Geum.ru
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

Организационно-экономический механизм системных услуг оперативно-диспетчерского управления в Единой энергетической системе России тема диссертации по экономике, полный текст автореферата



Автореферат



Ученая степень кандидат экономических наук
Автор Ковшенков, Владимир Геннадьевич
Место защиты Москва
Год 2006
Шифр ВАК РФ 08.00.05
Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Организационно-экономический механизм системных услуг оперативно-диспетчерского управления в Единой энергетической системе России"

На правах рукописи

Ковшенков Владимир Геннадьевич

Организационно-экономический механизм системных услуг оперативно-диспетчерского управления в Единой энергетической системе России

Специальность 08.00.05-Экономик* и управление народным хозяйством (специализация: экономика, организация м управление предприятиями, отраслями, комплексами промышленности)

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва - 2006

Работа выпонена в ОАО Институт микроэкономики

Научный руководитель: доктор экономических наук,

профессор Ушаков Евгений Петрович

Официальные оппоненты: доктор экономических наук,

профессор Боконский Виктор Александрович

кандидат экономических наук, доиеит Новоселова Ирина Юрьевна

Ведущая организация: Московский энергетический институт (Технический университет)

Зашита диссертации состоится ОР^Щн*- 2006 г., в УЗ часов на заседании Диссертационного совета Д. 217,044.0('в Институте микроэкономики по адресу: 117218, г.Москва, ул. Большая Черемушкинская, д. 34, аул 317

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО л(Институт микроэкономики.

Автореферат разослан л СЩкЩъЛ 2006 г.

Ученый секретарь Диссертационного совета л *

кандидат экономических наук Афонина НА,

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность исследования Важная роль в формировании оптимального режима функционирования Единой энергетической системы (ЕЭС) России на основе сбалансированного взаимодействия и взаимосогласованного учета общественных (народнохозяйственных) н коммерческих интересов всех хозяйствующих субъектов электроэнергетики принадлежит эффективной организации и реализации системных услуг в оператшшо-диспетчерском управлении (ОДУ) ЕЭС России, обеспечивающих надежность энергосистем и качество электроснабжения потребителей при сохранении технологического и экономического единства ЕЭС России. В этой связи становится особо значимым создание эффективного организационно-экономического механизма системных уедут в ОДУ БЭС России, направленного на формирование экономических стимулов для всех субъектов электроэнергетики в реализации ими этих услуг при минимальной их стоимости и в конкурентных условиях функционирования рынка данных услуг при ведущей и координирующей роли в создании и реализации этого механизма субъектов ОДУ.

В настоящее время не только недостаточно накоплен отечественный и зарубежный опыт создания эффективного организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ электроэнергетики (в силу сравнительно недавнего и пока в незначительных масштабах запуска рыночных отношений в зарубежной н отечественной электроэнергетике), но и ве в поном объеме исследованы вопросы научно-методического обеспечения формирования и реализации этого механизма.

Актуальность диссертационного исследования заключается в необходимости разработки методического обеспечения формирования и реализации организационно* экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России в условиях реформирования российской электроэнергетики и предполагаемого запуска рынка этих услуг в 2007 году.

Цель диссертационной работы состоит в разработке организационно-экономического механизма эффективных и взаимовыгодных отношений между всеми субъектами электроэнергетики в реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России в новых условиях функционирования этой отрасли с учетом зарубежного и

отечественного научного н практического опыта в области диспетчеризации электроэнергетики. В соответствии с основной целью диссертационной работы определены следующие задачи исследования:

- идентификация основных свойств модели оптового рынки эстроэв^рши в : период реформирования ЕЭС России;

- теоретический анализ влияния рентного дохода субъектов отечественной электроэнергетики на режим функционирования оптового рынка электроэнергии;

- общая характеристика функционирования Единой системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России;

Х изучение зарубежного опыта реализации системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики для последующего его использования в российских условии;

- разработка методических основ оптимизации и эффективной организации ОДУ в ЕЭС России и определение роли Системного оператора (СО) в этом процессе управления;

- классификация и определение характеристик системных услуг в ОДУ ЕЭС России и формирование основных видов организационно-экономических отношений между СО н субъектами электроэнергетики с привлечением рыночного механизма реализации системных услуг,

- разработка методических основ установления тарифов и ценообразования на рынке системных услуг в ОДУ ЕЭС России.

Предметом исследования являются организационно-экономические отношения реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России между субъектами ОДУ я субъектами электроэнергетики для обеспечения стандарта надежности энергосистем и качества электроснабжения потребителей.

Объектом исследования в работе выступает процесс ОДУ ЕЭС России как совокупность функционирования всех видов его систем, обеспечивающих технологическое и экономическое единство ЕЭС России.

Методология и методика исследования. Теоретико-методологической основой исследования послужили научные труды российских и зарубежных ученых и

специалистов в области экономики и организация электроэнергетики, оптимального управления большими системами, законодательные акты, регламентирующие нормативные документы.

В работе были использованы основные положения общесистемного, сравнительного экономического и экономико-математического анализа, комплексный и системный подходы.

Информационной базой исследования послужили материалы ОАО РАО ЕЭС России, ОАО СО-ЦДУ ЕЭС н НП Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии ЕЭС (АТС) по подготовке и проведению реформирования российской электроэнергетики н рабочие материалы ряда отечественных и зарубеасных консатинговых фирм по организации системных услуг диспетчеризации электроэнергетики в условии поэтапного становления рыночных отношений в этой отрасли.

Научную новизну диссертационной работы по полученным основным результатам можно определить следующим образом:

- сформулированы и формально обоснованы методические основы оптимизации ОДУ и определены основные направления эффективной организации ОДУ в ЕЭС России;

- разработаны методы и агоритмы реализации СО {совместно с АТС) механизма распределения издержек (платы) дисбалансов энергосистем по субъектам электроэнергетики на основе принципа платит виновный и установление клиринговой цены системной услуги в режиме краткосрочного и реального времени функционирования рынка системных услуг,

- разработаны методические основы установления тарифов и ценообразования на рынке системных услуг ОДУ ЕЭС России и трехэтапиого реформирования механизма регулирования тарифов на эти услуги, ориентирующего СО на определение размера тарифов в соответствии с объективно обусловленным их уровнем.

Практическая значимость результатов исследования заключается в разработке методических рекомендаций по формированию организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России при поэтапном

реформировании отечественной электроэнергетики, созданию сегмента рынка этих услуг и определению координирующей н регулирующей рол СО как основного инфраструктурного хозяйствующего субъекта, ответственного за сохранение технологического и экономического единства ЕЭС России.

Апробация результатов исследования. Основные положения н выводы диссертационного исследования докладывались и обсуждались на научно-практической конференции Обеспечение устойчивого экономического и социального развития России (Москва, май 2005 г.), на семинаре Тарифные реформы Системного оператора в России (Москва, март 2003 г.), а также на ряде совещаний ОАО СО-ЦДУ ЕЭС. Полученные в диссертации результаты и практические рекомендации учтены при подготовке проектов нормативных документов ОАО СО-ЦДУ ЕЭС для создания рынка системных услуг в ОДУ ЕЭС России.

Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 работ, общим объемом 5( 1

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка литературы и приложения, основной текст содержит 170 стр, 18 таблици 23 рисунка.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во ведении обоснована актуальность темы диссертации, сформулированы цель, задачи, объект, предмет и методологическая основа исследования, определены научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе Общая характеристика, реформирования Единой энергетической системы (ЕЭС) России рассмотрены концепция реформирования российской электроэнергетики, реализуемая в настоящее время модель оптового рынка электроэнергии (ОРЭ), проведен теоретический анализ влияния рентного дохода субъектов электроэнергетики на режим функционирования ОРЭ и дана общая характеристика функционирования Единой системы оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России.

Концепция реформирования российской электроэнергетики базируется на двух группах объективных и внутренне противоречивых основополагающих принципах настройки эффективной системы управления данной отраслью. Первая группа этих принципов по своему внутреннему содержанию отражает приоритеты народнохозяйственных (государственных) управляющих воздействий на объект управления, имманентно присущих централизованной (государственной) системе управления. Вторая группа принципов ориентирована на использование рыночных методов управления данной отраслью при создании конкурентной среды для ее субъектов, обеспечивающей объективные условия для проявления ими своих конкурентных преимуществ. Применение указанных двух групп принципов в реформировании российской электроэнергетики предполагает не механическое их смешение, а диалектическое их единство. Процесс реформирования российской электроэнергетики дожен происходить на основе изучения и учета мирового опыта использования рыночных отношений в данной отрасли. По мнению зарубежных специалистов современная модель рынка электроэнергии еще недостаточно зрелая и далека от совершенства, а уровень ее развития существенно дифференцируется по различным странам. Все это свидетельствует об особой сложности и догосрочноеЩ настройки эффективного рыночного механизма в электроэнергетике.

Модель ОРЭ в российской электроэнергетике в настоящее время реализуется в формате трех секторов: регулируемый, сектор свободной торговли н балансирующий сектор. В секторе свободной торговли (ССТ) первой ценовой зоны (Европейская часть и Урал) ОРЭ максимальное число контрагентов в 2004 г. составило 89, а в 2005 г. - 111. За период 2004 - 2005 тт. увеличися объем торгов в ССТ на 23,8 %. При этом объем сделок в этом секторе ОРЭ в 2005 г. составил порядка 8 % от общего объема сделок на ОРЭ, так как основной их объем был реализован в регулированном секторе ОРЭ. Средневзвешенная ценз торгов в ССТ во двум рассматриваемым годам не превышала установленный Федеральной службой по тарифам (ФСТ) уровень тарифа на электроэнергию, используемый при сдеках в регулируемом секторе ОРЭ. Например, максимальная средневзвешенная цена в ССТ в нервом квартале 2005 г., равная 547,8 руб/МВтч, была ниже установленного тарифа на 3,7 %. Эффективность управления хозяйственной деятельностью ОАО Системный оператор - Центральное

диспетчерское управление Единой энергетической системы ( ОАО СО - ЦДУ ЕЭС) за последние три года илюстрируется гистограммой на рис. 1.

Оценка эффективности управления

35% 30%-25%' 20%-15%-

ю%-5% 0%

2003 гад 2004 год 2005 год

в Рентабельность

продаж, % Общий коэффицив! прибыльности, %

а Чистая норма прибыли, %_

Рис. 1. Рентабельность, коэффициенты прибыльности и чистая норма прибыли ОАО СО - ЦДУ ЕЭС за 2003 - 2003 гг.

Модель ОРЭ в российской электроэнергетике характеризуется следующими основными свойствами, достоинствами и недостатками. Во-первых, данная модель является компромиссной и наиболее адекватной интересам как покупателей, так и продавцов (участие в ОРЭ является добровольным). Во-вторых, цены в ССТ формируются в соответствии со спросом и предложением и имеют верхний предел, определяемый экономическим выигрышем для крупного потребителя покупки электроэнергии в данном секторе (в пределе установленного ФСТ тарифа) по сравнению с покупкой электроэнергии у ее поставщика по ранее заключенному договору. В-третьих, в модели заложены стимулы для участников к постоянному расширению их состава и модель рассчитана на любое число участников, т.е. позволяет постепенно расширяться данному сектору. В-четвертых, модель ОРЭ обеспечивает постепенное и управляемое снижение перекрестного субсидирования, недопущение образования значительных выпадающих доходов у субъектов ОРЭ. По нашему мнению следует отметить по крайней мере, два принципиальных недостатка реализуемой модели ОРЭ. Во-первых, не определяет требования, условия н механизм реализации системных услуг диспетчеризации электроэнергетики как одного из

важнейших инструментов оптимизации режима функционирования данной отрасли с позиции согласования общественных (народнохозяйственных) и коммерческих интересов всех ее субъектов. Во-вторых, не определяет механизм учета влияния ренто образующих факторов субьектов-генерирующнх компаний и создания равновыгодных (конкурентных) условий функционирования этих субъектов в системе рыночных отношений.

Российские энергокомпании по уровню издержек производства электроэнергии (и тепловой энергии) существенно дифференцируются как по видам генератора, так и по территориям. Наиболее существенное различие этих издержек производства единицы кВт час для тепловых н гидроэлектростанций (себестоимость в зависимости от региона различается в 15-20 раз). Не менее существенно различие по другим рентообразующнм факторам (вид используемого энергоносителя, транспортная доступность по доставке потребителю электроэнергии и т.п.). Наличие такого рода ректообразующих факторов у различных энергокомпаннй образуют у них рейту (сверхдоход), получаемую ими без проведения какой-либо их предпринимательской деятельности (осуществления затрат) Дифференциация равновесных (рыночных) цен на электроэнергию по отдельным узлам энергосистемы в режиме функционирования ОРЭ является одним из инструментов адекватного учета влияния всего комплекса рентообразующих факторов в производстве и реализации электроэнергии на уровень ее цены по отдельным энергокомпаниям.

Проведенный анализ хозяйственной и инвестиционной деятельности ОАО СО-ЦДУ ЕЭС позволил констатировать о становлении данного субъекта как самостоятельно хозяйствующего в общей структуре субъектов российской электроэнергетики. В то же время уровень рентабельности хозяйственной деятельности этого субъекта как монопольной структуры в существенной мере зависит от уровня устанавливаемого регулирующим органом (ФСТ) тарифа на его услуги. Отсюда, с объективной точки зрения, оценка деятельности ОАО СО-ЦДУ ЕЭС дожна производиться не только на основе финансовых показателей его хозяйственной деятельности, а с учетом уровня эффективности удовлетворения его услугами потребителей электроэнергии и всех субъектов электроэнергетики. ОАО СО-ЦДУ ЕЭС за последние три года как самостоятельный хозяйствующий субъект

заключил ряд соглашений с субъектами электроэнергетики о технологическом взаимодействии и реализовал целый ряд мероприятий в ОДУ ЕЭС России. Все эти соглашения и мероприятия по своему характеру являются организационно-техническими и не позволяют экономически эффективно решать задачи этого взаимодействия. В решении этих задач важная роль принадлежит использованию зарубежного ольгга формирования и функционирования механизма организационно-экономических отношений реализации системных услуг диспетчеризации электроэнергетики.

Во второй главе Зарубежный опыт реализации системных (вспомогателън их) услуг в диспетчеризации злектроэнергети ки дана характеристика и классификация системных (вспомогательных) услуг в диспетчеризации электроэнергетики зарубежных стран, проанализированы организационно-экономические механизмы системных услуг в электроэнергетических системах шести стран (Австралия, Англия и Уэльс, Германия, Голандия, Норвегия и США) для последующего использования этого опыта в российской электроэнергетике.

За рубежом выделяются следующие три вида системных (вспомогательных) услуг: обеспечение частоты и резерва мощности; регулирование реактивной мощности и напряжения; восстановление работы энергосистемы. При этом поддержание стандартов функционирования энергосистем во всех странах является сферой деятельности всех субъектов электроэнергетики при ведущей и координирующей роли системных (или сетевых) операторов. В этой связи все услуги ОДУ определяются как системные, а вспомогательными рассматриваются лишь те системные услуги, которые приобретаются этими операторами у субъектов электроэнергетики. Такая строгая терминологическая дифференциация на системные и вспомогательные услуга соблюдается не во всех странах Формы закупки системными (или сетевыми) операторами вспомогательных услуг в диспетчеризации у субъектов электроэнергетики по шести рассмотренным странам представлены в таблице 1. Для реформирования российской электроэнергетики наибольший интерес представляет опыт реализации системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики Австралии и США - РШ, обслуживающей район шести штатов

Таблица 1

Фермы закупки системными (иди сетевыми) операторами вспомогательных услуг диспетчеризации

Виды услуг Австралия Авшня и Уэльс Германия Голандия Норвегия США(РШ)

1. Услуги по регулированию мощности - Ведение частоты - Восстановление частоты - Замещение резервов Обязательные/ Рынок Обязательные/ Рынок Обязательные/ Двухсторонние договора Двухсторонние договора Двухсторонние договора Монополия/ Тендер Монополия/ Тендер Монополия/ Тендер Обязательные Рынок Рынок Обязательные/ Тендер Рынок Рынок Рынок

2. Контроль реактивной мощности/напряжения Обязательные/ Тендер Двухсторонние договораГевде Р Монополия/ Двухсторонн ие договора Двухсторонние договора Двухсторонние договора На основании стоимости

3. Услуги по восстановлению энергосистемы Обязательные/ Тендер Двухсторонние договора Монополия/ Двухсторонн ие договора Обязательные

(часть Пенсильвании, Нью-Джерси, Мерленд, Деловер, Вирджиния и округ Колумбия). В этих странах функционируют в рыночном режиме большие энергосистемы со сложными связями и с множеством ограничений самое главное, осуществляется централизованное дислетчнрование функционирования как в целом энергосистемы, так н в оказании системных (вспомогательных) услуг в этой системе.

В современных условиях в австралийской электроэнергетике используются три формы организационно-экономичесхих отношений в приобретении (уступке) вспомогательных услуг между Управляющей компанией национального рынка электроэнергетики (УКНРЭ) и субъектами электроэнергетики (таблица 1); 1 -обязательные требования к пользователям энергосистем; 2 - соглашения о вспомогательных услугах (в виде тендеров); Э - рыночные схемы покупки вспомогательных услуг (слоговый рынок). Если третья форма этих отношений используется в настоящее время лишь для реализации вспомогательной услуги регулирование частоты в энергосистеме, то первая и вторая формы - для всех вддов вспомогательных услуг. Первая форма закупки вспомогательных услуг предполагает ряд обязательных технических требований при присоединении х энергосистеме и эти обязательные требования УКНРЭ никак не оплачиваются. Вторая форма приобретения УКНРЭ вспомогательных услуг предполагает проведение тендера и заключения договорного соглашения с поставщиками этих услуг, выигравшими на данном тендере. При этом реализуются два вида платежей: 1) платежи за готовность, которые осуществляются за каждый торговый интервал; 2) платежи за задействование, которые осуществляются лишь тогда, когда та или иная вспомогательная услуга была специально задействована. Третья форма этих организационно-экономических отношений реализуется по рыночной схеме приобретения УКНРЭ вспомогательной услуги регулирование частоты в энергосистеме у генераторов на слоговом рынке австралийской электроэнергетики. Предельная пена оферты генератора, замыкающего совокупный спрос по данной системной услуге, определяет уровень ее рыночной (равновесной) цены по сдеке на спотовом рынке.

В современных условиях в региональной электроэнергетической системе США (РХМ) по представленным в таблице 1 трем видам вспомогательных услуг,

приобретаемым системным оператором у субъектов электроэнергетики, таковыми считаются два вида услуг: регулирование мощности (ведение и ее восстановление) и контроль реактивной мощности (напряженна). По этим двум видам услуг проводится расчет соответствующих затрат по их реализация. РШ запустила рынок регулирующей мощности с 1 июня 2000 г. Участие в этом рынке является добровольным. Данный рынок функционирует в суточном режиме и на основе клирингового ценообразования данной услуги. Клиринговая цена этой услуги на рынке регулирующей мощности определяется на основании предельной иены из оферт генераторов, принятых на каждый час следующих суток. Как отмечают американские специалисты, рынок регулирующий мощности в РШ работает успешно. Он обеспечивает достаточный объем регулирования мощности и частоты, а цены остаются стабильными. Второй вид услуги контроль реактивной мощности (напряжения) в региональной электроэнергетической системе США (Р.ГМ), хотя является формально вспомогательной, закупаемой системным оператором у субъектов электроэнергетики, но уровень затрат по этой услуге определяется вне договорных соглашений и рыночных схем между этим оператором и субъектами электроэнергетики. Эта услуга является обязательной для всех генераторов, осуществляется ими постоянно я оплачивается на основании требований к ях доходности, которая утверждается Федеральной комиссией по регулированию энергетики, и эти затраты генераторов включаются в тариф РДМ. Как отмечают американские специалисты, привлечение модели конкурентного рынка для реализации этой услуги возможно, но с продожительным временным режимом функционирования этого рынка (спрос по поставке этой услуги дожен рассматриваться во временном горизонте до 10 лет при ежегодно проводимых тендерах по этой услуге).

В целом анализ зарубежного опыта организации и реализации системных (вспомогательных) услуг в диспетчеризации электроэнергетики шести рассмотренных стран позволяет сделать следующий вывод Наиболее отработаны рыночные схемы реализации услуги регулирование частоты (ведение и ее восстановление). Формы приобретения системными (или сетевыми) операторами вспомогательных услуг у субъектов электроэнергетики достаточно разнообразны:

обязательное предоставление, тендеры и спотовые рынки. При этом важен принцип оптимизации системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики рассмотренных стран в аспекте их ценообразования, который ориентирует ка минимизацию юс общей стоимости на основе установления предельных затрат на эти услуги.

В третьей главе Методические основы оптимизации и формирования организационно-экономического механизма системных услуг оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС России сформулированы методические основы оптимизации ОДУ, определены основные направления эффективной организации ОДУ в ЕЭС России, организационно-экономические отношения СО и субъектов электроэнергетики в реализации системных услуг и разработаны принципиальные положения установления тарифов и ценообразования на рынке системных услуг в ОДУ ЕЭС России.

Структурное сочетание централизованного регулирования и свободного предпринимательства (для генерирующих компаний в конкурентных условиях) в функционировании и развитии российской электроэнергетики предопределяет особую роль ОДУ в координации и регулировании деятельности всех субъектов данной отрасли. Одним из законодательно оформленных принципов деятельности ОДУ в российской электроэнергетике является лэкономическая эффективность оперативных диспетчерских команд и распоряжений... по критерию минимизации суммарных затрат покупателей электроэнергии. Если под суммарными затратами рассматривать сумму линдивидуальных затрат всех покупателей электроэнергии, то с позиции теории оптимального управления данный критерий можно интерпретировать как максимум интегрального (общественного или народнохозяйственного) эффекта от использования электроэнергии потребителями при оптимальном режиме работы ЕЭС России. Оптимум по данному интегральному эффекту достигается при равенстве предельных затрат по отдельным видам генераторов производства единицы электроэнергии, обеспечивающим минимум суммарных затрат покупателей электроэнергии (максимум суммы их линдивидуальных эффектов от использования единицы электроэнергии).

Субъектам системы ОДУ необходимо устанавливать оптимальный режим оперативных диспетчерских команд и распоряжений, ориентирующих на формирование оптимальной (сбалансированной) программы производства и потребления электроэнергии при обеспечении надежности энергоснабжения и качества электроэнергии, при которой предельные затраты по всем видам генераторов электроэнергии одинаковы, суммарные затраты по этим генераторам минимальны, равны максимуму их суммарного эффекта и минимуму суммарных затрат покупателей электроэнергии в соответствующих узлах энергосистемы. Формально это методическое положение по настройке оптимального режима системы ОДУ определяется следующим тождеством:

(-1 М )-\

где I - соответственно суммарные затраты и суммарный доход генераторов от производства и реализации электроэнергии; 5 - суммарные затраты покупателей электроэнергии; О*, - соответственно, объем производства (предложения)

электроэнергии / -и генератором и объем покупки (спроса) электроэнергия ) -м покупателем; г, р Х соответственно, предельные затраты производства единицы электроэнергии / >м генератором и; рыночная (равновесная) цена реализации электроэнергии.

ОАО СО ЦЦУ ЕЭС как хозяйствующий субъект с преобладанием государственной формы собственности в его акционерном капитале в реализации своей хозяйственной деятельности в ОДУ дожен представлять координирующее ядро ЕЭС России и стать своего рода проводником государственного регулирования в электроэнергетике (совместно с АТС и ФСК). Иными словами, привлечение арсенала экономических (рыночных) методов управления процессом диспетчироваиия системных услуг в ОДУ ЕЭС России дожно происходить при сохранении и укреплении статуса ОАО СО ИДУ ЕЭС как носителя и проводника государственных (народнохозяйственных) интересов в функционировании и развитии электроэнергетики при согласовании этих интересов с коммерческими интересами субъектов, функционирующих в конкурентном режиме.

В соответствии с Технологическими правилами функционирования ОРЭ г российской электроэнергетике, по нашему мнению, категория системные услуги в ОДУ ЕЭС России содержательно дожна трактоваться в следующем виде: системные услутн в оперативно-диспетчерском управлении ЕЭС России - это деятельность всех субъектов электроэнергетики, направленная на обеспечение надежности энергосистемы, достижение стандартов качества электроснабжения потребителей, реализуема* на безвозмездной и возмездной основе и под единоличным управлением ОАО СО - ЦПУ ЕЭС как организатора, координатора н ответственного субъекта электроэнергетики за эффективность этих услуг. Анализ зарубежного опыта функционирования механизма системных услуг диспетчирования электроэнергетики и сложившаяся отечественная практика ОДУ позволяют нам выделить три вида организационно-экономических отношений реализации этих услуг в российской электроэнергетике: 1) безвозмездные отношения оказания системных услуг, обеспечивающих обязательные требования к субъектам электроэнергетики; 2) договорные (тендерные) соглашения оказания системных услуг субъектами электроэнергетики; 3) рыночные отношения по приобретению (уступке) системных услуг в секторе конкурентного рынка электроэнергии и этих услуг. Первый вид этих отношений предполагает выпонение субъектами электроэнергетика ряда обязательных технических требований при их присоединении к энергосистеме и предоставления на безвозмездной основе ими права пользования оборудованием и устройствами СО для выпонения ям своих функций ОДУ. Второй вид организационно-экономических отношений реализации субъектами электроэнергетики системных услуг, заключаемых в режиме тендерных (договорных) соглашений с СО, следует рассматривать как первый этап формирования сегмента рынка этих услуг. СО на основании расчетов энергетических режимов ЕЭС России на предстоящий год на всех уровнях иерархии ОДУ дожен определять технологические параметры системных услуг и проводить предварительный расчет по уровню стоимости этих услуг по месяцам предстоящего года. Результаты этих расчетов дожны утверждаться ФСТ и оформляться ею соответствующими тарифами. Третий вид организационно-экономических отношений СО и субъектов электроэнергетики реализации системных услуг в режиме рыночных схем в секторе конкурентного

рынка электроэнергии и этих услуг следует рассматривать как последующий этап развития организационно-экономического механизма ОДУ в ЕЭС России.

На начальном этапе формирования рыночного механизма системных услуг в режиме функционирования сформированного балансирующего сектора ОРЭ в российской электроэнергетике, по нашему мнению, целесообразно реализовать механизм распределения издержек (платы) дисбалансов энергосистем по субъектам электроэнергетики на основе следующего принципа: за системные услуги, обеспечивающие надежность энергосистемы и качество электроснабжения потребителей платит виновный. Для практической реализации такого механизма распределения этих издержек нами предлагаются весовые коэффициенты по субъектам электроэнергетики, определяющие их адресат как виновников нарушения нормального режима функционирования энергосистем или создания аварийной ситуации в этих системах (таблица 2). Таблица 2

Распределение издержек (платы) по субъектам электроэнергетики

по принципу платит виновный

Системные услуги Субъекты электроэнергетики - компенсаторы издержек (платы) системных услуг

генерирующие компании нагрузка энергосистемы (активная мощность, потребляемая всеми потребителя ми энергосистемы, потери мощности) - сетевая компания, квалифицированные потребители, сбытовые компании

1. Регулирование частоты и мощности

- повышение частоты в аварийной ситуации 100%

Х понижение частоты в аварийной ситуации 100%

- регулирование частоты и мощности в нормальном режиме энергосистемы коэффициент коэффициент

2. Регулирование электрической сети

- регулирование напряжения 100%

- регулирование сетевой нагрузки ! 100%

- сброс нагрузки 100%

3. Обеспечение разворота энергосистемы после посадки на ноль 50% 50%

Замена существующей безадресной системы компенсации издержек по системным услугам при нарушении нормального режима функционирования энергосистемы на организационно-экономический механизм, реализуемый в соответствии с принципом платит виновный, является важным шагом в направлении экономического стимулирования всех субъектов электроэнергетики в обеспечении ими эффективного и надежного режима функционирования энергосистемы при минимизации суммарных затрат этих субъектов.

На последующем этапе развития механизма системных услуг, реализуемых в режиме функционирования краткосрочного (на сутки вперед) и спотового рынка этих услуг, нами предлагается следующая двухэтапная процедура установления клиринговой цены системной услуги регулирование частоты н мощности (Рис. 2)

1 этап до 17:00 ч.

Заявки (оферты) генераторов по предложению мощности для оказания системной услуш по регулированию частоты и мощности в энергосистеме:

- объем регулируемой мощности;

- цела оферты;

- верхний и нижний предел регулирования мощности.

2 этап до 22:00 ч.

Ранжирование (распределение) цен оферты генераторов по их привлекательности и определение предельной (максимальной) цены оферты генератора, замыкающего общий спрос (баланс) на регулируемую мощность в

энергосистеме, необходимую на данный момент времени и установление клиринговой цены системной услуги по регулированию частоты и мощности в энергосистеме как суммы предельной (максимальной) цены оферты замыкающего генератора и упущенной прибыли от недоиспользования установленной (заявленной) его регулируемой мощности

Рис. 2. Процедура установления клиринговой пены системной услуги регулирование частоты и мощности.

Клиринговая цена - это договорная цена по взаимным обязательствам между СО и субъектами электроэнергетики (поставщиками системных услуг), формирующаяся в режиме функционирования рынка системных услуг. На первом этапе подаются заявки

(оферты) генераторов по предложению регулируемой мощности дня оказания системной услуги регулирование частоты и мощности в соответствующем узле энергосистемы. Эти заявки конкретизируются по генераторам: предлагаемый объем регулируемой мощности, цена оферты, верхний я нижний предел регулирования мощности. При этом предполагается, что все участники (оференты) заранее осведомлены о спросе и необходимом диапазоне регулирования частоты и мощности с ее повышением и понижением в заданном временном интервале (например, порядка 5 минут) и пределах регулирования (порядка 1 %) пиковой нагрузки в пиковые периоды (05:00 - 24:00 час.) и минимума нагрузки во вне пиковые периоды (00:00 -05:00 час.). Заявки дожны подаваться генераторами в дневное время до определенного часа (например, до 17:00 час.). Для определения клиринговой цены на данную системную услугу в рамках рассматриваемой рыночной процедуры дожен устанавливаться верхний предел цены згой услуги р, регламентируемый ФСТ, Это предопределяет данную рыночную процедуру как регулируемую, реализуемую в режиме реального времени.

На втором этапе до 22:00 ч, АТС совместно с СО осуществляют клиринг посредством ранжирования (распределения) заявленных пен оферт генераторов по их привлекательности (рь рз,..., р,,..., рД) и определяют предельную (максимальную) цену, тах оферты 1 -го генератора, замыкающего общий спрос (баланс) на регулируемую мощность в соответствующем узле энергосистемы, необходимую на данный момент времени. Далее корректируется установленное максимальное значение цены оферты / -то замыкающего генератора на величину его упущенной прибыли вследствие недоиспользования максимально заявленной им регулируемой мощности для оказания системной услуга регулирование частоты н мощности в соответствующем узле энергосистемы:

р=тахр, +Дг,; (2)

= - тахр, |Д?,; (3) (4)

где р - расчетная клиринговая цена системной услуги в соответствующем узле энергосистемы; Ц - удельная упущенная прибыль на единицу регулируемой мощности I -го генератора, замыкающего общий спрос на системную услугу, вследствие недоиспользования максимально заявленной им регулируемой мощности для оказания этой услуги; AQi - разница между максимально заявленной

замыкающим генератором регулируемой мощности и востребованной его

регулируемой мощности ^^; р^ - прогнозируемая почасовая рыночная (равновесная) цена на сутки вперед электроэнергии (мощности) в соответствующем узле энергосистемы; шах р( - цена оферты системной услуги ; -го генератора, замыкающего общий спрос на системную услугу.

Важная роль в повышении эффективности функционирования ОДУ в ЕЭС России принадлежит механизму тарифного регулирования цен услуг субъектов ОДУ. В действующих Методических указаниях по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике не представлены конкретные агоритмы расчета объема необходимой валовой выручки СО как основы установления объективно обусловленного уровня тарифа на эти услуга. По существу в этих Методических указаниях реализуется метод переноса общих издержек СО на устанавливаемый ФСТ уровень тарифа этих услуг. По нашему мнению, необходим поэтапный переход от действующего метода расчета уровня тарифа услуг СО к расчету этого тарифа на основе метода стимулирования, ориентирующего СО к определению им объективно обусловленного уровня этого тарифа: 1) корректировка метода переноса общих издержек посредством предоставления ФСТ методических указаний СО по определению им чистой прибыли на основе расчетной нормы доходности инвестированного капитала СО; 2) сочетание метода норма доходности (определение чистой прибыли СО на инвестированный капитал) и метода стимулирование (установление ФСТ предельного уровня затрат по контролируемым издержкам СО); 3) применение метода стимулирование посредством установления ФСТ предельного уровня затрат по контролируемым вздержкам СО и значений финансовых коэффициентов, отражающих результаты его

Таблица 3.

Предполагаемые результаты поэтапной реализации реформирования механизма тарифного регулирования

цен системных услуг СО

Этап Критерии Ч Этап 0 (действующий механизм тарифного регулирования) Этап 1 Этап 2 ЭтапЗ

Инвестиционная привлекательность деятельности СО Нет гарантии акционерам (инвесторам) достаточной нормы доходности на инвестированный имя капитал Гарантируется акционерам (инвесторам) достаточная норма доходности на инвестированный - ими капитал Гарантируется акционерам (инвесторам) достаточная норма доходности на инвестированный юн капитал В зависимости от уровня нормы ДОХОДНОСТИ на предыдущем этапе акционеры (инвесторы) получают часть - нормы прибыли

Повышение эффективности деятельности СО У СО нет стимулов снижать свои вздержки и уровень эффективности его деятельности является результатом торгов с ФСТ У СО нет стимулов снижать свои издержки и уровень эффективности его деятельности является результатом торгов с ФСТ У СО есть стимул снижать свои издержки У СО есть стимул снижать свои издержки

Снижение тарифа на услуги СО Эффект от снижения уровня тарифа СО посредством торгов с ФСТ поностью проявляется у потребителей его услуг (генераторов) Эффект от снижения уровня тарифа СО посредством торгов с ФСТ поностью прошляется у потребителей его услуг (генераторов) В зависимости от механизма стимулирования часть эффекта от снижения тарифа СО проявляется у потребителей его услуг (генераторов) В зависимости от механизма стимулирования часть эффекта от снижения тарифа СО проявляется у потребителей его услуг (генераторов)

деятельности, например, - объем выручки/прибыль. Агоритмы расчета СО размера необходимой валовой выручки от реализации услуг диспетчнровання как базового показателя определения уровня тарифа этих услуг для генерирующих компаний ЕЭС России по трем этапам реформирования механизма тарифного регулирования представлены на Рис. 3, предполагаемые результаты по этим этапам - в таблице 3.

1 этап: НВВ " у(ЕХ)+с, где НВВ - необходимая валовая выручка СО, Е - норма доходности акционеров СО на инвестированный ими капитал; К Ч инвестированный капитал СО, у- мультипликативный коэффициент, преобразующий величину чистой прибыли (ЕЛ) в величину прибыли от продаж системных услуг СО; с - текущие издержки СО.

2 этап: НВВ = ^с,; при с^с^кеп, где с, - текущие затраты_/-го вида СО, с*

- текущие затраты к- го вида СО, предельный уровень которых регламентируется ФОТ;л* - предельный уровень текущих затрат к- го вида СО, установленный ФСТ.

3 зтал;НВВ = у(ЕЖ)+^\<:); при ',кеп;НВВ/ЕК5 X, где А - устанавливаемый У-1

ФСТ верхний предал значений финансовых коэффициентов, отражающих уровень эффективности деятельности СО (например, отношения необходимой валовой выручки к чистой прибыли).

Рис. 3 Агоритмы расчета СО размера его необходимой валовой выручки на трех этапах реформирования механизма тарифного регулирования.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ На основе проведенного диссертационного исследования по разработке методического обеспечения организационно-экономического механизма реализации системных услуг в ЕЭС России получены следующие основные выводы и результаты: 1. Идентификация свойств реализуемой в настоящее время модели оптового рынка электроэнергия в ЕЭС России показала необходимость ее

допонительной настройки к требованием и условиям формирования н реализации организационно-экономического механизма системных услуг.

2. Проведенный теоретический анализ влияния рентного дохода генерирующих компаний на режим функционирования оптового рынка электроэнергии выявил необходимость в перспективе формирования лузловых цен электроэнергии, отражающих доход от использования ими рентообразующих факторов.

3. Основные финансовые показатели хозяйственной в инвестиционной деятельности ОАО СО - ЦЦУ ЕЭС за период 2003 - 2005 гг. свидетельствуют о становлении его как самостоятельного хозяйствующего субъекта.

4. На основе изучения зарубежного опыта реализации механизма системных услуг диспетчеризации электроэнергетики шести стран с развитой рыночной экономикой констатировано наличие рынка по отдельным видам этих услуг и определено наиболее плодотворным использование опыта реформирования электроэнергетики Австралии н США (Р1М) в российской электроэнергетике.

3, Сформулировано принципиальное положение по формированию ОДУ оптимальной (сбалансированной) программы производства и потребления электроэнергии при достижении стандартов надежности энергосистем и качества электроснабжения потребителей.

6. Определены три вида организационно-экономических отношений реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России между СО и субъектами электроэнергетики: 1) безвозмездные отношения, обеспечивающие выпонение обязательных требований к субъектам электроэнергетики; 2) договорные (тендерные) соглашения; 3) рыночные отношения, реализуемые на конкурентном рынке электроэнергии и системных услуг.

7. Разработаны методы и агоритмы реализации СО (совместно с АТС) механизма распределения издержек (платы) дисбалансов энергосистем по субъектам электроэнергетики' на основе принципа платит виновный и установления клиринговой цены системной услуги, реализуемой субъектами-генераторами н приобретаемой СО, в режиме краткосрочного планирования и реального времени.

S. Разработаны методические основы установления тарифов и ценообразования на рынке системных услуг в ОДУ ЕЭС России и трехзтапного формирования механизма регулирования ФСТ тарифов на зги услуги, ориентирующего СО на определение размера тарифов в соответствии с объективно обусловленным их уровнем,

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ДИССЕРТАЦИИ ОПУБЛИКОВАНЫ В СЛЕДУЮЩИХ РАБОТАХ

1. В.Г.Ковшенков Организационно-экономические и имущественные отношения в оперативно-диспетчерском управлении электроэнергетикой. Имущественные отношения в РФ М.; 2004, № 10, 1 п.л.

2. В.Г.Ковшенков Имущественное обеспечение реализации системных услуг в Единой энергетической системе России и организационно-экономические отношения. Имущественные отношения в РФ М.: 2005, № 5, 1 пл.

3. В.Г.Ковшенков Зарубежный опыт рынка вспомогательных услуг в электроэнергетике - диспетчеризация и ценообразование. Микроэкономика. М.: 2005, № 1,1 п. л.

4. В.Г.Ковшенков Принципы оптимизации диспетчирования в российской электроэнергетике как основы стабильного и надежного электроснабжения производства я непроизводственной сферы. Тезисы доклада на научно-практической конференции Обеспечение устойчивого экономического и социального развития России М: ВЗФЭИ, 2005,0,3 ал.

5. ВТ.Ковшенков Системные услуги в российской электроэнергетике в условиях ее реформирования. Микроэкономика. М.: 2005, № 4,0,9 п.л.

6. В.ГСовшенков Системные услуги оперативно-диспетчерского управления Единой энергетической системе России: организационно-экономические аспекты. Экономика. Предпринимательство. Окружающая среда. М.:200б, ЛИ,0,5 пл.

7. В.Г.Ковшенков Организационно-экономический механизм реализации системных услуг в Единой энергетической системе Россия. Новое в российской электроэнергетике, www.energo-press.inГо, 2006, JftlO, 0,43 пл.

КОПИ-ЦЕНТР св. 7:07: 10429 Тираж 100 экз. Тел. 185-79-54 г. Москва, ул. Енисенская д, 36

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Ковшенков, Владимир Геннадьевич

Введение

Глава 1. Общая характеристика реформирования Единой энергетической системы России (ЕЭС России).

1.1. Модель оптового рынка электроэнергии в ЕЭС

1.2. Теоретический анализ влияния рентного дохода субъектов электроэнергетики на режим функционирования оптового рынка электроэнергии.

1.3. Единая система опсративпо-диспетчерского управления

ЕЭС России.

Глава 2. Зарубежный опыт реализации системных вспомогательных) услуг в диспетчеризации электроэнергетики.

2.1. Характеристика и классификация системных (вспомогательных) услуг в диспетчеризации электроэнергетики зарубежных стран.

2.2. Системные (вспомогательные) услуги диспетчеризации электроэнергетики Австралии.

2.3. Обзор системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики Англии и Уэльса, Германии, Голандии и Норвегии.

2.4. Системные (вспомогательные) услуги диспетчеризации электроэнергетики США.

2.5. Сравнительный анализ реализации системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики в зарубежных странах.

Глава 3. Методические основы оптимизации и формирования организационно-экономического механизма системных услуг оперативно-диспетчерского управления в ЕЭС 92 России.

3.1. Методические основы оптимизации и эффективной организации оперативно-диспетчерского управления в

ЕЭС России.

3.2. Организационно-экономические отношения реализации системных услуг в оперативно-диспетчерском управлении ЕЭС России.

3.3. Методические основы установления тарифов и ценообразования па рынке системных услуг в оперативно-диспетчерском управлении ЕЭС России.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Организационно-экономический механизм системных услуг оперативно-диспетчерского управления в Единой энергетической системе России"

Важная роль в формировании оптимального режима функционирования Единой энергетической системы (ЕЭС) России на основе сбалансированного взаимодействия и взаимосогласованного учета общественных (народнохозяйственных) и коммерческих интересов всех хозяйствующих субъектов электроэнергетики принадлежит эффективной организации и реализации системных услуг в оперативно-диспетчерском управлении (ОДУ) ЕЭС России, обеспечивающих надежность энергосистем и качество электроснабжения потребителей при сохранении технологического и экономического единства ЕЭС России. В этой связи становится особо значимым создание эффективного организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России, направленного на формирование экономических стимулов для всех субъектов элеюроэнергетики в реализации ими этих услуг при минимальной их стоимости и в конкурентных условиях функционирования рынка данных услуг при ведущей и координирующей роли в создании и реализации этого механизма субъектов ОДУ.

В настоящее время не только недостаточно накоплен отечественный и зарубежный опыт создания эффективного организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ электроэнергетики (в силу сравнительно недавнего и пока в незначительных масштабах запуска рыночных отношений в зарубежной и отечественной электроэнергетике), но и не в поном объеме исследованы вопросы паучпо-мегодического обеспечения формирования и реализации этого механизма.

Актуальность диссертационного исследования заключается в необходимости разработки методического обеспечения формирования и реализации организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России в условиях реформирования российской электроэнергетики, и предполагаемого запуска рынка этих услуг в 2007 году.

Цель диссертационной работы состоит в разработке оргаиизацнопно-экопомического механизма эффективных и взаимовыгодных отношений между всеми субъектами электроэнергетики в реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России в новых условиях функционирования этой ограсли с учетом зарубежного и отечественного научного и практического опыта в области диспетчеризации электроэнергетики. В соответствии с основной целью диссертационной работы определены следующие задачи исследования:

- идентификация основных свойств модели оптового рынка электроэнергии в период реформирования ЕЭС России;

- теоретический анализ влияния рентного дохода субъектов отечественной электроэнергетики на режим функционирования оптового рынка электроэнергии;

- общая характеристика функционирования Единой системы оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России;

- изучение зарубежного опыта реализации системных (вспомогательных) услуг диспетчеризации электроэнергетики для последующего его использования в российских условиях;

- разработка методических основ оптимизации и эффективной организации ОДУ в ЕЭС России и определение роли Системного оператора (СО) в этом процессе управления;

- классификация и определение характеристик системных услуг в ОДУ ЕЭС России и формирование основных видов организационно-экономических отношений между СО и субъектами электроэнергетики с привлечением рыночного механизма реализации системных услуг;

- разработка методических основ установления тарифов и ценообразования па рынке системных услуг в ОДУ ЕЭС России.

Предметом исследования являются организационно-экономические отношения реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России между субъектами ОДУ и субъектами электроэнергетики для обеспечения стандарта надежности энергосистем и качества электроснабжения потребителей.

Объектом исследования в работе выступает процесс ОДУ ЕЭС России как совокупность функционирования всех видов его систем, обеспечивающих технологическое и экономическое единство ЕЭС России.

Методология и методика исследования. Теоретико-методологической основой исследования послужили научные труды российских и зарубежных ученых и специалистов в области экономики и организации электроэнергетики, оптимального управления большими системами, законодательные акты, регламентирующие нормативные документы.

В работе были использованы основные положения общесистемного, сравнительного экономического и экономико-математического анализа, комплексный и системный подходы.

Информационной базой исследования послужили материалы ОАО РАО ЕЭС России, ОАО СО-ЦДУ ЕЭС и НИ Администратор торговой системы оптового рынка электроэнергии ЕЭС (АТС) по подготовке и проведению реформирования российской электроэнергетики и рабочие материалы ряда отечественных и зарубежных консатинговых фирм по организации системных услуг диспетчеризации электроэнергетики в условиях поэтапного становления рыночных отношений в этой отрасли.

Научную новизну диссертационной работы по полученным основным результатам можно определить следующим образом:

- сформулированы и формально обоснованы методические основы оптимизации ОДУ и определены основные направления эффективной организации ОДУ в ЕЭС России;

- разработаны методы и агоритмы реализации СО (совместно с АТС) механизма распределения издержек (платы) дисбалансов энергосистем по субъектам электроэнергетики на основе принципа платит виновный и установления клиринговой цепы системной услуги в режиме краткосрочного и реального времени функционирования рынка системных услуг;

- разработаны методические основы установления тарифов и ценообразования па рынке системных услуг ОДУ ЕЭС России и трехэтапиого формирования механизма регулирования тарифов на эти услуги, ориентирующего СО на определение размера тарифов в соответствии с объективно обусловленным их уровнем.

Практическая значимость результатов исследовании заключается в разработке методических рекомендаций по формированию организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России при поэтапном реформировании отечественной электроэнергетики, созданию сегмента рынка этих услуг и определению координирующей и регулирующей роли СО как основного инфраструктурного хозяйствующего субъекта, ответственного за сохранение технологического и экономического единства ЕЭС России.

Апробация результатов исследования. Основные положения и выводы диссертационного исследования докладывались и обсуждались па научно-практической конференции Обеспечение устойчивого экономического и социального развития России (Москва, май 2005 г.), па семинаре Тарифные реформы Системного оператора в России (Москва, март 2005 г.), а также на ряде совещаний ОАО СО-ЦДУ ЕЭС. Полученные в диссертации результаты и практические рекомендации учтены при подготовке проектов нормативных документов ОАО СО-ЦДУ ЕЭС для создания рынка системных услуг в ОДУ ЕЭС России.

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", Ковшенков, Владимир Геннадьевич

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

На основе проведенного диссертационного исследования по разработке методического обеспечения организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России получены следующие основные выводы и результаты:

1. Идентификация свойств реализуемой в настоящее время модели оптового рынка электроэнергии в ЕЭС России показала необходимость сс допонительной настройки к требованиям и условиям формирования и реализации организационно-экономического механизма системных услуг в ОДУ ЕЭС России в режиме функционирования рынка этих услуг.

2. Проведенный теоретический анализ влияния рентного дохода генерирующих компаний на режим функционирования оптового рынка электроэнергии выявил необходимость в перспективе (наряду с реализацией механизма дифференцированного их рентного обременения) формирования лузловых цен электроэнергии (в отличие от зональных цен), отражающих доход от использования ими рептообразующих факторов, включая системные ограничения по доставке электроэнергии до потребителей.

3. Основные финансовые показатели хозяйственной и инвестиционной деятельности ОАО СО - ЦДУ ЕЭС за период 2003 - 2005 гг. и заключенные им за этот период договорные соглашения с ОАО ФСК и генерирующими компаниями о технологическом взаимодействии свидетельствуют о становлении его как самостоятельного хозяйствующего субъекта. Следующим важным этапом в этом направлении дожно стать налаживание организационно-экономических отношений (оформленных соответствующими договорами) со всеми субъектами электроэнергетики по поставке ему системных услуг па рынке этих услуг в соответствии с формируемым им совокупным спросом па эти услуги.

4. Па основе изучения зарубежного опыта реализации механизма системных услуг диспетчеризации электроэнергетики шести стран с развитой рыночной экономикой (Австралия, Англия и Уэльс, Германия, Голандия, Норвегия и США) констатировано наличие рынка по отдельным видам этих услуг при различном уровне его развития, структуры, форме организации и форм финансовых взаиморасчетов системных (и сетевых) операторов с субъектами электроэнергетики. Наличие централизованных систем дпепетчирования в австралийской электроэнергетике и в электроэнергетической системе США (PJM) определяет наиболее плодотворным использование опыта этих стран для формирования и реализации механизма системных услуг в российской электроэнергетике па основе рыночных отношении.

5. Теоретический анализ разработанной оптимизационной экономико-математической модели функционирования ОДУ в ЕЭС России позволил сформулировать и формально обосновать припцнпиалыюе положение по формированию ОДУ оптимальной (сбалансированной) программы производства и потребления электроэнергии при достижении стандартов надежности энергосистем и качества электроснабжения потребителей: равенство предельных затрат по всем генераторам электроэнергии, обеспечивающее минимум их суммарных затрат (максимум их суммарного эффекта) и минимум суммарных затрат покупателей электроэнергии в соответствующих узлах энергосистем.

6. Дана содержательная трактовка категории системные услуги в ОДУ ЕЭС России в условиях реформирования отрасли: системные услуги в ОДУ ЕЭС России - это деятельность всех субъектов электроэнергетики, направленная на достижение стандартов надежности энергосистем, качества электроснабжения потребителей, реализуемая на безвозмездной и возмездной основе и под единоличным управлением ОАО СО - ЦДУ ЕЭС как организатора, координатора и ответственного субъекта электроэнергетики за эффективность этих услуг.

7. Определены три вида организационно-экопомичсских отношений реализации системных услуг в ОДУ ЕЭС России между СО и субъектами электроэнергетики: 1) безвозмездные отношения, обеспечивающие выпонение обязательных требований к субъектам электроэнергетики; 2) договорные (тендерные) соглашения; 3) рыночные отношения, реализуемые па конкурентном рынке электроэнергии и системных услуг.

8. Разработаны методы и агоритмы реализации СО (совместно с АТС) механизма распределения издержек (платы) дисбалансов энергосистем по субъектам электроэнергетики па основе принципа платит виновный и установления клиринговой цены системной услуги, реализуемой субъектами-генераторами и приобретаемой СО, в режиме краткосрочного планирования и реального времени.

9. Разработаны методические основы установления тарифов и ценообразования па рынке системных услуг в ОДУ ЕЭС России и трехэтаппого формирования механизма регулирования ФСТ тарифов па эти услуги, ориентирующего СО на определение размера тарифов в соответствии с объективно обусловленным их уровнем.

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Ковшенков, Владимир Геннадьевич, Москва

1. Апдрюшип А.В., Андрюшин Д.А. Методы привлечения инвестиции в электроэнергетический комплекс региона па основе облигационного заимствования. М.: Апарт, 2003.

2. Беляев Л.С., Подковалышков С.В. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск, Наука, 2004.

3. Беляев Л.С. Ожидаемый рост цены электроэнергии при переходе к рынку в электроэнергетики в России. Иркутск, Институт систем энергетики им. Л.А. Малеигьева СО РАН, 2002.

4. Беляев Л.С., Марченко О.В., Подковалышков С.В. Рост цепы электроэнергии, необходимый для развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку Изв. РАН. Энерг етика 2002, № 5.

5. Беляев Л.С., Воропай Н.И., Япкисвский А.Р. Проблемы инвестирования и обеспечение развития электроэнергетики России ТЭК, № 3, 2003.

6. Бережной В.А. Основы честной игры. Задачи развития системы государственного регулирования деятельности естественных монополий в современных условиях. Информационно-аналитический журнал Топливно-энергетический комплекс Кубани, Краснодар, № 3, 2001.

7. Борисов Е.И. Совершенствование корпоративного финансового управления эпергокомпапиями па основе бюджетирования в условиях реструктуризации электроэнергетики. Экономика и финансы электроэнергетики. М.: № 10, 2002.

8. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Проблемы организации рынка услуг но производству, передаче и распределению электрической эпергип. Санкт

9. Петербург: Лепгосэпергоиздат, 1999.163

10. Вилепский ПЛ., Лившиц В.П., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: теория и практика. М.: Дело, 2001

11. Воконский В.А., Кузовкин А.И. Вопросы мсжстрановых сопоставлений энергоемкости ВВП и цеп па энергоносители Проблемы прогнозирования, 2001,№ 5

12. Воропай П.И., Подковальников С.В., Труфапов В.В. Методические основы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализхированпых условиях. Изв. РАН, Энергетика - 2002, № 4.

13. Годовой отчет ОАО Системный оператор Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы за 2003 г. М., 2004.

14. Годовой отчет ОАО Системный оператор Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы за 2004 г. М., 2005.

15. Годовой отчет ОАО Системный оператор Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы за 2005 г. М., 2006.

16. Гражданский кодекс, Ч. I и II. М.: ИНФРАМ НОРМА, 1997.

17. Джангиров В.А., Парипов В.А. Структуры управления и рыночные отношения в электроэнергетике Электрические станции, - 2001, № 5.

18. Доценко О.М. Проблемы построения догосрочных прогнозов экономической конъюнктуры в системе маркетинга: специфика России. Прогнозирование экономической конъюнктуры в системе маркетинга. Ульяновск: УуГУ, 1999.

19. Дьяков А.Ф. Рынок электрической энергии в России: состояние и перспективы развития. М.: МЭИ, 2000.

20. Дьяков А.Ф. Сохранение единой электроэнергетической системы России в условиях приватизации. М.: МЭИ, 2002.

21. Дьяков А.Ф Тарифная политики и электроэнергетическая безопасность России. М.: МЭИ, 2000.

22. Ершов Ю.С. Взаимодействия и интересы потребителей и производителей па региональном рынке энергии. Новосибирск: ИЭОИП СО РАН, 2004.

23. Исследования влияния направлений реформирования электроэнергетики России на устойчивость и эффективность функционирования и развития экономической и социальной сфер (этап 1). Научно-исследовательский отчет. Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2002.

24. Кархев А.II. Равновесное ценообразование в энергетике па основе дисконтирования стоимости. М.: ИБРАЭ, 1998, препринт.

25. Катрепко B.C. Макроэкономическое регулирование рыночной трансформации в электроэнергетике России. Вогоград: Вогоградский государственный университет, 2002.

26. Кизпловский И.А. Конкурентный оптовый рынок электроэнергии в России: основные решения. Доклады межрегионального научно-технического семинара Оперативное управление электроэнергетическими системами новые технологии. Сыктывкар: ИЦУрО РАН, 2004.

27. Козырева Е.И. Методы государственного регулирования рынка генерации электрической энергии в РФ. Автореферат диссерт. канд. эконом, наук. М.: Российская академия государственной службы, 2004.

28. Кононов Д.Д. Методические подходы к оценке возможных народнохозяйственных последствий изменения цен на энергоносители. Иркутск: Институт систем энергетики, 2000.

29. Концепция реформирования электроэнергетики / Доклад рабочей группы Национального инвестиционного совета, М.: 2001.

30. Кратистов К.В. Корпоративное управление водопользованием в условиях регионального водного рынка. М.: ЦЭМИ РАН, 2004, Препринт.

31. Кузовкип А.И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безопасность. М.: Институт Микроэкономики, 2006.

32. Лесных В.В. Анализ рынка и механизмов возмещения ущерба от аварий на объектах энергетики. Новосибирск: Паука, 1999.

33. Лунина Е.В. Организация мировых энергетических рынков: проблемы и пути развития Вестник ФЭК России - № 1, 2002.

34. Любимова Н.Г. Государственное регулирование в энергетике М.: ГУУ, 1999.

35. Магомедов III.Т. Проблемы формирования, функционирования и развития общероссийского оптового рынка электроэнергии. Риск М., № 1, 1999.

36. Меламед Л.Б. Экономика энергетики: основы теории. Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2000

37. Мапов Н.А. Проблема организации конкурентного рынка электроэнергии. Доклады межрегионального научно-технического семинара Оперативное управление электроэнергетическими системами -новые технологии. Сыктывкар: ПЦ УрО РАН, 2004.

38. Максимов Б.К. Развитие конкуренции на рынках электроэиебргетики России. М.:МЭИ, 2000.

39. Мельник А.Н. Реструктуризация электроэнергетики в условиях становления рыночных отношений. Казань: Казанский государственный университет, 2004.

40. Менжерис В.И. Методологические и методические основы формирования и развития товарного рынка естественных монополий: энергетика, логистика, маркетинг, координация. Саратов: Саратовский государственный университет, 2000.

41. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов. М.: Экономика, 2000.

42. Методические указания по расчету тарифов на услуги по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике. М.: Федеральная служба по тарифам, 2005.

43. Масленников В.М. Как выводить российскую энергетику из кризиса -Энергия, №6, 2001.

44. Михайлов В.И. Концепция рыночных реформ в электроэнергетике России. М.: ГУУ, 2001.

45. Некрасов А.С., Синяк Ю.В., Узяков М.Н. Энергетика России: экономика и реформирование. М.: ИНП РАН, 2001.

46. Об электроэнергетике. Федеральный закон Российской Федерации от 26 марта 2003 г. № 35 ФЗ.

47. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации. Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526.

48. Охрименко С.Е., Ушаков Е.П. Водная рента ключевой параметр регулирования водного рынка и оценки стоимости прав пользования водными объектами - Имущественные отношения в РФ - М.: 2004, № 12.

49. Платонов В.В. Цели и пути реструктуризации энергетики. М.: ИБРАЭ РАН, 2000.

50. Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике. Постановление Правительства РФ от 27 декабря 2004 г. № 854.

51. Ремезов Н.А. Развитие биржевой торговли электрической энергией и мощностью в РФ. Материалы 19 Всероссийской конференции молодых ученых и студентов Реформы в России и проблемы управлебпия М.: ГУУ, 2004, вып. 1.

52. Ремизов С.10. Основные принципы функционирования и развития федерального оптового рынка электрической энергии. Материалынаучной конференции молодых ученых и студентов ГАУ им. С. Орджоникидзе. М. 1998, выи. 1.

53. Ремин М.Г1. Анализ концепций развития и реформирования электроэнергетики России Математические методы и инструментальные средства в информационных системах: Сборник научных трудов. Оренбург: ИПК ГОУ Оренбургский государственный университет, 2002.

54. Решетов В.И., Семенов В.А., Лисицын Н.В. Единая энергетическая система России па рубеже веков: современное состояние и перспективы развития. М.: НЦ ЭНАС, 2002.

55. Русских B.C. Управление качеством электрической энергии. Сб сер. Газпром, 2004, № 1.

56. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть. Под ред. В.И.Эдельмана. М.: Эпергоатомиздат, 2000.

57. Савельев В.А. Современные проблемы и будущее электроэнергетики Сибири. Новосибирск: Наука, 2000.

58. Технологические правила оптового рынка электроэнергии и мощности переходного периода. Постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. № 643.

59. Терешко О. Надежность это товар па эпергорыпке. - Энергорыпок -2004, № 5.

60. Ушаков Е.П., Охрнмеико Е.В., Охрименко С.Е. Оценка стоимости важнейших видов природных ресурсов: методические рекомендации. М.: Российское общество оценщиков, 1999.

61. Федоров В.М. Формирование оптимального механизма информационного обеспечения эффективной работы электроэнергетической системы Развитие российской экономики и проблемы глобализации рыночных коммуникаций. Санкт-Петербург: СПб ГУЭФ, 2001.

62. Хедли Д. Нелинейное н динамическое профаммировапие. М.: Мир, 1967.

63. Хлебников В.В. Формирование конкурентного рынка электроэнергии в России. М.: Высшая школа, 2003.

64. Хузмиев И.К. К вопросу о реструктуризации РАО ЕЭС России: состояние проблемы. Вопросы регулирования ТЭК: регионы и федерация. М. № 1, 2001.

65. Шкатов В. Перспективы энергорынка в России. ЭиергоРыпок - 2004, №6.

66. Электроэнергетика России: современное состояние, проблемы и перспективы. М.: Эиергосетьпроект, 2002.

67. АССС (2001): Applications for Authorisation. National Electricity Code. Ancillary Services Amendments. 11 July 2001.

68. Act of July 1998: Containing Rules Relating to the Production, Transport and Supply of Electricity (1998 Electricity Act), Netherlands.

69. Albers, Klaus (2001): Aspecte der mittelfristigen sowie taglichen Ausschreibung und Vergabe von Regelenergie. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

70. Albers, Klaus (2001a): Preisbildungsmechanismus fur die Albrechnung von Regelenergie und resultierende Marktreaktionen. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

71. Beune, Rene (2001): Regel- und Reserveenergieeinsats. Vorgehen in den Niederlanden. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

72. Beune, Rene and Frank Nobel (2001): System Balancing in the Netherlands. TenneT, 2001.

73. CIGRE (1999): Exchange of Services between Large Electricity Generating Plants and High Voltage Electric Power Systems. CIGRE Joint Working

74. Group 39/11 "Power System Power Plants Interaction" CIGRE Technical Brochure.

75. DTc (2002): Nctcodc Voorwarden als bedoeld in artikel 26, lid, sub a van de Elcktricitciswct 1998 (vcsie januari 2002).

76. DTc (2002a): Systcmcodc Voorwarden als bedoeld in artikel 26, lid, sub a van dc Elcktricitciswct 1998 (vesic januari 2002).

77. DVG (2000): Grid Code 2000 Netz - und Systemregeln der deutschen Ubcrtragungsnetzbctrcibcr. Ausgabe Mai 2000.

78. E.ON Netz GmbH (2001): Uncrlagcn zur Praqualifikation von Anbietern zur Erbringung von Regcllcistung fur die E.ON Netz GmbH.

79. FERC (1996): Promoting Wholesale Competition Through Open-Access Non-Discriminatory Transmission Services by Public Utilities. Order №. 888. 1991-96 FERC Stats. & Regs., Regs. Preambles 31,036, at 31,703.

80. Gdowik, J.W. (2001): PJM Energy Market Operations. Ancillary Scrviccs. PJM Interconnection, L.L.C.

81. Gdowik, J.W. (2001a): PJM Interconnection PJM Overview. PJM Interconnection, L.L.C.

82. Graf, F.-R. (2001): Rcgelzonenubergreifender Einsatz von Regelenergie: Erfahrungcn aus dcr Abwicklung. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regclencrgiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

83. Muller, Lorenz (2001): Blick uber die Grcnzen: Internationale Regelleistungmarkete. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

84. National Electricity (South Australia) Act 1996 No. 44 of 1996.

85. National Electricity (South Australia) Regulations under the National Electricity (South Australia) Act 1996. No. 211 of 1998: Gaz. 8 Dcccmbcr 199, p. 18201.

86. National Electricity Code (1999). Version 1.0, Amendment 3, 26 November 1999.

87. National Grid Company pic (2001): A Guide to Balancing Services Use of System (BSUoS) Charging. March 01.

88. National Grid Company pic (2001a): Report on Tender for 2001/2002 Невключепный резерв Service. From 1st April 2001 to 31st March 2002. Market Development. 10th May 2001.

89. National Grid Company pic (2001a): Balancing Principles Statement. 20 March. 2001.

90. National Grid Company pic (2001b): Balancing Services Adjustment Data Methodology Statement. 24 September 2001.

91. National Grid Company pic (2001c): National Grid Reactive Market Report. Eighth Tender Round of Obligatory and Enhanced Reactive Power Services for Contracts Effective from 1 Octobcr 2001.

92. National Grid Company pie (200Id): Procurement Guidelines, 21. September 2001.

93. National Grid Company pic (200If): The Statement of the Use of System Charging Methodology BSUoS. October 2001.

94. National Grid Company pic (200 lg): East Reserve. Seminar. Kcnilworth, 1st August 2001.

95. National Grid Company pic (2002): East Reserve Market Report. Operations & Trading East Reserve.

96. NECA, National Electricity Code Administrator (1999): National Electricity Code. CAN 073 942 775. Version 1.0 Amendment 3, 26 November 1999.

97. НРЭ (2000): Investigation of Bulk Power Markets. North East Region. 1 November 2000.

98. NEMMCO (1999): Ancillary Service Review Recommendations. 15 Octobcr 1999.

99. NEMMCO (2001): Guide to Ancillary Services in the National Electricity Market. Version No. 1.0. 24 August, 2001.

100. NEMMCO (2001a): Market Ancillary Service Specification. Version No. 1.2. 12 November, 2001.

101. Nord Pool (2001): The Nordic Power Exchange Across National Borders. Oslo Stockholm - Helsinki - Odense. 15 September.

102. NVE Norges vassdrags-og energidirektorat (1999): Retningslinjer for systemansvaret I kraftsystemet.

103. Paeschke, Helmut (2001): Praqualifikation und Vertragsgestaltung zur Erbringung von Regelenergie. Presented at: DVG/VDN-Fachtagung: Regelenergiemarkt in Deutschland. 6 November 2001. Berlin.

104. PJM Interconnection (2000): Report to the Federal Energy Regulatory Commission: Ancillary Services Markets. Market Monitoring Unit. 1 April.

105. PJM Interconnection, L.L.C (2001): PJM Manual for Dispatching Operations Manual M-12. Revision 7. May 22, 2001.

106. PJM Interconnection, L.L.C (2001a): PJM Manual for Generator Interconnections and Operations. Manual M-14. Revision 01. March 03, 2001.

107. PJM Interconnection, L.L.C (2001b): PJM Manual for Scheduling Operations Manual M-l 1. Revision 16. May 18, 2001.

108. PJM Interconnection, L.L.C (2001c): Reactive Services, Working Group Report, Version 0.7. Reactive Services Working Group. September 20, 2001.

109. RWE Net AG (2000): Untcrlagen zur Praqualifikation von Bietern zur Erbringung von Regelenergie fur die REW Net AG. Ausgabe: 25.09.2000.

110. Statnett (2001): Market-based Power Reserves Acquirement. Dok.id: 217222. Confcrcncc on: Methods to Sccurc Peak Load Capacity in Deregulated Electricity Markets. 7-8 June, 2001.

111. Statnett (2001): VILCAR for tibud, aksept og druk av effectreserve i produksjon/forbruk. Statnett SF, 24.09.2001.

112. Statnett: Avrcgningsavtale mellom Statnett SF og NN. littp:/Av\v\v.Statnctt.no/sho\vchanel.asp.channelid^296&lan<zua<ze=no

113. Statnett: Balanscavtalen, Vedlcgg 3: Regler for anmelding og prissetting i Regulerkraftmarkedet.

114. Statnett: Protokoll fra forhandlinger mellom Statnett SF (Statnett) ogStatnettkundenes Fellesorganisasjon (SFO) om godtgjorelse for systemtjenester.

115. TenneT (2001): Managing Concept (Operations Managing Conccpt, Version 4.11). BS-TEC. 18 April.

116. TenneT (2001a): The Imbalance Pricing System as at 1 January 2001. 01 February.

117. TenneT (2001b): Publication of Implementation Regulations, Procedure on the Strength of Section 5.1.1.1.al of the Netherlands Grid Code.

118. VDEW (2000): Associations' Agreement on Criteria to Determine Use-of-System Charges for Electric Energy. VDEW-Materialien M-22/2000. Frankfurt/Main.

119. VDEW (2000a): Distribution Code 2000-Regcln fur den Zugagung zu Vertcilungsnetzen. VDEW- Materialien M-32/2000.

Похожие диссертации