЭЭ (ОРЭМ)

Регулируемый сектор

Тарифы на VI и Р альтернативных поставщиков

Рыночная информация

Результаты продаж УУ и Р

Конкурентный сектор

Равновесныл цены на

АгО^ А о

Ограничение тарифа (цены) наУУиР по условиям:

ре(улирования оптимизации продаж

Коррекция тарифа на Р

Коррекция тарифа (цены) на УУ

Расчетные {экономически обоснованные) тарифы и цены ТЭЦ на УУ и Р

Локальный рынок ТЭ

Регулирующий орган

Предельный отпускной тариф ТЭЦ на О

Цены на О альтернативных источников

Ограничение тарифа на О по условиям:

регулирования оптимизации продаж (}

Расчетный (экономически обоснованный) тариф ТЭЦ на О Откорректированный тариф ТЭЦ на О

Рис.3. Агоритм формирования отпускных тарифов (цен) на продукцию ТЭЦ: электрическая энергия: Р - ш.'ктрическаяг мощность; О- тепловая энергия

Этим учитывается, что критерии, характеризующие финансовое состояние ГК и ее финансовую устойчивость, являются определяющими по отношению к критериям группы в).

С целью обоснования приемлемого варианта компоновки ТЭЦ АО-энерго в ГК предлагается производить сопоставительный анализ альтернативных моделей, отражающих состояние отрасли и принципиально возможные в рыночных условиях пути реструктуризации сферы регионального энергоснабжения: зональные ГК с сохранением структуры существующих АО-энерго (с выделением и без выделения крупных электростанций в оптовые ГК); межзональные ГК на базе генерирующих мощностей АО-энерго (с выделением и без выделения крупных ЭС АО-энерго в оптовые ГК); межзональные ГК на базе тепловых электростанций АО-энерго (на базе ТЭЦ и ГРЭС и специализированные на базе ТЭЦ).

Автором предложено модифицировать агоритм кластеризации и реализовать двухэтапную процедуру, обеспечивающую уплотнение кластеров и исключение (существенное сокращение) области их пересечения. Агоритм процедуры состоит в формировании первичных кластерных решений в соответствии со стандартной пошаговой процедурой группировки объектов, реализуемой до появления первых соприкасающихся между собой кластеров или области их пересечения в пространстве критериев к[т>, т=НЗ.

Далее производится эквивалентирование объектов генерации в сформированных кластерах, что позволяет сохранить расстояния между первичными центрами кластеризации в заданном пространстве критериев к/т>, т=1-КЗ и скорректировать способ исчисления расстояния до ближайшего соседа - потенциального объекта последующей кластеризации. Второй этап кластеризации проводится с эквивалентированными и первичными объектами кластеризации. Стандартная процедура пошаговой кластеризации здесь осуществляется до выпонения критериального условия (7);

где: Хи среднее и стандартное отклонение коэффициента слияния, оцениваемого расстоянием 1>0;Л - по аналогии с (6); к - критическое значение распределения с п-2 степенями свободы при уровне значимости а.

Результаты моделирования конфигурации ГК на базе ТЭЦ (табл. 2) показывают, что:

- использование экстерриториального подхода при формировании ГК предполагает возможность лучшего выравнивания их обобщенных характеристик и возможность создания специализированных ГК-ТЭЦ {модель Н)\

- формирование ГК с сохранением структуры генерирующих мощностей АО-энерго {модель 2) или на базе поного разукрупнения последних {модель 1) являются наименее удачными решениями;

- рекомендуемый РАО ЕЭС России базовый принцип структуризации генерирующих мощностей АО-эиерго, предусматривающий образование ГК на базе выделенных из АО-энерго станций (с учетом вхождения части из них в оптовые ГК) и укрупнения компаний в пределах близлежащих регионов (зональные ГК, модель 4) не оптимален с точки зрения применяемых критериев. Лучшими (по интегральным рейтинговым оценкам) являются варианты создания ГК

с привязкой к структуре мощностей АО-энерго, но без учета территориальной близости последних (межзональные ГК, модель 5) или без данной структурной привязки (межзональные ГК, модели 6 и 8);

- введение критерия, ограничивающего возможность формирования ГК пределами близлежащих территорий, снижает степень выравнивания технико-экономических показателей ГК (см. сопоставление моделей ЗкЗ*,5к 5*);

- включение ГЭС АО-энерго в специализированную ГК исключает возможность их использования в ГК в качестве ценового буфера низкоэффективных и убыточных ТЭЦ, снижает интегральную рейтинговую оценку межзональных ГК (см. сопоставление моделей 6 и 8)\

- на базе генерирующих мощностей АО-энерго европейско-уральской части РФ допустимо формирование группы ГК с участием ТЭЦ, коэффициент вариации среднегодовых отпускных тарифов на ЭЭ которых не будет превышать 7,5%. При этом диапазон изменения средней по году себестоимости производства ЭЭ ГК составляет от -8,9 до13,9% (от средневзвешенной по группе ГК); годового отпуска ЭЭ с шин ЭС ГК - от 3,6 до 12,0% (от суммы по группе ГК); установленной мощности ГК - от 3,8 до 11,0% (от суммы по группе ПС).

Таблица 2

Модель Принципы формирования ГК Кол-во ГК Рейтинговые оценки модели по частым критериям к!"* Интегральная рейтинговая оценка модели

Выравнивание показателей ГК:

Себестоимость производства ЭЭ, коп/кВт.ч. Ошуск ЭЭ с шин, МН.кВт.Ч Установленная мощность, МВт

1. выделение ЭС т АО-энерго или сохранение ЭС в существующей структуре АО-энерго 204 -49,1 5,9 5,9 -42,0

2. зональные ГК (сохранение существующей структуры АО-энерго) 51 -23,7 2,7 2,9 -20,3

3. межзональные ГК на базе АО-энерго 13 1,3 -0,5 -0,3 0,8

3*. 11 -2,0 -4,6 -3,1 -4,5

4. зональные ГК на базе АО-энерго (крупные ГЭС и ГРЭС - в оптовых ГК) 17 -14,4 0,8 2,2 -12,6

5 межзональные ГК на базе АО-энерго (с предварительным выделением крупных ГЭС и ГРЭС из АО-энерго) 13 -1,7 -0,5 0,5 -1,6

5*. 13 -3,3 -1,5 -0,9 -4,0

6 межзональные ГК на базе ТЭЦ и ГРЭС АО-энерго (ГЭС АО-энерго - в отдельных ГК) 13 6,4 -2,3 -2,8 3,4

7. межзональные ГК на базе ТЭЦ АО-энерго (ГЭС и ГРЭС АО-энерго - в отдельных ГК) 14 4 4 3,9 8,7

8 межзональные ГК на базе ТЭЦ, ГРЭС и ГЭС АО-энерго (крупные ГРЭС и ГЭС АО-энерго - в оптовых ГК) 15 5 1,7 1,8 7,1

* С учетом ограничений по территориальной (электрической) удаленности электростанций ГК.

Отсутствие конкурентоспособности ТЭЦ в стартовых условиях их выхода на рынок 5-15% предполагает необходимость решения вопроса о перспективах их

участия в рынке ЭЭ. Автором предложено стандартизировать процедуру принятия решения о выводе ТЭЦ с ОРЭМ (рис.4). В основе агоритма - последовательная реализация путей повышения эффективности участия ТЭЦ в ОРЭМ.

В пятой главе Разработка контрактной системы участников рынка электроэнергии переходного периода рассматриваются методические вопросы, связанные с формированием контрактной системы (КС) участников рынка ЭЭ: требования, предъявляемые к КС, ее структура и методика синтеза данной КС.

В основе разработки КС лежит ряд обоснованных автором требований. Ими определяется способность КС:

- обеспечить правовую основу участия в рынке всех его участников; регламентировать предмет, условия и специфику их взаимоотношений, права и обязанности, меру ответственности за нарушение контрактных условий; обеспечить адекватное отображение принятой Правилами рынка ЭЭ системы хозяйственных взаимоотношений его участников;

- обеспечить возможность сохранения финансовой устойчивости производителей ЭЭ и предоставления им правовой защиты от неблагоприятных рыночных факторов, в т.ч. за счет разделения (распределения) ценового и количественного рисков, риска цен на топливо;

- предусматривать наличие ряда технологических контрактов, особых условий и форс-мажорных обстоятельств поставки ЭЭ, связанных с ведением режимов выработки ЭЭ и ее потребления в аварийных, послеаварийных режимах и в условиях системных ограничений;

- предусматривать возможность использования стандартных контрактов, действующих на не электроэнергетических рынках при торговле неспециализированными активами, и в первую очередь - финансовых контрактов.

Адекватность отображения КС системы взаимоотношений участников рынка ЭЭ устанавливается поддержкой КС набора так называемых базовых положений этой системы, определяющих целостность функционирования рыночной среды. Что предполагает наличие: а) единого технологического процесса производство-...-потребление ЭЭ; б) корректно отображающих этот процесс финансовых потоков; в) системы управляющих решений, предпринимаемых инфраструктурными органами в пределах их компетенции.

Исходя из этого определения, статуса и функций участников рынка ЭЭ и привязки сферы их деятельности к сферам функционирования рынка автором выделены следующие базовые положения системы хозяйственных взаимоотношений:

1. присоединение коммерческих участников рынка ЭЭ к торговой системе (коммерческое и финансовое обслуживание, диспетчеризация нагрузки и режимов поставки ЭЭ) и транспортной (электрической) сети ОРЭМ и РРЭМ;

2. поставка (продажа) электрической энергии и мощности на регулируемом и свободном секторах ОРЭМ; коммерческое (организация торговли), технологическое (транспорт, диспетчирование), финансовое (банковское) и правовое (юридическая защита) обслуживание продавцов и покупателей на ОРЭМ; координация инфраструктурных органов на ОРЭМ, в том числе между его территориальными отделениями (энергозонами); обеспечение системной надежности и резервирование поставок электрической энергии и мощности на ОРЭМ;

в неотопительный сипи

в отопительный сезон

Выравнивание условно-постоянных затрат по году

Оптимизация компоновки и условий работы ТЭЦ в Г'К

Информация о состоянии в перспективах

развития локального рывка ТЭ

По завершении периода вывода

Информация о состоянии и перспективах развития ОРЭМ

Оператор рынка ТЭ

Предложение о выводе ТЭЦ с рынка ЭЭ

Расторжение контракта о присоединении

к торговой системе ОРЭМ

Включение в энергобаланс

ОРЭМ ТФ-вы работки

ТЭЦ (на первод ее вывода)

Согласование вывода ТЭЦ с рынка ЭЭ

Рис.4. Агоритм принятия решения о необходимости вывода ТЭЦ с рынка ЭЭ

3. поставка (продажа) электрической энергии и мощности; технологическое (транспорт, диспетчирование), правовое обслуживание участников; организация сбытовой деятельности; координация инфраструктурных органов - на РРЭМ;

4. организация выхода на ОРЭМ; координация инфраструктурных органов и обеспечение финансовой устойчивости (гарантии испонения финансовых обязательств и страхование рисков) коммерческих участников ОРЭМ и РРЭМ;

5. обеспечение технологических режимов ограничения электрической нагрузки на РРЭМ, участия производителей и потребителей ЭЭ в выводе национальной и региональной энергосистем из аварийных ситуаций.

Разработанная автором впервые для отечественной практики структура базовых контрактов о поставке ЭЭ на ОРЭМ переходного периода (табл.1) включает:

- договременные и догосрочные контракты с регулируемыми ценами -для обеспечения гарантированных поставок ЭЭ соответственно от вновь сооружаемых и действующих генерирующих мощностей;

- краткосрочные контракты со свободными ценами - для поддержания баланса спроса-предложения ЭЭ при существенных отклонениях в балансе от прогноза; при вступлении в рынок новых участников, в период перезаключения догосрочных контрактов;

- контракт-соглашение об участии субъекта ОРЭМ в его оперативной сфере - для придания юридической силы оперативным заявкам, ежесуточно подаваемым коммерческими участниками (предложен автором в середине 90-х гг.).

В реформированной автором КС коммерческих участников ОРЭМ допускается возможность заключения прямых двусторонних и агентских (посреднических) контрактов. Вновь созданная КС ОРЭМ обеспечивает возможность отработки рыночных механизмов купли-продажи и перепродажи электрической энергии и мощности (в т.ч. резервной) при гарантированных уровнях их поставок по регулируемым ценам; гарантированном сбыте ЭЭ от вновь сооружаемых мощностей (на период их ввода) по заранее согласованным ценам.

На РРЭМ контрактная система претерпевает изменения в связи с появлением независимых ЭСК, реализующих ЭЭ на условиях конкуренции между собой и с энергосбытом АО-энерго - так называемым гарантирующим поставщиком. Завершение процесса реформирования АО-энерго влечет за собой передачу прав АО-энерго по обслуживанию потребителя генерирующей, сетевой и энергосбытовой компаниям. Соответствующие изменения учитываются в обновляемой КС РРЭМ. Указанные контракты представлены в главе характерными группами. В основе формирования последних - учет места (ОРЭМ, РРЭМ), участника (АО-энерго, ЭСК), предмета транзакции (покупка, продажа, передача ЭЭ).

Понота правовой защиты транзакций, осуществляемых коммерческими участниками ОРЭМ и РРЭМ, определена корректностью прямого двустороннего согласования позиций сторон соответствующими разделами контрактов и участием (деятельностью) третьих лиц. Эти лица в соответствии с возложенными на них функциями и пономочиями могут осуществлять: учет и контроль испонения коммерческими участниками принятых обязательств, в том числе по схеме взаиморасчетов; прямое директивное управление электрическими режимами поставок и потребления ЭЭ, в т. ч. в интересах рыночного сообщества; страхование

рисков и правовое обслуживание коммерческих участников рынка.

* Х Х - *

В приложениях к диссертации приводятся результаты:

- анализа и обобщения опыта развития зарубежной и отечественной электроэнергетики (базовые структурные модели; статистические данные по загрузке генерирующих мощностей и тарифам на ЭЭ; классификация концепций реформирования электроэнергетики РФ; сопоставление авторской модели рынка ЭЭ с моделями РАО ЕЭС России и отражение этой модели в отраслевой нормативно-правовой документации и методических разработках РАО ЕЭС России; проблемы переходного периода и способы их решения) - Приложение 1;

- анализа и моделирования российского электроэнергетического рынка переходного периода (балансы электрической энергии и мощности; критерии сопоставления структурных моделей ОРЭМ; основы решения проблем переходного периода в модели РРЭМ; результаты топологического моделирования ОРЭМ и характеристика энергозон; рейтинговые оценки вариантов участия ТЭЦ в ОРЭМ, агоритмы и схемы этого участия; характеристика моделей формирования ГК на базе генерирующих мощностей АО-энерго; результаты сценарного моделирования контрактной сферы и синтеза контрактной системы рынка ЭЭ переходного периода; оценка адаптации моделей этой системы к перспективному механизму функционирования рыночной среды в отрасли) - Приложение 2.

По результатам диссертационного исследования сформулированы следующие основные теоретические и практические выводы и предложения:

1. В диссертации впервые для отечественной практики поставлена и решена научная проблема, имеющая важное народно-хозяйственное значение: разработана модель отечественного рынка ЭЭ переходного периода, адаптированная к условиям выхода всех производителей на ОРЭМ и реструктуризации АО-энерго.

Учитывая имеющуюся в целом неподготовленность рыночной среды для решения информационно-технологических задач конкурентного ОРЭМ в рамках его одноуровневой модели, автором впервые предложено применять иерархически структурированную модель его, предоставляющую равные права коммерческим участникам по обороту ЭЭ в пределах энергозон (так называемых торговых хабов). Модель позволяет: сочетать региональные и межрегиональные интересы коммерческих участников рынка ЭЭ; устанавливать стабильные договременные и экономически целесообразные контрактные отношения между ними на прямой двухсторонней основе; реализовать принцип иерархической централизации технологического управления, обработки и обмена текущей коммерческой информацией; управлять процессом перехода к равновесным (свободным) ценам на ЭЭ (за счет последовательного снятия ограничений переходного периода); реализовать право перепродажи невостребованной ЭЭ покупателем; ввести спо-товую сферу ОРЭМ с почасовой реализацией всей располагаемой ЭЭ на конкурентных условиях - с момента запуска рынка в рассматриваемой версии.

Методическая основа модели впервые сформирована в 2000 г. Допустимость применения ее в настоящее время подтверждается отражением основополагающих ее принципов в утвержденной Правительством РФ модели рынка ЭЭ переходного периода и законодательстве РФ в области электроэнергетики.

2. Автором впервые для отечественной практики были сформированы и проанализированы характерные модели интеграции субъектов рынка ЭЭ в РФ и получены интегральные рейтинговые оценки альтернативных вариантов по клас-

сификационным признакам (критериям). Более высокую рейтинговую оценку получила модель, основанная на вертикальной дезинтеграции сфер производства, передачи и распределения ЭЭ на региональном уровне и горизонтальной интеграции передающих сетей в единую транспортную инфраструктуру рынка. Данный методический подход, предложенный автором в 2000-2001 гг., нашел отражение в программе РАО ЕЭС России по реформированию отрасли (Концепция стратегии ОАО РАО ЮС России на 2003-2008 гг.) и в законодательстве РФ в области электроэнергетики.

3. Специфика функционирования рынка ЭЭ, как единого во времени технологического процесса ее производства, транспортировки и потребления, предполагает обязательную координацию действий участников рынка (продавцов и покупателей). Достижение минимальной отпускной цены для покупателей обеспечивается более высоким приоритетом коммерческой координации рынка. Данный методический подход в сочетании с раздельным функционированием органов коммерческой и технологической координации, предложенный автором для российского ОРЭМ в середине 90-х гг., реализован в действующей его модели.

4. В условиях одновременного существования в переходный период систем регулируемого и конкурентного ценообразования в механизм функционирования ОРЭМ РФ автором введен ряд ограничений, ограждающих рынок от возможных нарушений его участниками условий конкуренции. Введенные ограничения (по максимальному объему поставки ЭЭ по свободным ценам и минимальному - по регулируемым ценам; по цене перепродажи ЭЭ) впоследствии последовательно снимаются, обеспечивая плавное ценовое вхождение в конкурентный рынок. Предложенный автором в 2000 г. принцип ограничения объемов продаж ЭЭ по свободным ценам для поставщиков по своей методической основе соответствует одному из условий запуска в ноябре 2003г. рынка 5-15%.

5. Автором методически решен комплекс взаимосвязанных организационно-экономических и информационно-технологических задач по определению параметров рынка ЭЭ переходного периода и управлению его развитием на конкурентной основе. В частности осуществлена разработка методов и механизмов:

-моделирования топологии системообразующей электрической сети (идентификации энергозон) ОРЭМ, исходя из критериев, определяющих условия доступа в рыночную среду;

- моделирования топологии электрической сети РРЭМ, формируемой на базе региональных электрических сетей, выделяемых из АО-энерго;

- оптимизации условий участия ТЭЦ в рынке ЭЭ переходного периода;

- моделирования контрактной системы рынка ЭЭ переходного периода, обеспечивающей правовую поддержку и защиту типовых (базовых) транзакций, а также возможность управления развитием его конкурентной основы.

6. Впервые для электроэнергетики РФ автором классифицированы экономические, технологические и административные барьеры, определяющие географические границы рынков зональной и межзональной продажи ЭЭ. В европей-ско-уральской части РФ: а) выделены регионы с существенно различающимися условиями поставки ЭЭ через их границу в прямом и обратном направлениях (Архангельская, Мурманская, Калининградская, Тюменская области и республика Коми), претендующие на получение статуса особых (обособленных) энерго-

зон ОРЭМ; б) сформирована топология сети ОРЭМ с приемлемой сбалансированностью по сальдо-перетоку ЭЭ, которая не будет претерпевать изменений при ожидаемом развитии системообразующей сети (до 2011 г.). Этим определяется целесообразность организации центров торговли ЭЭ (виртуальных торговых хабов) в каждой из сформированных модельными расчетами энергозон. Устранение имеющихся экономических, технологических и административных барьеров (в т.ч. за счет ввода допонительных электросетевых объектов) открывает возможность для последующего слияния энергозон ОРЭМ и перехода к его одноуровневой модели. Актуальность решения задачи зонирования ОРЭМ отмечается в решениях Правительства РФ (ПП РФ № 643 от 24.10.2003г.).

7. В диссертации выявлены основные аспекты проблемы участия ТЭЦ в конкурентном ОРЭМ и локальных рынках ТЭ; произведен их логико-экономический анализ; систематизированы факторы, препятствующие выводу этой группы поставщиков на ОРЭМ. Разработан комплекс организационно-экономических и правовых мероприятий и механизмов, обеспечивающих создание приемлемых условий участия ТЭЦ в ОРЭМ переходного периода, снижение рисков потери ТЭЦ финансовой устойчивости и рынка сбыта ТЭ, включающий:

- концепцию участия ТЭЦ в рынке ЭЭ, регламентирующую допустимые организационно-структурные формы ТЭЦ; механизм ценообразования; особенности подачи заявок и приема их рынком ЭЭ, привлечения к участию в общесистемных мероприятиях, построения контрактной системы;

- механизм формирования производственной структуры конкурентоспособных ГК с участием ТЭЦ, позволяющий оптимизировать стартовые условия выхода этих ГК на рынок 5-15%;

- предложения по корректировке и развитию нормативно-правовой базы отрасли, учитывающие особенности участия ТЭЦ в рынках ЭЭ и ТЭ и снижающие риски потери ими рынков сбыта в период реформ.

8. В диссертации сформулированы основные требования, предъявляемые к КС на рынке ЭЭ; идентифицированы базовые положения хозяйственных взаимоотношений его участников, регламентирующие струюуру КС; сформулированы критерии сопоставления альтернативных КС и на их основе разработана процедура выбора наилучшего ее варианта; разработана процедура синтеза КС на базе переходной модели организации рыночной среды в отрасли.

КС, разработанная в соответствии с моделью организации рынка ЭЭ переходного периода по версии автора, способна обеспечить:

- стабильность финансовой деятельности поставщика и снижение его финансовых рисков (за счет введения системы страхования, ограничения и прекращения поставок ЭЭ при нарушении финансовой дисциплины покупателями; хеджирования риска колебания цены на ЭЭ; экономической ответственности за нарушение условий поставок ЭЭ);

- управление надежностью поставок ЭЭ (за счет наличия требований по обеспечению системной надежности; привлечения генерирующих мощностей и потребителей с управляемой нагрузкой к участию в системных мероприятиях);

- развитие конкурентной среды (за счет поддержки введения рынков производных финансовых инструментов, электрической мощности, системных услуг);

- привлечение инвестиций в отрасль (за счет предоставления гарантий по сбыту ЭЭ и возможности заключения догосрочных контрактных отношений на ее поставку от вновь сооружаемых генерирующих мощностей);

- правовую поддержку механизмов ценообразования, взаиморасчетов за ЭЭ;

- плавное ценовое вхождение в конкурентный рынок и ценовую стабилизацию рынка переходного периода (за счет управления либерализацией рынка ЭЭ).

Эти характерные черты предполагают лучшую адаптированносгь КС к поддержке системы хозяйственных взаимоотношений участников рынка ЭЭ переходного периода и к ее трансформации в ходе создания конкурентного рынка.

9. Формированию рыночной среды в сфере регионального энергоснабжения способствует появление сети независимых энергосбытовых компаний (ЭСК), конкурирующих за право обслуживания потребителя. Создание ЭСК предполагает снятие с АО-энерго монопольного права и законодательно закрепленной обязанности по энергоснабжению потребителей региона. Данное обстоятельство, а также предлагаемая автором принципиально иная система контрактных отношений на РРЭМ и нормативно-правовая основа функционирования ЭСК создают определенные организационно-экономические условия, способствующие устранению неплатежей покупателей. Сформулированная в 1998 г. при участии автора концепция организации энергосбытовой деятельности на РРЭМ на базе двух типов ЭСК (группы независимых ЭСК с произвольной зоной обслуживания и одной специализированной ЭСК на базе энергосбыта АО-энерго, с сохранением зоны обслуживания последнего) нашла отражение в федеральном законодательстве, в утвержденной Правительством РФ модели рынка ЭЭ переходного периода, в методических разработках НП АТС по созданию перспективных механизмов функционирования рыночной среды в отрасли.

10. Дальнейшее развитие электроэнергетики РФ требует конкретизации основных направлений создания конкурентной рыночной среды, способов решения поставленных перед отраслью задач. Особую значимость приобретает разработка методического обеспечения и организационных (управляющих) решений, способствующих целенаправленному, последовательному и бескризисному переходу от современного псевдорыночного состояния отрасли к поноценно функционирующему конкурентному рынку на взаимоприемлемых для производителей ЭЭ и конечных потребителей условиях. Ряд основополагающих методических и организационных решений в этой области впервые для отечественной электроэнергетики сформулирован автором в рамках разработанной им концепции построения конкурентного рынка ЭЭ в РФ. В настоящее время предлагаемая автором концептуальная основа решений по созданию инфраструктуры рынка ЭЭ переходного периода и института коммерческих его участников последовательно реализуется в процессе рыночного реформирования отрасли.

Публикации. Список основных публикаций по теме диссертации. Монографии:

1. Михайлов В.И., Тарнижевский М.В., Тимченко В.Ф. Режимы коммунально-бытового электропотребления.-М.:Энергоатомиздат,1993.-17,6 пл. (авт. 9,5 пл.).

2. Дорофеев В.В., Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть. - М.: Энергоатомиздат, 2000. - 22,8 пл. (авт. 15,2 пл.).

3. 80 лет развития энергетики. От плана ГОЭРО к реструктуризации РАО ЕЭС России (раздел. Рынки электрической энергии и мощности) / Под. общ. ред.

A.Б.Чубайса. - М.: Информэнерго. 2000. - 55,0 п.л. (авт. 1,4 п.л.).

4. Михайлов В.И. Концепция рыночных реформ в электроэнергетике России. - М.: ГУУ, 2001.- 11,5 п.л.

5. Михайлов В.И. Организационно-экономические аспекты участия ТЭЦ в рынке электро- и тепловой энергии. - М.: ИНП РАН, 2004. - 4,0 п.л.

6. Михайлов В.И. Российский электроэнергетический рынок: переходный период -М.: Полиграфический центр МЭИ, 2004. -15,5 п.л..

Брошюры, статьи, тезисы докладов:

1. О дальнейшем повышении эффективности действующей системы регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию / Г.О.Борисов,

B.И.Михайлов, И.В.Фраер и др. // Экономика энергетики и энергетического строительства. М: Информэнерго. 1992, Вып.1. - 1,0 п.л. (авт. 0,25 п.л.).

2. Михайлов В.И. Рыночные отношения в электроэнергетике: проблемы и решения // Электрические станции, 1994, N5. - 0,85 п.л.

3. Эдельман В.И., Михайлов В.И. Механизмы интеграции и правовая база функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности стран СНГ // Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты устойчивого развития. Докл. межд. научн.-практ. конф. (23-24 нояб. 1994г.). М., 1995. -0,4 п.л. (авт. 0,2 п.л.).

4. Борисов Г.О., Михайлов В.И. Экологическая стратегия ТЭС и ее оптимизация в условиях рыночного механизма реализации электроэнергетической продукции // Энергетическое строительство, 1995, N3. - 0,3 п.л. (авт. 0,15 п.л.).

5. МихайловВ., Фраер И. Транспортная инфраструктура в организации оптового рынка электрической энергии и мощности // Энергетическое строительство.

1995, N4 . - 0,7 пл. (авт. 0,4 пл.).

6. Михайлов В.И. Анализ вариантов формирования инвестиционного капитала на российском рынке электроэнергии и мощности //Инвестиционные ресурсы для стабилизации функционирования систем энергетики. Тез. докл. семинара 14-17 мая 1996г., ч.1. Киев, 1996.-0,5 п.л.

7. Михайлов В., Фраер И. К вопросу о формировании рыночных отношений в электроэнергетике России //Вестник электроэнергетики. 1996, N1. - 0,8 пл. (авт. 0,5 пл.).

8. Михайлов В., Фраер И. Выбор структурно-функциональных моделей российского оптового рынка электрической энергии и мощности // Вестник электроэнергетики. 1996, N2. - 0,45 пл. (авт. 0,3 пл.).

9. Михайлов В., Фраер И. Основы концепции формирования конкурентного оптового рынка электрической энергии и мощности // Вестник электроэнергетики.

1996, N3. - 0,5 пл. (авт. 0,3 пл.).

10. Михайлов В., Шетлер Г. О разработке программных средств обучения по основам функционирования Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности //Вестник электроэнергетики. 1997, N1.-0,25 пл. (авт. 0,15 пл.).

11. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Биржевое обслуживание участников электроэнергетического рынка // Электрические станции. 1997, N9. - 0,45 пл. (авт. 0,15 пл.).

12. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельмаи В.И. Перспективы организации конкуренции производителей энергии на Российском оптовом рынке электроэнергии и мощности // Электрические станции. 1997, N 9. -0,55 п.л. (авт. 0,3 п.л.).

13. Эдельман В.И., Михайлов В.И. Основы экономического механизма дифференцирования тарифов на электрическую энергию и мощность в зависимости от обеспечиваемого уровня надежности электроснабжения // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики, вып. 49, т.1. Иркутск, 1998. - 0,5 п.л. (авт. 0,25 пл.).

14. Михайлов В.И, Фраер И.В., Эдельман В.И. Перспективы развития федерального (общероссийского) рынка электроэнергии и мощности // Топливно-энергетический комплекс. 1998, N1-2. - 0,65 п.л. (авт. 0,3 п.л.).

15. Михайлов В. Концепция реструктуризации электроэнергетики России и схемы ее управления // Энергетика. Рынок. Интеграция. Сб. докл. Межд. конгресса энергетиков (25-26 июн. 1998г.). Аматы: ОАО "КЕООС". 1998. - 0,9 п.л.

16. Михайлов В.И. Обучающий программный комплекс "Конкурентный федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности" // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 0,45 п.л.

17. Михайлов В.И. Программный комплекс "Экономический советчик диспетчера" // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: НЦ ЭНАС, 1998.-0,6 п.л.

18. Михайлов В.И., Фраер И.В. Анализ возможности и целесообразности вывода ТЭЦ на оптовый рынок электрической энергии и мощности // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 0,7 п.л. (авт. 0,4 пл.).

19. Михайлов В.И., Фраер И.В. Энергосбытовые компании на рынке электрической энергии и мощности // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 0,65 п.л. (авт. 0,3 п.л.).

20. Эдельман В.И., Образцов С.В., Михайлов В.И., Фраер И.В. Основные принципы формирования и регулирования конкурентного рынка электроэнергии и мощности в России // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: НЦ ЭНАС, 1998. -1,7 п.л. (авт. 0,8 пл.).

21. Михайлов В.И. Сфера регионального электроснабжения: концепция рыночных реформ II Электрика, 2001, №1. - 0,95 п.л.

22. Михайлов В.И, Фраер И.В., Эдельман В.И. Проблемы участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии //Энергетик. 2003Д 6.-0,3 пл. (авт. 0,1 пл.).

23. Михайлов В.И. Реформирование российской электроэнергетики на конкурентной основе: проблемы и пути решения // Энергорынок, 2003, №0 (01). - 0,55 п.л.

24. Михайлов В.И. Проблемы участия ТЭЦ в рынке электрической энергии и пути их решения // Вестник ФЭК, 2004, №1. - 0,7 п.л.

25. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Методические и правовые основы участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии // Управление электроэнергетическими системами - новые технологии и рынок. Сыктывкар: Коми научный центр УрО РАН, 2004. - 0,3 пл. (авт. 0,2 пл.).

26. Михайлов В.И. Организационно-экономические аспекты участия ТЭЦ в рынке электро- и тепловой энергии // ТЭК, 2004, №4. - 1,5 пл.

Подп. в печ. 12.05.2005. Формат 60x90/16. Объем 2 печ.л. Бумага офисная. Печать цифровая.

Тираж 100 экз. Заказ № 515

ГОУВПО "Государственный университет управления" Издательский центр ГОУВПО "ГУУ"

109542, Москва, Рязанский проспект, 99, Учебный корпус, ауд. 106

Тел./факс: (095) 371-95-10, e-mail: ic@guu.ru

www.guu.ru

IP 1 0 8 27,

РНБ Русский фонд

2006-4 7064

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: доктор экономических наук , Михайлов, Владимир Игоревич

ВВЕДЕНИЕ

1. ПЕРЕХОД ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ К КОНКУРЕНТНОМУ РЫНКУ - НЕИЗБЕЖНАЯ ЗАКОНОМЕРНОСТЬ

1.1. Электроэнергетический рынок - объективная необходимость развития зарубежной энергетики в современных условиях 16 1.1.1. Анализ рыночных преобразований в зарубежной электроэнергетике и систематизация направлений реформирования отрасли

1.2. Анализ рыночных преобразований в электроэнергетике России

1.2.1. Характерные особенности и итоги начального периода становления рыночных отношений в отрасли

1.2.2. Систематизация причин необходимости введения рынка в отрасли

1.2.3. Тенденции рыночных реформ в электроэнергетике России

1.3. Систематизация основных направлений развития сферы купли-продажи электрической энергии на конкурентной основе

1.4. Методология диссертационного исследования

2. РАЗРАБОТКА ОРГАНИЗАЦИОННО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА РОССИИ ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА

2.1. Общая постановка решения проблемы

2.2. Целесообразность наличия переходного периода и переходной модели рынка

2.2.1. Необходимость структурных преобразований

2.2.2. Сопоставление экономики РФ и зарубежных государств

2.2.3. Наиболее существенные проблемы переходного периода

2.3. Разработка структуры электроэнергетического рынка России переходного периода

2.3.1. Постановка задачи

2.3.2. Продуктовые и географические границы (энергозоны) оптового рынка

2.3.3. Потенциальные участники электроэнергетического рынка

2.3.4. Альтернативные структурные модели оптового рынка

2.4. Разработка модели функционирования оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности

2.4.1. Постановка задачи

2.4.2. Формулировка основополагающих принципов организации и функционирования рыночной среды

2.4.3. Концепция системы контрактных отношений, отвечающая принципам конкурентной рыночной среды

2.4.4. Классификация товара и услуг на оптовом рынке переходного периода

2.4.5. Разработка концепции механизма ценообразования на оптовом рынке переходного периода

2.4.6. Разработка системы взаиморасчетов между участниками оптового рынка переходного периода

2.4.7. Математическая модель формирования отпускной цены ОРЭМ переходного периода

2.4.8. Основы модели функционирования розничного рынка электроэнергии и мощности

2.5. Оценка возможности функционирования оптового рынка электроэнергии на предложенной методической основе

2.5.1. Анализ результатов сценарного моделирования функционирования ОРЭМ (на примере энергозоны Центра)

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЗОН (ЦЕНОВЫХ ЗОН)

ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО РЫНКА ПЕРЕХОДНОГО ПЕРИОДА

3.1. Постановка задачи

3.2. Разработка методики проектирования энергозон (ценовых зон)

3.3. Результаты моделирования энергозон (ценовых зон) оптового рынка электроэнергии в европейско-уральской части РФ и их анализ 167 3.3.1. Анализ выделенных энергозон

3.4. Достоверность и обоснованность результатов кластеризации

3.5. Корректировка энергозон оптового рынка в связи с развитием системообразующей сети европейско-уральской части РФ

3.6. Разработка тарифных зон розничного рынка и механизма интеграции региональных сетевых компаний

4. РАЗРАБОТКА МЕХАНИЗМОВ УЧАСТИЯ ТЭЦ В РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

4.1. Постановка задачи

4.2. Выявление проблем функционирования ТЭЦ в условиях рынка

4.3. Идентификация факторов, способствующих эффективному функционированию ТЭЦ в условиях рынка

4.4. Анализ существующих подходов к решению проблемы функционирования ТЭЦ в условиях рынка

4.5. Разработка комплекса мероприятий, обеспечивающих эффективное участие ТЭЦ в рынке электрической энергии

4.5.1. Разработка концепции участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии

4.5.2. Управление формированием производственной структуры генерирующих компаний на базе ТЭЦ - как организационный путь повышения эффективности их участия в рынке электроэнергии

4.5.3. Оптимизация учета условно-постоянных затрат в тарифе на электрическую энергию

4.5.4. Оценка возможности участия ТЭЦ в рынке электрической энергии

Диссертация: введение по экономике, на тему "Моделирование и управление развитием электроэнергетического рынка России переходного периода"

Становление конкурентных рыночных отношений в электроэнергетике России предусматривает целенаправленную реализацию организационно-технических мероприятий, благодаря которым отрасль достигла бы максимальной эффективности, сохранив присущую ей надежность энергоснабжения. В их числе - преобразование экономических отношений в электроэнергетике, формирование института участников рынка, совершенствование структуры управления, создание нормативно-правовой базы, регулирующей правоотношения между продавцами, покупателями электроэнергетической продукции и инфраструктурными органами.

В настоящее время в отрасли осуществляется комплекс мероприятий по переходу на рыночную основу функционирования сферы купли-продажи электрической (ЭЭ), а в последствии и тепловой (ТЭ) энергии. Сформированы новые рыночные инфраструктуры на федеральном оптовом рынке электрической энергии (ОРЭМ): Администратор торговой системы ОРЭМ (НП АТС) - орган коммерческой координации последнего; Системный оператор (ОАО СО-ЦЦУ ЕЭС) -орган оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России; Федеральная сетевая компания (ОАО ФСК ЕЭС) - транспортная инфраструктура ОРЭМ. Приняты пакет Федеральных законов (ФЗ) и правила ОРЭМ переходного периода, предусматривающие либерализацию отпускных цен на ЭЭ. В ноябре 2003 г. осуществлен запуск конкурентного сектора ОРЭМ {рынок 5-15%). РАО ЕЭС России формируются и реализуются программы реорганизации акционерных обществ энергетики и электрификации (АО-энерго), являющихся субъектами естественных монополий в сфере регионального энергоснабжения.

Период становления конкурентных рыночных отношений в сфере купли-продажи ЭЭ в методическом и организационном плане является наиболее важным и сложным на пути рыночных преобразований в отрасли. В этот период оптимизируется структура рыночной среды, механизмы управления отраслью; осуществляется переход к системе обеспечения надежности энергоснабжения, основанной на законодательной и имущественной ответственности участников рынка и органов государственной власти и управления федерального и регионального уровней. В основе организационно-технических мероприятий переходного периода - совершенствование переходной и разработка целевой модели построения сферы купли-продажи ЭЭ, рыночно ориентированной системы ценообразования, корректировка методов оперативно-диспетчерского управления и экономической координации в ЕЭС России, методов коммерческого учета ЭЭ, системы взаиморасчетов за ее поставку и т.д. Приоритетным направлением является создание экономических условий для привлечения инвестиций в отрасль.

Значительный научный вклад в развитие экономики отечественной электроэнергетики на переходном этапе формирования конкурентной рыночной среды внесли работы Э.П.Вокова, Н.И.Воропая, А.З.Гамма, Л.Д.Гительмана, В.И.Денисова, В.Г.Китушина, В.В.Кузьмина, Г.П.Кутового, Н.Г.Любимовой, А.А.Макарова, Е.А.Медведевой, А.С.Некрасова, C.B. Образцова, В.Р.Окорокова, Б.В.Папкова, И.В.Фраера, Л.Д.Хабачева, В.В.Хлебникова, П.М.Шевкоплясова, В.И.Эдельмана, Е.Вркина и др.

В решении конкретных проблем формирования рынка ЭЭ в РФ, в разработке методического, нормативно-правового и программного его обеспечений, в проведении анализа эффективности используемых экономических механизмов, схем взаимодействия между участниками рынка, обобщении полученного опыта принимают участие РАО "ЕЭС России", органы государственного управления [Минэкономразвития России, Федеральные агентства по атомной энергии и по энергетике, ФСТ России и др.], инфраструктурные органы российского ОРЭМ [НП АТС, ОАО СО-ЦДУ ЕЭС, ОАО ФСК ЕЭС], научно-исследовательские и проектные институты [АО ВНИИЭ, ИНЭИ РАН, ОАО НИИЭЭ, СЭИ СО РАН, АО ЭНИН им. Г.М.Кржижановского, ОАО "Энергосетьпроект"], ряд других организаций, авторских колективов и представителей научной общественности.

В настоящее время в отрасли не внедрены эффективно работающие механизмы оптовой и розничной торговли ЭЭ; не решен ряд основополагающих методических, нормативно-правовых, организационных, информационно-технологических аспектов проблемы последовательного реформирования отрасли на конкурентной основе. Не поностью завершено формирование организационно-технологической модели функционирования электроэнергетического рынка переходного периода1. Не поностью определены, конкретизированы и взаимоувязаны в пространственном и временном аспектах все составляющие её механизмы (хозяйственные, финансовые, экономические, технологические, регулирующие). В частности, утвержденные Постановлением Правительства РФ от 24 октября 2003г. N643 Правила ОРЭМ переходного периода требуют корректировки и методической проработки отдельных регламентируемых ими механизмов. Правила:

- не поностью увязаны с ФЗ Об электроэнергетике, определяющим основополагающие элементы целевой модели конкурентного ОРЭМ;

- не создают дожных экономических стимулов для развития сектора свободной торговли; не обеспечивают поную поддержку функционирования ОРЭМ в условиях прекращения действия его регулируемого сектора;

- существенно ограничивают возможности заключения прямых двухсторонних контрактов на ОРЭМ и не предполагают возможность хеджирования сделок купли-продажи ЭЭ;

- предоставляют покупателям и продавцам ЭЭ неравные права участия в конкурентном секторе ОРЭМ;

- не в поной мере учитывают особенности участия ТЭЦ в рынке ЭЭ.

В результате актуальным становится поиск организационных, экономических, управляющих и иных решений, способствующих устранению возникших проблем переходного периода и вхождению в конкурентный рынок на взаимоприемлемых для потребителей и производителей ЭЭ условиях. Отсутствие управляющих решений по формированию структуры рынка и института его участников, организации системы хозяйственных взаимоотношений меиеду ними может существенно затруднить переход к конкурентной основе рынка ЭЭ, спровоцировать необоснованный рост цен, чрезмерно увеличить финансовые риски предприятий от

1 Под указанной моделью понимается некоторый набор правил, методических положений и рекомендаций, экономических условий, регламентирующих состав субъектов рынка; механизмы ценообразования, хозяйственных взаимоотношений и взаиморасчетов между субъектами рынка; механизмы государственного и рыночного регулирования; механизмы экономической координации и диспетчерского управления; механизмы финансового и информационного обслуживания. расли, привести к технологическим нарушениям в системе энергоснабжения, спровоцировать возникновение и развитие кризисных ситуаций.

Сложившаяся в отрасли экономическая ситуация и общая направленность рыночных реформ в отрасли предопределили цель и задачи настоящего диссертационного исследования.

Цель и задачи исследования. Целью диссертационного исследования является разработка научно обоснованных методов управления развитием электроэнергетического рынка России переходного периода, обеспечивающих возможность обоснования выбора и оптимизации структурных, организационных, экономических и иных решений, способствующих устранению возникших в отечественной электроэнергетике проблем переходного периода, повышению финансовой устойчивости производителей ЭЭ и установлению минимально возможной отпускной цены ЭЭ при условии соблюдения требуемых показателей ее качества и стандартов надежности энергоснабжения потребителей.

Реализация поставленной цели базируется на методическом решении комплекса задач по идентификации параметров модели электроэнергетического рынка России переходного периода, адаптированной к реформируемой структуре отрасли, вновь создаваемому институту участников рынка ЭЭ и обновляемым положениям государственного регулирования тарифов в сфере производства и сбыта энергии. Задачами диссертационного исследования являются разработка:

-организационно-технологической модели функционирования электроэнергетического рынка России переходного периода, адаптированной к условиям завершения реструктуризации его оптовой и розничной сферы и поддерживающей управление процессом последовательной либерализации рыночной среды для обеспечения плавного ценового вхождения в его конкурентную фазу;

- методического обеспечения для моделирования (идентификации) и обоснования границ зон обслуживания (ценовых зон) оптовой и розничной торговли электрической энергией,

- методов и механизмов, обеспечивающих повышение финансовой устойчивости и конкурентоспособности ТЭЦ АО-энерго в период реформ, в том числе за счет оптимизации их производственной структуры;

- контрактной системы участников рынка ЭЭ России переходного периода, адаптированной к формируемой его инфраструктуре, составу коммерческих участников (продавцов и покупателей) и модели функционирования.

Предмет исследования - система хозяйственных взаимоотношений между поставщиками, покупателями ЭЭ и обслуживающей их рыночной инфраструктурой (органы коммерческой и технологической координации, сетевые структуры), действующая в условиях перехода к конкурентному рынку.

Объект исследования - сфера оптовой и розничной купли продажи электрической энергии и мощности российского электроэнергетического рынка переходного периода.

Методическая и теоретическая основа исследования: элементы аппарата теории вероятностей и математической статистики, кластерного анализа, теории двойственности; базовые положения теории электрических цепей, теории контрактов, методы экономико-математического моделирования и оптимизации, рейтинговых оценок и количественной оценки сложных систем в условиях определенности (метод векторной оптимизации); основополагающие принципы организации вычислительных (компьютерных) сетей, информационных баз данных, систем управления ими, организации системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России.

- нормативно-правовые акты РФ, отраслевые инструктивные материалы и методические разработки, связанные с реструктуризацией отрасли и реформированием сферы купли-продажи электроэнергии;

- нормативно-правовые акты РФ и методические разработки товарно-сырьевых и фондовых бирж РФ, определяющие условия и процедуру биржевых торгов;

- теоретические и прикладные разработки российских и зарубежных ученых и ведущих специалистов отрасли в области формирования механизмов хозяйственных взаимоотношений и взаиморасчетов между предприятиями электроэнергетики, тарифной (ценовой) политики на оптовом и розничном рынках ЭЭ, механизмов государственного и рыночного регулирования; организации управления электроэнергетическим комплексом;

- нормативно-правовые акты зарубежных государств, регламентирующие механизмы функционирования электроэнергетических рынков.

Информационная база исследования - результаты зарубежных и отечественных маркетинговых исследований в сфере купли-продажи товара и оказания услуг, в том числе на электроэнергетических рынках; показатели экономического развития электроэнергетики зарубежных государств рыночной ориентации; обосновывающие материалы для расчета тарифов на ЭЭ, отпускаемую АО-энерго; данные Федеральной службы государственной статистики (ФСГС) по инфраструктурным отраслям экономики РФ; показатели экономического развития субъектов электроэнергетики (в объеме представляемых ими в ФСГС России форм отчетности); характеристики режимов электропотребления отдельных групп потребителей, энергообъединений и объединенных энергосистем.

Наиболее существенные научные результаты, полученные автором, заключаются в разработке:

- организационно-технологической модели функционирования оптовой сферы торговли ЭЭ на электроэнергетическом рынке России переходного периода: а) адаптированной к условиям и направлениям реформирования инфраструктуры рынка и института его участников; в) поддерживающей управление процессом либерализации рынка ЭЭ, функционирование вновь вводимых секторов торговли (рынка электрической мощности и балансирующего рынка), введение производных финансовых инструментов и биржевой формы торговли ими; г) иерархически структурированной вследствие различной подготовленности территории РФ к введению конкуренции в сфере поставки ЭЭ; д) реализуемой на оперативно-договорной основе и на базе прямых контрактных отношений типа продавец-покупатель;

- концепции перехода электроэнергетики РФ к конкурентному рынку ЭЭ, определяющей перечень и последовательность реализации основных мероприятий (управляющих решений) по реформированию рыночной инфраструктуры и института поставщиков, системы контрактных отношений в коммерческой сфере и сфере услуг, принципов государственного регулирования энерготарифов; методов и механизмов топологического моделирования (идентификации) энергозон оптовой сферы электроэнергетического рынка России (зон торговли ЭЭ) исходя из условий доступа в рыночную среду, а также моделирования сетевой инфраструктуры розничной сферы этого рынка нг базе региональных электрических сетей, выделяемых из региональных энергосистем (АО-энерго);

- концепции и механизмов обеспечения безубыточности производственной деятельности ТЭЦ АО-энерго на электроэнергетическом рынке России переходного периода в период испонения ими социальных обязательств по теплоснабжению населения;

- методики моделирования конкурентоспособных и финансово устойчивых генерирующих компаний (на базе ТЭЦ АО-энерго), оптимизирующей их производственную структуру исходя из выравнивания стартовых условий выхода этих компаний на конкурентный сектор рынка ЭЭ (рынок 5-15%);

- системы контрактных отношений участников электроэнергетического рынка России переходного периода, обеспечивающей правовую поддержку базового набора транзакций, имеющих место и возникающих вновь в процессе продвижения ЭЭ от ее производителя до конечного потребителя в указанный период;

- системы ограничений поставки и отключения потребителей в связи с неплатежами, адаптированной к реформированной инфраструктуре рынка электрической энергии России переходного периода и составу его участников.

Степень обоснованности научных положений, выводов и рекомендаций, содержащихся в диссертации. В основе полученных в диссертации научных результатов лежит:

-анализ и обобщение зарубежного и отечественного опыта рыночного реформирования электроэнергетики, в т.ч. анализ проблем переходного периода;

- выработка, логико-экономический анализ альтернативных вариантов решений и их рейтинговое оценивание по обоснованным критериям сравнения;

- использование аппарата теории вероятностей и математической статистики для оценки непротиворечивости рабочих гипотез, формируемых в процессе проведения кластерного анализа;

- сопоставление результатов моделирования с ретроспективными отчетными данными предприятий отрасли;

- системный подход к разработке модели функционирования рыночной среды в сфере купли-продажи ЭЭ, базирующийся на взаимоувязке механизмов функционирования российского рынка ЭЭ переходного периода и системы информационно-технологического обслуживания его участников в пространственном и временном аспектах и на учете общей направленности и результатов рыночных преобразований в отрасли.

Научная новизна диссертационной работы. Состоит в разработке методологии и комплекса моделей управления развитием электроэнергетического рынка России переходного периода на конкурентной основе, предназначенных для выработки логически и экономически обоснованных управляющих решений в области идентификации и оптимизации границ зон оптовой и розничной торговли ЭЭ; оптимизации производственной структуры поставщиков электрической энергии (ТЭЦ АО-энерго); синтеза контрактной системы оптового электроэнергетического рынка России переходного периода исходя из заданной его инфраструктуры, системы взаимоотношений между его участниками и модели.

Значение полученных результатов для теории и практики. Значимость полученных автором научных результатов для теории состоит в приращении научных знаний в области разработки методов идентификации и оптимизации параметров российского электроэнергетического рынка переходного периода (географические границы рынка, его участники); в области формирования организационно-технологической модели этого рынка и управления его развитием на конкурентной основе исходя из баланса коммерческих интересов производителей и конечных потребителей ЭЭ.

Практическая значимость диссертации определяется использованием её результатов для разработки нормативно-правовой базы и механизмов функционирования российского электроэнергетического рынка переходного периода, проектирования системы информационно-технологического обслуживания участников этого рынка и управления развитием параметров рыночной среды.

Сведения о реализации и целесообразности практического использования результатов. Основополагающие положения и методические рекомендации диссертации положены в основу методических разработок ЦДУ "ЕЭС России", РАО

ЕЭС России" и НП АТС; использованы в практической деятельности ряда акционерных обществ энергетики и электрификации и в процессе их реструктуризации; внедрены в учебный процесс ВИГПСэнерго в целях повышения квалификации руководящих работников и специалистов отрасли.

Апробация результатов работы. Основные результаты диссертации докладывались и обсуждались:

- на республиканском семинаре Проблемы энергосбережения в законодательстве и стандартах (Киев: РДЭНТЗ, март 1992г.);

- на всероссийской научно-технической конференции Повышение эффективности производства и использования энергии в условиях Сибири (Иркутск: Ир-ГТУ, 1994 г.);

- на международной научно-практической конференции Евразийский рынок энергоресурсов: новые стимулы и приоритеты устойчивого развития (Москва: МТЭА, ноябрь 1994г.);

- на научно-практическом семинаре Инвестиционные ресурсы для стабилизации функционирования систем энергетики (Киев: УДЭНТЗ, май 1996г.);

- на всероссийском научном семинаре с международным участием Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики (Санкт-Петербург: ИСЭМ СО РАН, апрель 1997г.);

- на международном конгрессе энергетиков Энергетика. Рынок. Интеграция (Аматы: ОАОКЕСОС, июнь 1998г.);

- на всероссийском научном семинаре Проблемы надежности при управлении функционированием, реконструкцией и развитием больших систем энергетики (Вышний Волочок: ИСЭМ СО РАН, июнь 2000г.);

- на пленарном заседании Бюро научно-технического совета РАО ЕЭС России и научного совета РАН по проблемам надежности и безопасности больших систем энергетики (Москва: РАО ЕЭС России, май, 2001г.);

- на межрегиональном научно-техническом семинаре Оперативное управление электроэнергетическими системами - новые технологии (Сыктывкар: ИСЭиЭПС Коми НЦ УрО РАН, май 2003 г.);

- на 8-й международной научно-практической конференции Актуальные проблемы управления-2003 (Москва: ГУУ, октябрь 2003 г.);

- на открытом семинаре Экономические проблемы энергетического комплекса (Москва: ИНП РАН, 46-е заседание, ноябрь 2003 г.);

- на секции экономики и реформирования электроэнергетики НТС РАО ЕЭС России (Москва: РАО ЕЭС России, декабрь 2003 г.);

- на первом международном симпозиуме по межсистемным электрическим связям в северо-восточном регионе Азии (NEAREST, Сеул: KERI, май 2004 г.).

Публикации. Основные положения диссертации, отражающие отдельные аспекты исследования, опубликованы в 34 печатных работах общим объемом 137,9 п.л. (на долю автора 67,7 п.л.), из них 6 монографий общим объемом 126,4 п.л. (на долю автора 57,1 п.л.). Диссертация состоит из введения (10 е.), пяти глав (259 е.), заключения (9 е.), списка использованных источников (190 наименований) и двух приложений (61 е.). Основной текст диссертации изложен на 298 страницах и включает 8 рисунков, 17 таблиц.

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Михайлов, Владимир Игоревич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Период становления конкурентных рыночных отношений в сфере купли-продажи ЭЭ в методическом и организационном плане является наиболее важным и сложным на пути рыночных преобразований в отрасли. В этот период оптимизируется структура рыночной среды и механизмы управления отраслью; осуществляется переход к системе обеспечения надежности энергоснабжения, основанной на законодательной и имущественной ответственности участников рынка и органов государственной власти и управления федерального и регионального уровней. В основе организационно-технических мероприятий переходного периода - разработка модели построения сферы купли-продажи ЭЭ, рыночно ориентированной системы ценообразования, корректировка методов оперативно-диспетчерского управления и экономической координации в ЕЭС России, методов учета ЭЭ, системы взаиморасчетов за ее поставку и получение и т.д. Приоритетным направлением является создание экономических условий для привлечения инвестиций в отрасль.

2. Результаты анализа современного состояния и проблем переходного периода в электроэнергетике России свидетельствуют о том, что в настоящее время в отрасли пока еще не внедрены эффективно работающие механизмы оптовой и розничной торговли ЭЭ; не решен ряд методических, нормативно-правовых, организационных, информационно-технологических аспектов проблемы последовательного реформирования отрасли на конкурентной основе. Не завершено формирование организационно-технологической модели функционирования электроэнергетического рынка переходного периода, не поностью отработаны и взаимоувязаны все составляющие её механизмы (хозяйственные, финансовые, экономические, технологические, регулирующие). В частности, утвержденные Правила ОРЭМ переходного периода требуют корректировки и методической проработки отдельных регламентируемых ими механизмов. Правила не поностью увязаны с ФЗ [92], определяющим основополагающие элементы целевой модели конкурентного ОРЭМ; не создают дожных экономических стимулов для развития сектора свободной торговли, не обеспечивают поную поддержку функционирования ОРЭМ в условиях прекращения действия его регулируемого сектора; существенно ограничивают возможности заключения прямых двусторонних контрактов на ОРЭМ и не предполагают возможность хеджирования сделок купли-продажи ЭЭ; предоставляют покупателям и продавцам ЭЭ неравные права участия в конкурентном секторе ОРЭМ; не в поной мере учитывают особенности участия ТЭЦ в рынке ЭЭ. В результате актуальным становится поиск организационных, экономических, управляющих и иных решений, способствующих устранению возникших проблем переходного периода и вхождению в конкурентный рынок на взаимоприемлемых для потребителей и производителей ЭЭ условиях. Поиску таких решений посвящена настоящая диссертационная работа.

3. В диссертации впервые для отечественной практики поставлена и решена научная проблема, имеющая важное народно-хозяйственное значение: разработана модель функционирования отечественного электроэнергетического рынка переходного периода, адаптированная к условиям выхода всех производителей ЭЭ на ОРЭМ и реструктуризации системы регионального энергоснабжения.

Учитывая имеющуюся в целом неподготовленность рыночной среды для решения информационно-технологических задач конкурентного ОРЭМ в рамках его одноуровневой модели, автором впервые предложено применять иерархически структурированную модель его, предоставляющую равные права коммерческим участникам по обороту ЭЭ в пределах энергозон (центров торговли - так называемых торговых хабов). Модель позволяет: сочетать региональные и межрегиональные интересы коммерческих участников рынка ЭЭ; устанавливать стабильные договременные и экономически целесообразные контрактные отношения между ними на прямой двухсторонней основе; реализовать принцип иерархической централизации технологического управления, обработки и обмена текущей коммерческой информацией; управлять процессом перехода к равновесным (свободным) ценам на ЭЭ (за счет последовательного снятия ограничений переходного периода); реализовать право перепродажи невостребованной ЭЭ покупателем; ввести спотовую сферу ОРЭМ с почасовой реализацией всей располагаемой ЭЭ на конкурентных условиях - с момента запуска рынка в рассматриваемой версии.

Методическая основа модели впервые сформирована в 2000 г. [31]. Допустимость применения ее в настоящее время подтверждается отражением ряда основополагающих ее принципов в утвержденной Правительством РФ модели рынка ЭЭ переходного периода [109] и законодательстве РФ в области электроэнергетики [86,92].

4. Зависимость принципов функционирования электроэнергетического рынка и уровня его конкурентности от вида и глубины интеграции технологических процессов производства, передачи и распределения ЭЭ, предполагает необходимость оптимизации организационной структуры рыночной среды. В условиях имевшей место неоднозначности представлений о структуре ОРЭМ переходного периода автором впервые для отечественной практики были сформированы и проанализированы характерные модели интеграции субъектов рынка ЭЭ в РФ и получены интегральные рейтинговые оценки альтернативных вариантов по классификационным признакам (критериям). Более высокую рейтинговую оценку получила модель, основанная на вертикальной дезинтеграции сфер производства, передачи и распределения ЭЭ на региональном уровне и горизонтальной интеграции передающих сетей в единую транспортную инфраструктуру рынка с функцией общедоступной передачи ЭЭ от поставщика к крупному потребителю или компании по распределению ЭЭ. Данный методический подход, предложенный автором в 2000-2001 гт. [31,58], нашел отражение в программе РАО ЕЭС России по реформированию отрасли (Концепция стратегии ОАО РАО ЕЭС России на 2003-2008 гт.) и в законодательстве РФ в области электроэнергетики [88,92].

5. Специфика функционирования рынка ЭЭ, как единого во времени технологического процесса ее производства, транспортировки и потребления, предполагает обязательную координацию действий участников рынка (продавцов и покупателей). Достижение минимальной отпускной цены для покупателей обеспечивается более высоким приоритетом коммерческой координации рынка. Данный методический подход в сочетании с раздельным функционированием органов коммерческой и технологической координации, предложенный автором для российского ОРЭМ в середине 90-х гг. [72,73,138], реализован в действующей его модели.

6. В условиях одновременного существования в переходный период систем регулируемого и конкурентного ценообразования в механизм функционирования ОРЭМ РФ автором введен ряд ограничений, ограждающих рынок от возможных нарушений его участниками условий конкуренции. Введенные ограничения (по максимальному объему поставки ЭЭ по свободным ценам и минимальному - по регулируемым ценам; по цене перепродажи ЭЭ) впоследствии последовательно снимаются, обеспечивая плавное ценовое вхождение в конкурентный рынок. Предложенный автором в 2000 г. [31] принцип ограничения объемов продаж ЭЭ по свободным ценам для поставщиков по своей методической основе соответствует одному из условий запуска в ноябре 2003 г .рынка 5-15%.

1. Автором методически решен комплекс взаимосвязанных организационно-экономических и информационно-технологических задач по определению параметров рынка ЭЭ переходного периода и управлению его развитием на конкурентной основе. В частности осуществлена разработка методов и механизмов:

- моделирования топологии системообразующей электрической сети (идентификации энергозон) ОРЭМ, исходя из критериев, определяющих условия доступа в рыночную среду;

- моделирования топологии электрической сети РРЭМ, формируемой на базе региональных электрических сетей, выделяемых из АО-энерго;

- оптимизации условий функционирования в рынке ЭЭ переходного периода ТЭЦ АО-энерго;

- моделирования контрактной системы рынка ЭЭ переходного периода, обеспечивающей правовую поддержку и защиту типовых (базовых) транзакций, а также возможность управления развитием его конкурентной основы.

Полученные результаты имеют важное значение для науки и практики, поскольку обеспечивают возможность оптимизации параметров электроэнергетического рынка, создания эффективных механизмов его функционирования и развития в рыночных условиях переходного периода, в основе которых - минимизация отпускных цен на ЭЭ для конечных потребителей; сохранение регламентированных показателей качества ЭЭ и надежности электроснабжения; управление уровнем либерализации сферы купли-продажи ЭЭ; снижение финансовых рисков коммерческих участников рынка ЭЭ и вероятности нарушения ими финансовой дисциплины.

8. Впервые для отечественной электроэнергетики автором классифицированы экономические, технологические и административные барьеры, определяющие географические границы рынков зональной и межзональной продажи ЭЭ.

В европейско-уральской части РФ: а) выделены регионы с существенно различающимися условиями поставки ЭЭ через их границу в прямом и обратном направлениях (Архангельская, Мурманская, Калининградская, Тюменская области и республика Коми), претендующие на получение статуса особых (обособленных) энерго-зон ОРЭМ; б) сформирована топология сети ОРЭМ с приемлемой сбалансированностью по сальдо-перетоку ЭЭ в разрезе года и по году в целом, которая не будет претерпевать изменений при ожидаемом развитии системообразующей сети (на период до 2011 г.). Это свойство определяет целесообразность организации центров торговли ЭЭ (виртуальных торговых хабов) в каждой из сформированных модельными расчетами энергозон.

Устранение имеющихся экономических, технологических и административных барьеров (в т.ч. за счет ввода допонительных электросетевых объектов) открывает возможность для последующего слияния энергозон ОРЭМ и перехода к его одноуровневой модели. Актуальность решения задачи зонирования ОРЭМ отмечается в решениях Правительства РФ (ПП РФ № 643 от 24.10.2003г.).

9. Одной из центральных проблем реформирования является определение оптимальных условий выхода на ОРЭМ переходного периода и участия в нем ТЭЦ АО-энерго, играющих ключевую роль в электроэнергетике России. В диссертации выявлены основные аспекты проблемы участия ТЭЦ в конкурентном ОРЭМ и локальных рынках ТЭ; произведен их логико-экономический анализ; систематизированы факторы, препятствующие выводу этой группы поставщиков на ОРЭМ. Разработан комплекс организационно-экономических и правовых мероприятий и механизмов, обеспечивающих создание приемлемых условий участия ТЭЦ в ОРЭМ переходного периода, снижение рисков потери ТЭЦ финансовой устойчивости и рынка сбыта ТЭ, включающий:

- концепцию участия ТЭЦ в рынке ЭЭ, регламентирующую допустимые организационно-структурные формы ТЭЦ; механизм ценообразования; особенности подачи заявок и приема их рынком ЭЭ, привлечения к участию в общесистемных мероприятиях, построения контрактной системы;

- механизм формирования производственной структуры конкурентоспособных ГК с участием ТЭЦ, позволяющий оптимизировать стартовые условия выхода этих ГК на рынок 5-15%;

- предложения по корректировке и развитию нормативно-правовой базы отрасли, учитывающие особенности участия ТЭЦ в рынках ЭЭ и ТЭ и снижающие риски потери ими рынков сбыта в период реформ.

10. Успешное функционирование рынка ЭЭ предполагает наличие нормативно-правовой основы системы взаимосвязи сфер производства, передачи-распределения и потребления ЭЭ - контрактной системы (КС) участников ОРЭМ и РРЭМ. Последняя представляет собой ту необходимую юридическую форму, в которую облекаются экономические отношения участников рынка и которая по определению дожна способствовать повышению результатов их хозяйственной деятельности по сравнению с чисто рыночной формой экономической организации.

В диссертации сформулированы основные требования, предъявляемые к КС на рынке ЭЭ; идентифицированы базовые положения хозяйственных взаимоотношений его участников, регламентирующие структуру КС; сформулированы критерии сопоставления альтернативных КС и на их основе разработана процедура выбора наилучшего варианта её построения; разработана процедура синтеза КС на базе переходной модели организации рыночной среды в отрасли.

КС, разработанная в соответствии с моделью организации рынка ЭЭ переходного периода по версии автора, способна обеспечить:

- стабильность финансовой деятельности поставщика и снижение его финансовых рисков (за счет введения системы страхования, ограничения и прекращения поставок ЭЭ при нарушении финансовой дисциплины покупателями; хеджирования риска колебания цены на ЭЭ; экономической ответственности за нарушение условий поставок ЭЭ);

- управление надежностью поставок ЭЭ (за счет наличия требований по обеспечению системной надежности; привлечения генерирующих мощностей и потребителей с управляемой нагрузкой к участию в системных мероприятиях);

- снижение рисков возникновения неплатежей (за счет введения согласованных с покупателями регламентов ограничения и прекращения поставок ЭЭ);

- развитие конкурентной среды (за счет поддержки введения рынков производных финансовых инструментов, электрической мощности, системных услуг);

- привлечение инвестиций в отрасль (за счет предоставления гарантий по сбыту ЭЭ и возможности заключения догосрочных контрактных отношений на ее поставку от вновь сооружаемых генерирующих мощностей);

- правовую поддержку механизмов ценообразования, взаиморасчетов за ЭЭ;

- плавное ценовое вхождение в конкурентный рынок и ценовую стабилизацию рынка переходного периода (за счет управления либерализацией рынка ЭЭ).

Эти характерные черты предполагают лучшую адаптированность КС к поддержке системы хозяйственных взаимоотношений участников рынка ЭЭ переходного периода и к ее трансформации в ходе создания конкурентного рынка.

11. Формированию рыночной среды в сфере регионального энергоснабжения способствует появление сети независимых энергосбытовых компаний (ЭСК), конкурирующих за право обслуживания потребителя. Создание ЭСК предполагает снятие с АО-энерго монопольного права и законодательно закрепленной обязанности по энергоснабжению потребителей региона. Данное обстоятельство, а также предлагаемая автором принципиально иная система контрактных отношений на РРЭМ и нормативно-правовая основа функционирования ЭСК создают определенные организационно-экономические условия, способствующие устранению неплатежей покупателей. Сформулированная в 1998 г. [76] при участии автора концепция организации энергосбытовой деятельности на РРЭМ на базе двух типов ЭСК (группы независимых ЭСК с произвольной зоной обслуживания и одной специализированной ЭСК на базе энергосбыта АО-энерго, с сохранением зоны обслуживания последнего) нашла отражение в федеральном законодательстве [92], в утвержденной Правительством РФ модели рынка ЭЭ переходного периода [109], в методических разработках НП АТС по созданию перспективных механизмов функционирования рыночной среды в отрасли [21].

12. Процессы формирования нормативно-правовой базы электроэнергетического рынка, его методического обеспечения, а также схем взаимоотношений меэвду существующими и новыми рыночными структурами и институтами характеризуются определенной неравномерностью развития. Эта ситуация может привести к определенным негативным последствиям применения отдельных статей (положений) некоторых законов или нормативно-правовых документов, обусловленных и неподготовленностью рыночной среды (в том числе участников рынка), и отсутствием необходимой экономической мотивации, и законодательным закреплением не поностью проработанных концепций развития или отдельных экономических механизмов и т.д. С целью апробации и отладки методической и нормативно-правовой базы, а также подготовки квалифицированного персонала экономических служб участников ОРЭМ к организации сделок купли-продажи ЭЭ автором впервые в отечественной практике предложено использовать специализированные имитационные модели и тренажерные комплексы [60,64,82,83], предназначенные для компьютерного моделирования реальных рыночных ситуаций и осуществления сделок по купле-продаже ЭЭ. Ряд таких программных продуктов создан на основе предлагаемой в диссертации модели электроэнергетического рынка при непосредственном участии и под общим методическим руководством автора. Данный методический подход нашел отражение в деятельности НП АТС в период, предшествующий запуску рынка 5-15%, когда паралельно с действующим механизмом реализации ЭЭ проводились имитационные торги. После запуска рынка 5-15% подобная имитационная модель использована НП АТС (Ссыка на домен более не работаетmarket/ 1еагпша.рЬр) для учебных торгов на рынке финансовых контрактов на ЭЭ.

13. Дальнейшее развитие электроэнергетики РФ требует конкретизации основных направлений создания конкурентной рыночной среды, способов решения поставленных перед отраслью задач. Особую значимость приобретает разработка методического обеспечения и организационных (управляющих) решений, способствующих целенаправленному, последовательному и бескризисному переходу от современного псевдорыночного состояния отрасли к поноценно функционирующему конкурентному рынку на взаимоприемлемых для производителей ЭЭ и конечных потребителей условиях. Ряд основополагающих методических и организационных решений в этой области впервые для отечественной электроэнергетики сформулирован автором в рамках разработанной им концепции построения конкурентного рынка ЭЭ в РФ [31,58]. Сопоставление предлагаемых автором решений по созданию инфраструктуры оптового и розничного рынка и института коммерческих участников этих рынков (см. табл. П 1.13) с результатами и направлениями осуществляемой в настоящее время реструктуризации отрасли [88,92,109 и др.] свидетельствует о достаточно высокой их корреляции.

14. Изложенные в диссертации методологические и концептуальные подходы, основополагающие принципы, а также отдельные структурные и организационно-технологические решения, разработанные под руководством и при непосредственном участии автора на протяжении последних 10 лет:

- соответствуют общим тенденциям формирования отечественного электроэнергетического рынка и поддерживающей этот процесс нормативно-правовой базе [92,99,101-103,106,109], методическим разработкам ФСТ России [18,107] и основным направлениями развития рыночной среды в отрасли, сформулированным НП АТС [21];

- учтены в методических разработках Оператора ФОРЭМ - ЦДУ "ЕЭС России" (проект правил работы ФОРЭМ на 1999г., сентябрь 1998г.) и Организатора ФОРЭМ - РАО "ЕЭС России" (Программа действий по повышению эффективности работы и дальнейшим преобразованиям в электроэнергетике Российской Федерации, август 1998г.; Основные положения функционирования ФОРЭМ в Российской Федерации от 26.11.99 г.; Концепция реструктуризации РАО ЕЭС России, проект для обсуждения от 27.03.2000г.; Модель оптового рынка электроэнергии, версии от 03.08.2000г. и от 22.01.2001г.; Технологические правила оптового рынка электроэнергии, проект, 10.04.2001 г.).

В целом это свидетельствует о корректности разработанных в диссертации теоретических положений и о соответствии изложенного автором концептуального подхода общей направленности реструктуризации отечественного электроэнергетического рынка.

Диссертация: библиография по экономике, доктор экономических наук , Михайлов, Владимир Игоревич, Москва

1. Автоматизация диспетчерского управления в электроэнергетике /Баринов В.А., Гамм А.З., Кучеров Ю.Н. и др. / Под общ. ред. Ю.Н.Руденко и В.А.Семенова. -М.: МЭИ, 2000. 647 с.

2. Александров Д.Ю. Формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии в России: состояние и перспективы развития: Автореф. дис. . канд. экон. наук. Иваново, 2000. -18 с.

3. Акулов В. Б., Рудаков М. Н. Теория организации / Петрозаводский гос. ун-тет. Каф. Экономической теории и организации (Ссыка на домен более не работает~resource/ econ/Teororg).

4. Але М. Условие эффективности в экономике. / Пер. с франц. Под ред. H.A. Егорова. М., 1998.- 304 с.

5. Анфилатов B.C., Емельянов A.A., Кукушкин A.A. Системный анализ в управлении. / Под. Ред. А.А.Емельянова. М.: Финансы и статистика, 2002. - 368 с.

6. Баканов М.И., Шеремет А.Д. Теория экономического анализа: М.: Финансы и статистика, 2001. - 415 с.

7. Бобылева В.Н. Проблемы развития электросетевого хозяйства России // Экономические проблемы энергетического комплекса / Открытый семинар, 41 заседание, 20 мая 2003 г. М.: ИНП РАН. - 35 с.

8. Борисов Г.О., Михайлов В.И. Оптимизация режима работы ТЭЦ с учетом экологических аспектов энергоснабжения // Проблемы энергосбережения в законодательстве и стандартах. Тез. докл. шк.-семинара. Киев: РДЭНТЗ, 1992.

9. Борисов Г.О., Михайлов В.И. Экологическая стратегия ТЭС и ее оптимизация в условиях рыночного механизма реализации электроэнергетической продукции //Энергетическое строительство. 1995, N3, с. 12-14.

10. Борисюк Н.К. Реформирование хозяйственных отношений при переходе к рынку (на примере топливно-энергетического комплекса Оренбургской области): Автореф. дис. доктора экон. наук. М., 1997.-47 с.

11. Великороссов В.В. Концепция совершенствования управления электроэнергетикой на основе региональных энергетических компаний (методология и принципы): Автореф. дис. доктора экон. наук. Иваново, 2000. - 38 с.12. Вестник ФЭК. 2001, №7.

12. Воков Э.П., Баринов В.А., Маневич A.C. Проблемы и перспективы развития электроэнергетики России. М.: Энергоатомиздат, 2001. - 432 с.

13. Воробей JI.B. Управление региональной энергосистемой на основе моделирования и оптимизации рынков электроэнергии и мощности: Автореф. дис. . доктора техн. наук. Воронеж, 2000. - 33 с.

14. Воронежская Н.В. Методические основы организации планирования и анализа производственно-экономической и финансовой деятельности АО энергетики и электрификации в условиях рынка: Автореф. Дис . канд. экон. наук.- М., 2000.

15. Воропай Н.И., Паламарчук С.И., Соболевский В.М. Развитие оптового рынка в России с учетом региональных особенностей // Энергетика. Рынок. Интеграция. Сб. докл. Межд. конгресса энергетиков (25-26 июп. 1998г.). Аматы: ОАО "KEGOC". 1998, с. 161-165.

16. Воропай Н.И., Соболевский В.М., Федотова Г.А., Черникова Л.И. Тарифы на электроэнергию средство управления надежностью ЭЭС в условиях рынка // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики, вып.49. Иркутск, 1998.

17. Временные правила работы Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) / Утв. ФЭК России 31 июля 1996г.

18. Вурос А., Розанова Н. Экономика отраслевых рынков. -М.: Теис, 2000. 253с.

19. Гамм А.З., Васильев М.Ю. Эскизы моделей рыночных механизмов в электроэнергетике // Препринт ИСЭМ СО РАН. Иркутск, 1999. - 49 с.

20. Годовой отчет НП АТС за 2003г 1 квартал 2004г. (Ссыка на домен более не работаетabout/report.php).

21. Гончаров И. Финансовые контракты на российском энергорынке: возможная структура портфеля // Энергорынок. 2004, №7.

22. Государственное регулирование рыночной экономики / Архангельский В.Н., Бобков В.Н., Буланов B.C. и др. М.: Экономика, 2001. -735 с.

23. Гражданский Кодекс РФ. 4.1-2 / ФЗ РФ № 14-ФЗ от 26.01.1996 г. в ред. от 23.12.2003 г.

24. Грехов А.Н. Исследование регионального рынка электроэнергии: Автореф. дис. . канд. экон. наук. Новосибирск, 2000. -19 с.

25. Джангиров В.А., Баринов В.А. Современное состояние электроэнергетики и перспективы формирования единого энергетического пространства СНГ // Энергетик. 2000, №1, с.5-7.

26. Добриков A.A. Экономический механизм управления государственными инвестициями в промышленности: Автореф. дис.канд. экон. наук. -Орел, 1999. -19с.

27. Добрянский А.Н. Маркетинговые стратегии торговой фирмы: Автореф. дис. . канд. экон. наук. М., 1999. -22 с.

28. Докукина A.A. Реструктуризация предприятий на основе интеграционной стратегии в условиях переходной экономики: Автореф. дис. канд. экон. наук. М.,1999. -27 с.

29. Дорофеев В.В. О развитии конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности на базе единой энергетической системы Российской Федерации (концепция) // Топливно-энергетический комплекс. 1998, N3-4, с.54-58.

30. Дорофеев В.В., Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть. М.: Энергоатомиздат,2000. 364 с.

31. Дорофеев В.В., Образцов С.В., Эдельман В.И., Кузьмин В.В. О концепции формирования и развития экономических отношений в единой энергетической системе России на современном этапе // Электрические станции. 1997, № 9, с.4-9.

32. Дукенбаев К. Энергетика Казахстана. Интеграция. Рынок. // Энергетика. Рынок. Интеграция. Сб. докл. межд. конгресса энергетиков (25-26 июн. 1998г.). Ама-ты: ОАО "KEGOC". 1998, с.21-39.

33. Дьяков А.Ф. Направления развития Единой энергосистемы России в период до 2010 г. // Энергетик. 1999, №12, с.2.

34. Дьяков А.Ф. Тарифная политика и электроэнергетическая безопасность России. -М.: МЭИ, 2000. 23с.

35. Дьяков А.Ф. Электроэнергетика России на рубеже XXI века // Энергетик. 2000, №1, с.2-4.

36. Зарубежные энергообъединения / Бондаренко А.Ф., Лисицын Н.В., Морозов Ф.Я. и др. М.: НЦ ЭНАС, 2001. 360 с.

37. Ибрагимов Л.А. Инфраструктура товарного рынка. М., 2001. - 255 с.

38. Информационный материал о применении системы автоматизированной передачи информации о ценах и условиях продажи электроэнергии между паралельно работающими странами / энергопредприятиями в Западной Европе (UCPTE), Прага, октябрь 1993г.

39. Исмагилов И.Ф. Состояние и перспективы развития энергетики Российской Федерации в условиях переходной экономики: Автореф. дис. . канд. экон. наук. -М, 1996. -20 с.

40. Итоги работы ФОРЭМ в 2002 г. / ЗАО ЦДР ФОРЭМ, 2003г. 40с.

41. Концептуальные положения организации конкурентного рынка и экономического обоснования инвестиций в электроэнергетике / Денисов В.И., Петров И.М., Файн И.И., Ферапонтова Ю.Б. // Электрические станции. 1997, N9, с.91-95.

42. Кормен Т., Лейзерсон Ч., Ривест Р. Агоритмы: построение и анализ. М: Центр непрер. матем. образ-я. - 960 с.

43. Костерин А.Г. Практика сегментирования рынка. Сер. Маркетинг для профессионалов. СПб.: Питер, 2002. - 288 с.

44. Кощей В.В. Математические модели и методы адаптации ТЭЦ к работе в условиях рынка: Автореф. дис. канд. экон. наук. Ростов-на-Дону, 2003. - 24 с.

45. Кузьминов Я.И., Юдкевич М.М. "Институциональная экономика". М.: ГУ-ВШЭ, 2000.

46. Кутовой Г.П. О рыночных отношениях в электроэнергетике России // Топливно-энергетический комплекс. 1998, N1-2, с.39.

47. Любимова Н.Г. Мировая практика бизнеса в электроэнергетике.- М., 1997.- 63с.

48. Любимова Н.Г. Государственное управление электроэнергетикой (проблемы и пути решения). М., 1998. -176 с.

49. Любимова Н.Г., Фомина В.Н. Государственное регулирование инвестиционной деятельности в электроэнергетике. М., 1999. -66 с.

50. Макаров А. Совершенствование рыночных отношений в электроэнергетике России важное условие развития отрасли // Энергетика. Рынок. Интеграция. Сб. докл. Межд. конгресса энергетиков (25-26 июня 1998г.). Аматы: ОАО "KEGOC". 1998, с. 149-153.

51. Макаров A.A. Энергетическая стратегия и атомная энергетика России // Энергия: экономика, техника, экология. 1996, N 8, с. 2-9.

52. Менжерес В.Н. Совершенствование энергосбытовой деятельности на энергетических предприятиях. Саратов, 2000. -143 с.

53. Мэрфи Д.Д. Технический анализ фьючерсных рынков: теория и практика / Пер. с англ. -М.: Диаграмма, 2000. -588 с.

54. Методика расчета размера платы за услуги по передаче электрической энергии / Утв. Постановлением ФЭК России от 12.05.2000г. № 25/3.

55. Михайлов В. Концепция реструктуризации электроэнергетики России и схемы ее управления //Энергетика. Рынок. Интеграция. Сб. докл. Межд. Конгресса энергетиков (25-26 июн. 1998г.). Аматы: ОАО "КЕСОС". 1998, с.187-199.

56. Михайлов В.И. Концепция рыночных реформ в электроэнергетике России. М.: ГУУ, 2001.-182с.

57. Михайлов В.И. Методы математического моделирования электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей: Дис. . канд. техн. наук, М., 1985.

58. Михайлов В.И. Обучающий программный комплекс "Конкурентный федеральный оптовый рынок электроэнергии и мощности" // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. Тр. науч.- иссл. ин-та экон. энергетики. М.: НЦЭНАС. 1998, с.67-76.

59. Михайлов В.И. Организационно-экономические аспекты участия ТЭЦ в рынке электро- и тепловой энергии // Экономические проблемы энергетического комплекса / Открытый семинар, 46 заседание, 25 ноября 2003 г. М.: ИНП РАН. -65 с.

60. Михайлов В.И. Организационно-экономические аспекты участия ТЭЦ в рынке электро- и тепловой энергии // ТЭК, 2004, №4, с.80-88.

61. Михайлов В.И. Проблемы участия ТЭЦ в рынке электрической энергии и пути их решения//Вестник ФЭК, 2004, №1.

62. Михайлов В.И. Программный комплекс "Экономический советчик диспетчера" // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. Тр. науч. -иссл. ин-та экон. энергетики. М.: НЦ ЭНАС. 1998, с. 199-206.

63. Михайлов В. Реформирование российской электроэнергетики на конкурентной основе: проблемы и пути решения // Энергорынок, 2003, №0 (01), с.42-48.

64. Михайлов В.И. Российский электроэнергетический рынок: переходный период М.: Полиграфический центр МЭИ, 2004. - 247 с.

65. Михайлов В.И. Рыночные отношения в электроэнергетике: проблемы и решения // Электрические станции. 1994, N5, с.5-11.

66. Михайлов В.И. Сфера регионального электроснабжения: концепция рыночных реформ// Электрика. 2001,№1.

67. Михайлов В.И., Тарнижевский М.В., Тимченко В.Ф. Режимы коммунально-бытового электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1993. - 288 с.

68. Михайлов В., Фраер И. Выбор структурно-функциональных моделей российского оптового рынка электрической энергии и мощности // Вестник электроэнергетики. 1996, N2, с.68-76.

69. Михайлов В., Фраер И. К вопросу о формировании рыночных отношений в электроэнергетике России //Вестник электроэнергетики. 1996, N1, с.65-79.

70. Михайлов В., Фраер И. Основы концепции формирования конкурентного оптового рынка электрической энергии и мощности // Вестник электроэнергетики. 1996, N3, с.55-63.

71. Михайлов В.И., Фраер И.В. Проблемы участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии // Энергетик. 2003, № 6, с.34-35.

72. Михайлов В., Фраер И. Транспортная инфраструктура в организации оптового рынка электрической энергии и мощности // Энергетическое строительство. 1995, N4, с.2-7.

73. Михайлов В.И., Фраер И.В. Энергосбытовые компании на рынке электрической энергии и мощности // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. Тр. науч.- иссл. ин-та экон. энергетики. М.: НЦ ЭНАС. 1998, с.49-58.

74. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Биржевое обслуживание участников электроэнергетического рынка// Электрические станции. 1997, N9, с.20-24.

75. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Ответ авторов по отклику на статью "Перспективы организации конкуренции производителей энергии на Российском оптовом рынке электроэнергии и мощности" // Электрические станции. 1997, N9, с. 19-20.

76. Михайлов В.И, Фраер И.В., Эдельман В.И. Перспективы развития федерального (общероссийского) рынка электроэнергии и мощности // Топливно-энергетический комплекс. 1998, N1-2, с.40-43.

77. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Перспективы организации конкуренции производителей энергии на Российском оптовом рынке электроэнергии и мощности //Электрические станции. 1997, N9, с.13-17.

78. Михайлов В., Шетлер Г. О разработке программных средств обучения по основам функционирования Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности // Вестник электроэнергетики. 1997, Nl,c.69-74.

79. Могирев В.В., Окин A.A. Надежность работы ЕЭС России в условиях рынка // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики, вып.49. Иркутск, 1998.

80. Нэгл Т.Т., Ходен Р.К. Стратегия и тактика ценообразования / Пер. с англ. -СПб.: Питер, 2001.-543 с.

81. Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации // Указ Президента РФ от 15 августа 1992 г. N923 в ред. от 05.11.1992 г.

82. Об основах ценообразования и порядке государственного регулирования и применения тарифов на электрическую и тепловую энергию // Постановление Правительства РФ от 4 февраля 1997г. N121 в ред. от 31.10.1999г.

83. Об электроэнергетике // Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-Ф3.

84. Озеров C.JI. Стратегия формирования и функционирования территориальных генерирующих компаний: организационно-экономический аспект: Дис. . канд. экон. наук, Иваново, 2004. 21 с.

85. О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках // Федеральный закон в ред. от 09.10.2002 N 122-ФЗ.

86. О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации // Фед. закон от 14.04.95 г. N 41-ФЗ в ред. от 11.02.1999 г.

87. О концепции формирования и развития экономических отношений в Единой энергетической системе России на современном этапе /Дорофеев В.В., Образцов C.B., Эдельман В.И., Кузьмин В.В. //Электрические станции. 1997, N9, с.4-12.

88. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации // Постановление Правительства РФ от 11 июля 2001г. N 526.

89. Организационные модели управления территориальными энергосистемами: Сб. докл. научн.-техн. копф., 20-23 мая 1997 г., Красноярск. Красноярск: Красноярский гос. техн. университет, 1997. - 194 с.

90. Основные положения структурной реформы в сферах естественных монополий // Указ Президента РФ от 28 апреля 1997г. N 426.

91. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации / Утв. Постановлением Правительства РФ от 26 февраля 2004г. № 109.

92. О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности) // Постановление Правительства РФ от 12.07.96г. N793 в ред. от 31.10.1999г.

93. Папков Б.В. Электроэнергетический рынок и тарифы. Н. Новгород: Нижего-род. гос. гехн. ун-т., 2002.-252 с.

94. Папков Б.В., Татаров Е.И. Экономические аспекты надежности электроснабжения в современных условиях // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики, вып.49. Иркутск, 1998.

95. План мероприятий по реформированию электроэнергетики на 2003-2005 годы // Утв. Распоряжением Правительства РФ от 27 июня 2003г. N 865-р.

96. Порядок вывода на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) энергоемких организаций-потребителей / Утв. Постановлением ФЭК России от 07.09.2000г. № 47/1.

97. Порядок проведения анализа и оценки состояния конкурентной среды на товарных рынках // Утв. Приказом МАП России от 20 декабря 1996 г. N 169 (в ред. Приказа МАП России от 11.03.99г. № 71).

98. Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода /Утв. Постановлением Правительства РФ от24 октября 2003 г. N643.

99. РАО ЕЭС России. Годовой отчет 2002 г. 86 с.

100. Реструктуризация предприятий и компаний / И.И.Мазур, В.Д.Шапиро и др. -М.: Высшая школа, 2000. 587 с.

101. Рыжкова Е. Энергетические деривативы и управление рисками на свободных рынках электроэнергии и мощности // Энергорынок. 2004, №6, с.32-42.

102. Семенов В.А. Дерегулирование в электроэнергетике США // Топливно-энергетический комплекс. 1998, N1-2, с.45-46.

103. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: НЦ ЭНАС, 1998. - 192 с.

104. Семенов В.А. Рынок электроэнергии в Калифорнии, США // Энергетик. 2000, №1, с.19.

105. Семенов В.А. Скандинавский рынок электроэнергии // Топливно-энергетический комплекс. 1998, № 3-4, с. 103-104.

106. Слепнева Т.А., Яркин Е.В. Цены и ценообразование. -М.: ИНФРА-М, 2001. -238с.

107. Соколов Е.Я. Теплофикация и тепловые сети / 6-е изд., перераб. М.: МЭИ, 1999.-472 с.

108. Состояние и развитие энергетики в республике Коми / Информационно-аналитические обзоры ИНЭИ РАН. Энерго 21, 2001.

109. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. М.: Энергоатомиздат, 1985.

110. Стратегия бизнеса / Под общей ред. Г.Б.Клейнера. М.: КОНСЭКО, 1998.

111. Стрэттон У.Р., Образцов С.В., Эдельман В.И. Подход к созданию рынка электроэнергии в Калифорнии (США) и перспективы ФОРЭМ в России // Электрические станции. 1997, N9, с. 100-105.

112. Тарнижевский М.В., Михайлов В.И. Моделирование суточных графиков электрических нагрузок коммунально-бытовых потребителей методом ортогональных разложений // Электричество. 1985, №5, с.66-68.

113. Тер-Григорьянц A.A. Непоные контракты как метод управления рисками / Сб. научн. тр. Сев.-Кавказ. гос. техн. ун-та (Ссыка на домен более не работаетp>

114. Технико-экономическое обоснование реформирования электроэнергетики Российской Федерации. М.: ОАО НИИЭЭ, 2001. - 346с.

115. Уильямсон О. Экономические институты капитализма. Фирмы, рынки, "отно-шенческая" контрактация. СПб., 1996.

116. Факторный, дискриминантный и кластерный анализ: Пер. с англ. / Дж.-О. Ким, Ч.У.Мыолер, У.Р.Клекка и др. -М.: Финансы и статистика, 1989. -215 с.

117. Фишер С., Дорнбуш Р, Шмалензи Р. Экономика: Пер. с англ. со 2-го изд. М.: Дело ТД, 1995.-864 с.

118. Чавкин A.M. Методы и модели рационального управления в рыночной экономике: разработка управленческих решений. -М.: Финансы и статистика, 2001. -317 с.

119. Хаджиева М.М. Государственное регулирование процесса становления рыночной экономики в России: Автореф. дис. .канд. экон. наук. -М., 1995. -23 с.

120. Ханина Е.П. Оптимизация режимов работы ЭЭС с учетом особенностей рыночной экономики: Автореф. дис. канд. техн. наук. Новосибирск, 1997. -18с.

121. Хашутогов А. В энергетике Великобритании // Бюл. иностр. коммер. информ. 1996,28 дек., N152-153, с. 12-13.

122. Шабалин С.А. Автоматизация проведения клиринговых расчетов в системе регионального оптового рынка энергии и мощности: Автореф. дис. . канд. техн. наук. Красноярск, 2000. - 20 с.

123. Щепкин Е.В. Разработка методических основ оценки конкурентоспособности ТЭЦ при формировании территориальных генерирующих компаний: Автореф. дис. канд. экон. наук. Москва, 2003. - 21 с.

124. Эдельман В.И. Экономическое обоснование реформирования электроэнергетического комплекса России / Материалы для Рабочей группы Президиума Госсовета по вопросам реформирования электроэнергетики. М., НИИЭЭ, 2001 г.

125. Энергетика за рубежом // Прил. к журналу Энергетик. 2001, вып.2. 56с.

126. Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. М.: ГУ ИЭС Минэнерго России, 2001.-544 с.

127. Эрлих А.А. Технический анализ товарных и финансовых рынков. М.: "Финансист", 2000.-183 с.

128. A shock to the system: restructuring America's electricity industry / Timothy J. Bren-nan . et al..- Washington, D.C.: Resources for the Future, 1996. 138 p.

129. Bernitz U. Den svenska konkurrenslagen. Stockholm: Juristforlaget, 1996. -138p.

130. Brockway N., Sherman M. Stranded benefits in electric utilities restructuring. S.I.: National Council on Competition and the Electric Industry, 1996.- 51 p.

131. Burns R.E., Eifert M. A white paper on the Energy Policy Act of 1992 // an overview for state commissions of new PURPA statutory standards. Columbus, Ohio: National Regulatory Research Institute, Ohio State University, 1993.

132. California's power crisis: a state of gloom // Economies, 20 Jan., 2001, p.85-87.

133. Centolella P. The organization of competitive wholesale power markets and spot price pools. S. 1.: National Council on Competition and the Electric Industry, 1996. - 52p.

134. Competition and new technology in the electric power sector. Paris: OECD; Washington, D.C.: OECD Washington Centre, 1996. - 91 p.

135. Competition in energy supply: A Review of the Development of Competition in Domestic Gas and Energy Supply // Utilities Journal, Dec. 2000, p.24-25.

136. Competition in Electricity Markets // International Energy Agency-Paris, 2001.-160p.

137. Competition policy and the transformation of Central Europe / John Fingleton . et al.. London: Centre for Economic Policy Research, 1996. - 253 p.

138. Compilation of selected energy-related legislation: electricity. Washington: U.S. G.P.O., 1997.-223 p.

139. Electric power trends 2001// Cambridge Energy Research Associates, 2000. 137 p.

140. Electricity Industiy Review // Electricity Association. London: Business Information Centre, 2000, no. 4. - 94p.

141. Electricity regulation // Hearing before the Subcommittee on Energy and Power of the Committee on Commerce, House of Representatives, 104th Congress, 2 session, May 15, 1996. Washington: U.S. G.P.O., 1996. - 201 p.

142. Electricity: state of the states // Hearing before the Subcommittee on Energy and Power of the Committee on Commerce, House of Representatives, 104th Congress, 2 session, February 27,1996. Washington: U.S. G.P.O., 1996. - 111 p.

143. Energy policies of IEA countries: 2000 review // International Energy Agency. -Paris, 2000.- 307 p.

144. From regulation to competition: new frontiers in electricity markets / edited by Michael A. Einhorn. Boston: Kluwer Academic Publishers, 1994. - 286 p.

145. Gardner N. A guide to United Kingdom and European Union competition policy. -Basingstoke, Hampshire : Macmillan, 1996. 227 p.

146. Golding, G. Guide to power exchanges // Utility Week, 24th Nov. 2000, p. 16-18.

147. Green N., Robertson A. Commercial agreements and competition law: practice and procedure in UK and EC.- London; Boston: Kluwer Law International, 1997.- 992p.

148. Hunt S., Shuttleworth G. Competition and choice in electricity. Chichester, U.K.; New York: John Wiley & Sons, 1997. - 237 p.

149. Journal of segmentation in marketing. Binghamton, NY: Haworth Press, 1997, vol.1.

150. Mariani E.E., Murthy S.S. Advanced load dispatch for power systems: principles, practices, and economics. London; New York: Springer, 1997.

151. Market reform: who says NETA will be simpler than the Pool? // Power UK, №82, Dec. 2000, p. 15-18.

152. McCullogh, R. Price spike Tsunami: how market power soaked California // Public Utilities Fortnightly, v. 139(1), 1 Jan 2001, p.22-32

153. Miller R.K. Electric utilities and independent power: impact of deregulation. Lil-burn, GA : Fairmont Press, 1996. - 209 p.

154. Mikhailov V.l. Feasibility of multilateral electricity system ties in competition market conditions of Russia: legislative and methodological frameworks // Int. Symposium on NEAREST, May 18-19,2004, Seoul, Korea. Seoul: KERI, 2004. p. 132-136.

155. Mork, E. Emergence of financial markets for electricity: a European perspective // Energy Policy. 2001, № 29, p.7-15.

156. National energy strategy // Oversight hearing before the Subcommittee on Energy and the Environment of the Committee on Interior and Insular Affairs, House of Representatives, 102 Congress, 1 session. Washington: U.S. G.P.O., 1992.

157. O'Connor G. How California guzzled the North-West's Power // Financial Times, 22 Dec. 2000, p. 14.

158. Office of Gas and Electricity Markets: giving domestic customers a choice of electricity supplier / Great Britain. National Audit Office. London, 2001. - 50 p.

159. Ottervanger T., Steenbergen J., van der Voorde J. Competition law of the European Community, the Netherlands and Belgium. Boston: Kluwer Law International, 1998.

160. Parkes C. Power Failure // Financial Times, 27 Dec. 2000, p. 12.

161. Proceedings of the 1996 IEEE Power Engineering Society Transmission and Distribution Conference, Los Angeles, California, September 15-20, 1996. New York: IEEE; Piscataway, N.J., 1996. - 706 p.

162. Reitzes, J.D.; Earle, R. L; Hanser, P.Q. Deregulation and monitoring of electric power markets // The Electricity Journal, v. 13(8), Oct. 2000, p. 11-25.

163. Restructuring the electricity & gas markets: the new scene // Papers of conference, 24 April, 1996, London, UK. London: Institute of Energy, 1996.

164. Retail power markets in the U.S. // Resource Data International, Inc. Boulder, CO: Resource Data International, Inc., 1995.

165. Review of the development of competition in industrial and commercial electricity supply (December 2000) / Great Britain. Office of Gas and Electricity Markets. London, 2000.- 31 p.

166. Rose K. An economic and legal perspective on electric utility transition costs. -Columbus, Ohio: National Regulatory Research Institute, Ohio State Univ., 1996. -106p.

167. Ruge, R. Abolition of the pool and introduction of new trading rules for electricity in Great Britain // Elektrizitaetswirtscahft, v.99(23), 2000, p.45-46.

168. Sidak G.J., Spulber D.F. Deregulatory takings and the regulatory contract: the competitive transformation of network industries in the United States. Cambridge, UK; New York, NY: Cambridge University Press, 1997. - 631 p.

169. Thompson R. UK electricity industry and the environment 2000 // Electricity Association. London, 2000. - 33 p.

170. Transmission markets in the U.S.: a detailed assessment of the nation's electric transmission system in today's emerging power market / Resource Data International, Inc. Boulder, CO: Resource Data International, 1995.

171. Whitehead, P. NETA: impact on industry documents // Utilities Journal, Aug. 2000, p.40-41.

Похожие диссертации

• Теория и методы повышения конкурентоспособности электроэнергетических компаний России в условиях рыночной экономики
• Методы формирования рейтинговой оценки инвестиционной привлекательности электроэнергетических компаний России
• Формирование процедур предупреждения и разрешения трудовых конфликтов
• Управление развитием производственно-торговой фирмы
• Статистический анализ тенденций социально-экономического развития стран СНГ в переходный период