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

Воспроизводственные параметры и механизмы регулирования электроэнергетики России в условиях перехода к конкурентному рынку тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Погребняк, Евгений Владимирович
Место защиты	Москва
Год	2010
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Воспроизводственные параметры и механизмы регулирования электроэнергетики России в условиях перехода к конкурентному рынку"

На правах рукописи

Погребняк Евгений Владимирович

ВОСПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ПАРАМЕТРЫ И МЕХАНИЗМЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ В УСЛОВИЯХ ПЕРЕХОДА К КОНКУРЕНТНОМУ РЫНКУ

Специальность 08.00.05 Экономика и управление народным хозяйством (специализация - экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами - промышленность)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Москва-2010

1 8 НОЯ 2010

004613344

Работа выпонена в Учреждении Российской академии наук Институт народнохозяйственного прогнозирования РАН

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ: доктор экономических наук

Белоусов Андрей Рэмович

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ: доктор экономических наук

Коссов Владимир Викторович

Защита состоится 24 ноября 2010 года в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д 002.061.01 в УРАН Институте народнохозяйственного прогнозирования РАН по адресу: 117418, Москва, Нахимовский проспект, д.47, ауд. 520.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке УРАН Института народнохозяйственного прогнозирования РАН

кандидат экономических наук Кожуховский Игорь Степанович

ВЕДУЩАЯ ОРГАНИЗАЦИЯ:

Институт энергетических исследований РАН

октября 2010 года.

Ученый секретарь

Диссертационного совета Д 002.061.01 кандидат экономических наук, доцент

Р.А. Галецкая

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования. Изменения, происходящие в отрасли, оказывают значительное влияние на условия функционирования и перспективы развития потребителей и, учитывая ключевую инфраструктурную роль электроэнергетики, могут иметь масштабные, системные последствия для экономики.

Потенциальными выигрышами проводимых реформ в электроэнергетике являются повышение эффективности производства в отрасли и более рациональные инвестиционные решения. Достижение этих выигрышей связано с формированием целостной системы регулирования, увязывающей исходные условия и конечные цели развития электроэнергетики с мероприятиями по их достижению.

Вместе с этим, уровень экономических рисков, связанных с развитием российской электроэнергетики, в настоящее время существенно вырос. Это выражается в увеличении тарифов на электроэнергию и действующих ограничениях при подключении потребителей к сети. Рыночные механизмы финансирования инвестиций в отрасли в поной мере еще не функционируют, а действующие правила ценообразования при возросшем числе участников рынка приобрели избыточную сложность, что может привести к неустойчивости дальнейшего развития электроэнергетики.

В сфере изучения и управления различными видами рисков в электроэнергетике существует большое количество исследований и практических разработок. В то же время, ощущается недостаток работ, в которых развитие электроэнергетики рассматривается вместе с влиянием отрасли на потребителей. Результаты таких исследований востребованы при выработке и совершенствовании механизмов регулирования, которые обеспечили бы устойчивое функционирование электроэнергетики и снизили бы вероятность ее негативного воздействия на экономический рост. Необходимость научно обоснованных рекомендаций в этой области определяет актуальность и практическую значимость темы данного исследования.

Цели и задачи работы. Целью работы является исследование механизмов регулирования электроэнергетики РФ при переходе к конкурентному ценообразованию и обоснование выбора оптимальной формы организации оптового рынка электроэнергии, которая снижает риски дефицита генерирующих мощностей и избыточного роста тарифов на электроэнергию.

Данная цель конкретизируется в следующих задачах, решение которых предложено в данной работе:

1. уточнить требования к регулированию в секторе производства электроэнергии, обеспечивающие устойчивость экономического положения производителей и потребителей электроэнергии;

2. выявить закономерности ценообразования на конкурентных рынках электроэнергии, влияющие на воспроизводственные процессы в электроэнергетике;

3. провести исследование результатов и перспектив функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности при изменении правил его работы с использованием разработанных расчетных моделей;

4. предложить способы совершенствования регулирования электроэнергетики, направленные на снижение рисков дефицита генерирующих мощностей и избыточного роста цен на электроэнергию. Объектом исследования является развитие сектора производства

электроэнергии в российской электроэнергетике.

Предметом исследования выступает регулирование электроэнергетики в форме определения правил функционирования оптового конкурентного рынка, ориентированное на снижение возможного негативного влияния отрасли на развитие экономики РФ.

Теоретическая и методологическая основа исследования. Для достижения полученного результата применяся теоретический анализ межотраслевых взаимодействий и отраслевой структуры народного хозяйства, теоретический анализ моделей регулирования в электроэнергетике, анализ конкурентного ценообразования и воспроизводства генерирующих мощностей;

имитационное моделирование ценообразования и диспетчеризации электростанций на конкурентном рынке электроэнергии, модели системной динамики, статистический, регрессионный анализ и другие методы.

По вопросам отраслевого анализа и прогнозирования в электроэнергетике опубликовано значительное количество научных работ. Большой вклад в исследование проблем экономики электроэнергетики в России внесли А.С.Некрасов, A.A. Макаров, Н.И. Воропай, В.И. Эдельман, В.В. Коссов, Л.С. Беляев, В.Р. Окороков и другие авторы.

Значительный опыт исследований реформированных рынков электроэнергии накоплен за рубежом. Наиболее известными зарубежными авторами данной области являются С.Боренштен, Дж.Бушнел, П.Джоскоу, Ф.Волак, В.Хоган, Ш.Орен (США), Д. Бан, Д.Ньюбери (Великобритания). Обобщающие работы по развитию зарубежных рынков электроэнергии выпускаются национальными регулирующими органами и международными организациями, такими как Мировое энергетическое агентство (МЭА/1ЕА), Европейскую сеть системных операторов в электроэнергетике (ENTSO-E, ранее - UCTE) и другие.

Информационной базой исследования стали официальные данные статистической отчетности Росстата, нормативные акты и материалы Федеральной службы по тарифам и региональных энергетических комиссий, материалы Минэкономразвития, корпоративная отчетность РАО ЕЭС России и компаний электроэнергетики, образованных в ходе реформирования ходинга, данные ОАО Администратор торговой системы, ОАО Системный оператор Единой энергетической системы, ЗАО Агентство по прогнозированию балансов, материалы МЭА, UCTE/ENTSO-E, зарубежных электроэнергетических компаний, энергобирж, профильных органов власти и статистических агентств зарубежных стран.

Научная новизна исследования состоит в следующем. 1. Показано, что регулированию электроэнергетики, направленному на обеспечение экономической устойчивости отрасли и ее потребителей,

адекватна задача минимизации стоимости поставки электроэнергии на оптовом рынке при обеспечении необходимого уровня резервов генерирующих мощностей.

2. Установлено, что на российском оптовом рынке электроэнергии применяемых мер регулирования ценообразования недостаточна связь между уровнем цен и уровнем резервов генерирующих мощностей. Для объективной оценки этой связи предложено ввести новый индикатор резервов мощности, представляющий собой разность между суммарным объемом располагаемой и рабочей мощности электростанций оптового рынка.

3. Рассчитан объем допонительных доходов, получаемых электростанциями при переходе к маржинальному ценообразованию на рынке электроэнергии и на рынке мощности1. Показано, что данный объем доходов сопоставим с необходимым объемом финансирования инвестиционной программы в секторе производства электроэнергии, достаточной для расширения генерирующих мощностей на 10-14%.

4. Установлено влияние вводов новых генерирующих мощностей и условий их загрузки на среднюю цену поставки электроэнергии на оптовом рынке. Исходя из оценки этой зависимости, обоснован выбор альтернативного варианта реализации инвестиционной программы электроэнергетики, состоящего в ускоренном замещении действующих неэффективных электростанций новыми, более эффективными генерирующими мощностями.

Теоретическая значимость исследования состоит в расширении представлений о процессе ценообразования на конкурентном оптовом рынке электроэнергии в условиях ввода новых генерирующих мощностей.

Практическая значимость работы состоит в том, что ее основные положения и выводы могут быть использованы для совершенствования планов и контроля хода дальнейшего реформирования электроэнергетики в России, в

' Под маржинальной ценой понимается величина максимальной ценовой заявки, необходимой для удовлетворения заданного объема спроса с наименьшей стоимостью поставки.

частности, для определения параметров рынка мощности, в антимонопольном регулировании, для уточнения регламентов раскрытия информации, а также при планировании инвестиций в секторе производства электроэнергии.

Апробация результатов исследования. Результаты исследования докладывались на следующих семинарах и конференциях: конференции Института исследования операций и управления П\ГГ01Ш8-2004 (октябрь 2004 г., Денвер, США); VI Международной научной конференции ГУ-ВШЭ "Модернизация экономики и выращивание институтов" в апреле 2005 г.; исследовательском семинаре Европейского научного фонда (ЕБР) по математическим моделям в электроэнергетике в университете Кастилья-Ламанча (Испания, июль 2006 г.); совместной конференции Королевского научного общества Великобритании и Лондонской школы бизнеса Рыночные риски, неопределенность государственной политики и инвестиции в сфере энергетики (Лондон, 2007); международной конференции Моделирование энергетики и окружающей среды (Москва, 2007), серии лекций по российской электроэнергетике в рамках семинара Моделирование и управление конкурентными рынками электроэнергии Группы по исследованию энергетических рынков Лондонской школы бизнеса в 2005-2009 гг.

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ общим объемом 6 пл., в том числе 1 опубликована в рецензируемом научном журнале, определенном ВАК.

Структура и объем работы. Логика и характер решаемых задач определили следующую структуру данной работы. Диссертация состоит из введения, трех глав, заключения, приложений и списка библиографии общим объемом 173 наименования. Общий объем диссертации составляет 134 страницы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении обоснована актуальность темы исследования, цели и задачи работы, кратко изложены основные положения, составляющие научную новизну и практическую значимость исследования.

В первой главе Теоретические основы и опыт регулирования электроэнергетики в условиях перехода к конкурентному рынку проведена систематизация специфических рисков, связанных с развитием электроэнергетики в условиях перехода к конкурентному ценообразованию, и построена классификация механизмов регулирования, направленных на снижение таких рисков.

Методической основной проведенного анализа является теория межотраслевых взаимодействий Ю.В. Яременко, в рамках которой функционирование электроэнергетики рассмотрено в контексте поддержания целостности и компенсации неравновесия сложившейся отраслевой структуры российской экономики. Исходя из анализа отраслевых функций электроэнергетики по поддержанию структурной сбалансированности экономики введено понятие отраслевых экономических рисков, под которыми понимается неблагоприятные изменения в состоянии электроэнергетики, негативно влияющие на устойчивость воспроизводственных процессов в отрасли или увеличивающие затраты потребителей на электроснабжение.

Ключевые виды таких рисков следующие:

Х ценовой риск - риск избыточного роста стоимости энергоснабжения или недостаточности доходов электростанций;

Х риск дефицита генерирующих мощностей - риск уменьшения резервных мощностей, ведущий к снижению надежности и неспособности обеспечить потребность в электроснабжении;

Х финансовый риск - риск финансовой неустойчивости энергокомпаний.

В качестве ключевых воспроизводственных параметров электроэнергетики, соответствующих перечисленным типам рисков, рассматриваются цены на электроэнергию, уровень резервов мощности и стоимость привлечения капитала.

Значительная часть отраслевых рисков относится к сектору производства электроэнергии, исследованию которого посвящена данная работа. В этом секторе произошли наибольшие изменения в структуре собственности и в

правилах ценообразования. Цены оптового рынка существенно влияют на конечные цены приобретения электроэнергии потребителями, а уровень резервных генерирующих мощностей - на доступность и надежность электроснабжения в целом.

Выделенные отраслевые риски электроэнергетики являются взаимосвязанными и требуют согласованного управления. В связи с этим задачу регулирования в секторе производства электроэнергии можно представить как задачу минимизации стоимости электроснабжения при сохранении достаточности генерирующих мощностей по отношению к спросу. В терминах управления воспроизводственными параметрами отрасли эта задача состоит в минимизации средней цены поставки электроэнергии на оптовый рынок при сохранении резервных мощностей не ниже необходимого порогового уровня. Решение этой задачи позволяет обеспечить необходимые ресурсы развития отрасли и поддержать выпонение требуемых народнохозяйственных функций электроэнергетики в экономике.

Взаимосвязи между воспроизводственными параметрами и постановка задачи регулирования в секторе производства электроэнергии показана на воспроизводственной схеме ниже.

Рисунок 1. Принципиальная схема воспроизводственного анализа сектора производства электроэнергии

В рамках выбранного подхода регулирование направлено на снижение ценовых рисков и рисков дефицита генерирующих мощностей, уровень которых систематически повышается в условиях конкурентного ценообразования, что и сформировало задачи основной части исследования.

Ценовые риски. Зарубежный опыт показывает, что на конкурентных рынках электроэнергии и мощности могут складываться как монопольно высокие цены, так и цены, не обеспечивающие покрытие затрат электростанций.

В России рост тарифов на электроэнергию с момента начала реформы опережал темпы инфляции и темпы снижения электроемкости. Цены на электроэнергию для промышленных потребителей уже приблизились к уровню цен отдельных развитых стран. Таким образом, в настоящее время в электроэнергетике сформировася высокий уровень ценовых рисков, которые могут негативно повлиять на развитие российской экономики.

Риски дефицита мощности. Эмпирические наблюдения на действующих зарубежных конкурентных рынках не дают однозначной картины развития инвестиционного процесса в секторе производства электроэнергии из-за отличий в стартовых условиях реформирования, моделях рынка и большой продожительности инвестиционных процессов. Анализ динамики вводов генерирующих мощностей на конкурентных рынках указывает на их возможный циклический характер.

В России риск дефицита мощности временно снижен из-за падения потребления электроэнергии в условиях экономического кризиса, а также из-за искусственного ограничения подключения к электросети новых потребителей. Снятие этих ограничений и восстановление спроса на электроэнергию приведет к увеличению риска дефицита генерирующих мощностей.

Для разработки предложений по совершенствованию регулирования в электроэнергетике предложена классификация моделей организации рынка на основе их институциональных и структурных характеристик (вертикальной интеграции энергокомпаний, уровня горизонтальной концентрации в секторе

генерации и сбыта, структуры собственности и правил ценообразования на оптовом и розничном рынке). Механизмы, направленные на снижение рисков избыточного роста цен и дефицита мощности, отнесены к двум типам -ценовым и балансовым, примеры которых показаны в таблице ниже. В работе также построена классификация рынков мощности.

Таблица 1. Отдельные механизмы снижения отраслевых экономических рисков электроэнергетики__

Ценовые риски Риск дефицита мощности

Механизмы ценообразования Х Антимонопольные требования Х Ограничения максимальной цены на рынке (price cap) Х Экстренные внерыночные механизмы ценообразования Х Рынки мощности Х Повышение доходов от предоставления системных услуг

Балансовые механизмы Х Ограничения со стороны системного оператора Х Управление спросом Х Обязательные требования по объему резервов мощности или инвестиций

Прочие механизмы Х Двусторонние контракты Х Вертикальная реинтеграция генерирующих компаний и сбыта

Во второй главе Моделирование воспроизводственных параметров и механизмов регулирования электроэнергетики разрабатываются количественно-определенные модели оптового рынка электроэнергии РФ, позволяющие оценить влияние мер регулирования на воспроизводственные параметры электроэнергетики.

Такие модели дожны объяснять формирование воспроизводственных параметров и учитывать изменения, возникающие при переходе к конкурентному рынку, включая неравномерность цен на электроэнергию в течение года, изменения в загрузке электростанций и увеличивающееся влияние участников рынка на результаты его функционирования. Этим требованиям отвечают воспроизводственная модель системной динамики и имитационная модель оптового рынка электроэнергии, разработанные в рамках данного исследования.

Системно-динамическая воспроизводственная модель описывает развитие сектора производства электроэнергии, исходя из наличия обратной

связи между коммерческими инвестиционными решениями по строительству новых электростанций и их влиянием на цены конкурентного оптового рынка электроэнергии. Формальное описание моделей данного типа может быть представлено в виде системы дифференциальных уравнений, разработанная реализация представляет собой агоритмические расчеты в среде MS Excel. Для упрощения разработанная модель ограничена сектором тепловой генерации, и в ней реализован простейший механизм принятия инвестиционных решений, которые используют только отчетную информацию, доступную всем участникам рынка.

Наличие обратной связи между ценами конкурентного рынка электроэнергии и объемом резервов генерирующих мощностей, а также лаги в принятии решений об инвестировании и строительстве станций приводят к возникновению эффектов цикличности развития отрасли, описанных в проанализированной литературе. Масштабы цикличности увеличиваются при более высоких темпах роста спроса на электроэнергию, но могут быть сглажены путем ввода платы за мощность. Разработанная модель позволяет проилюстрировать эти эффекты.

Основные параметры разработанной модели показаны в таблице ниже.

Таблица 2. Входящие и результирующие параметры воспроизводственной модели.

Группа параметров Входные параметры Результаты расчетов

1. Спрос и предложение на рынке энергии Х Объем и ценовая эластичность спроса Х Вид кривой предложения электроэнергии Х Объем резервных мощностей Х Фактическая загрузка электростанций Х Необслуженный объем спроса

2. Стоимостные параметры Х Цена окупаемости новых генерирующих мощностей Х Цены и доходы на рынке энергии

3. Мощности и инвестиции Х Автономные инвестиции Х Объем выбытия генерирующих мощностей Х Коммерческие инвестиционные решения и объем вводов генерирующих мощностей

Имитационная модель оптового рынка электроэнергии РФ позволяет детализовано воспроизводить процедуру торгов, индивидуальные характеристики электростанций и поведение участников рынка. Для имитационных моделей не требуется избыточно жестких допущений, которые

свойственны аналитическим моделям несовершенной конкуренции (например, непрерывность функции предложения, высокая ценовая эластичность спроса). Имитационные модели лучше приспособлены для анализа при изменении внешних условий и правил ценообразования, чем эконометрические модели, использующие исторические данные.

Основные элементы разработанной имитационной модели показаны на рисунке ниже.

Объем спроса на электроэнергию

Средняя цена поставки электроэнергии

Цены на электроэнергию и загрузка электростанций Цены и результаты отбора мощности

Производственные; затраты

Конкурентный отбор

Рынок Рынок

электроэнергии мощности

Правила рынка

окупвбмости новых электростанций

Предложение

электроэнергии и мощности

Производственные мощности

Рисунок 2. Схема имитационной модели оптового рынка электроэнергии и мощности

Модель воспроизводит процедуру конкурентного отбора ценовых заявок электростанций оптового рынка с учетом следующих групп факторов:

Х спрос на электроэнергию, цены на топливо (внешние условия);

Х состав генерирующих мощностей, их технико-экономические характеристики и принадлежность к генерирующим компаниям (ресурсы отрасли);

Х процедуры конкурентного отбора электроэнергии и мощности, обязательные режимы генерации, антимонопольные критерии (правила рынка);

Х целевой уровень загрузки электростанций и ценовые надбавки к переменным издержкам на рынке электроэнергии, ценовые заявки на рынке мощности (стратегии участников).

Результатом расчетов являются маржинальные цены конкурентного рынка, загрузка и доходы электростанций, а также средняя цена поставки электроэнергии на оптовый рынок. Расчеты проводятся итеративно по 52 типовым периодам, что позволяет учесть эффекты, связанные с неравномерностью спроса и загрузки электростанций в течение года.

В модели также реализована возможность оценить результаты отбора заявок на рынке мощности по величине постоянных затрат или по потребности в доходах на рынке мощности за вычетом доходов, полученных на рынке энергии. Согласно введенным правилам рынка, маржинальная цена на мощность определяется по 85%-ной точке распределения предложения мощности.

Программная реализация и статистическая база. Для модели разработаны программные средства в средах MS Excel, Matlab и R. Статистическая база модели содержит данные по почасовой загрузке и основным производственно-экономическим показателям более 200 электростанций оптового рынка электроэнергии РФ. База данных на уровне электростанций согласована с корпоративной отчетностью генерирующих компаний. Для моделирования рынка использована выборка, описывающая более 75% установленной мощности европейской части РФ и Урала. Для прозрачности расчетов переменные и постоянные издержки электростанций приближены величиной ранее действовавших регулируемых тарифов на электроэнергию и на мощность соответственно.

0 too 200 300 400 600 600 700

Отпуск электроэнергии, мрд.кВт-ч

Рисунок 3. Стоимость производства электроэнергии в разрезе индивидуальных электростанций (исходные данные)

Допущения и ограничения модели. Использованные программные средства и имеющаяся статистическая база не позволяют поностью учитывать сетевые ограничения, ценовые заявки со стороны спроса и некоторые особенности формирования затрат электростанций (например, нелинейность переменных затрат электростанций относительно выпуска). В то же время, предложенные модели значительно экономичнее в разработке и поддержке, чем аналогичные коммерческие пакеты, такие как LCG (UPLAN), GE (MAPS), EPIS (Aurora) и ряд других.

Методика оценки тарифов окупаемости новых вводов. В обеих моделях используется оценка уровня цен на электроэнергию, необходимого для окупаемости инвестиций в строительство новых генерирующих мощностей. Такой уровень цен рассчитывается исходя из условия безубыточности типового инвестиционного проекта при заданной стоимости строительства электростанций, постоянных и переменных затратах на производство электроэнергии и стоимости капитала.

Согласно проведенным расчетам, ставки тарифа на мощность, обеспечивающего возвратность инвестиций в строительство электростанций,

составляют 675-945 тыс. руб./МВт-мес. для газовых электростанций и 12401335 тыс. руб./МВт-мес. для угольных электростанций в зависимости от установленной мощности электростанции2. По оценке, цены на электроэнергию этих типов электростанций дожны находиться на уровне соответственно 1640 и 1235 руб./МВт-ч, что выше сложившегося в настоящее время уровня цен.

В третьей главе Выбор и совершенствование механизмов регулирования электроэнергетики России оцениваются возможные изменения в механизмах регулирования электроэнергетики, которые направлены на снижение возросшего уровня отраслевых экономических рисков. Полученные результаты расчетов и соответствующие выводы изложены в привязке к разработанным моделям.

На основе модели системной динамики получены результаты, показывающие возможные траектории изменения воспроизводственных параметров отрасли при различном регулировании в течение многолетнего временного периода.

Одномоментный переход от регулируемых тарифов к конкурентному ценообразованию в сложившихся на российском рынке условиях привел бы к резкому росту цен на электроэнергию, а также дальнейшему циклическому изменению цен и инвестиций на российском рынке и возникновению дефицита электроэнергии.

Для начала коммерческих вводов новых генерирующих мощностей цена на электроэнергию дожна вырасти до величины не ниже уровня их окупаемости. Учитывая лаги, связанные со сроками принятия инвестиционных решений и строительством, фактические вводы мощностей запаздывают по отношению к пикам цен более чем на 3-4 года, а избыточный рост цен ведет к допонительному объему инвестиций. Это формирует избыточные резервы мощности, которые исчерпываются по мере роста спроса на электроэнергию, что ведет к повторению инвестиционного цикла.

! Исходя из информации, указанной в постановлении Правительства от 13 апреля 2010 N238 "Об определении параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода".

Основные воспроизводственные параметры данного сценария показаны на рисунках ниже.

(а) (б)

Рисунок 4. Пример расчетной динамики цен на электроэнергию (а) и коммерческих

инвестиций в генерирующие мощности (б) в случае поностью конкурентного

ценообразования

Данный результат циклического и неравномерного развития электроэнергетики не удовлетворителен с точки зрения влияния на экономику, требуется сглаживание динамики развития отрасли и сдерживание общего уровня роста цен на электроэнергию, что подтверждает целесообразность применения переходных ценовых и балансовых механизмов регулирования.

Из проанализированных научных работ известно, что введение платы за мощность на конкурентном рынке сглаживает эффекты цикличности. Также известно, что плата за мощность, чувствительная к объему резервов мощности, может обеспечивать необходимый объем резервов при более низкой средней цене поставки электроэнергии по сравнению с постоянными платежами за мощность.

Собранные данные официальной публикуемой ежемесячной статистической информации показывают, что в настоящее время цены российского конкурентного оптового рынка электроэнергии не обладают достаточной чувствительностью к имеющимся показателям резервов мощности3. Для сравнения, оценка данной зависимости также проведена на

3 Использован показатель среднего резерва активной мощности за месяц, раскрываемый системным оператором в рамках выпонения постановления Правительства Российской Федерации от 21.01.2004 №24 Об

примере энергорынка Испании, где такая связь эконометрически установлена (см. рисунок ниже).

евро/М8т*ч

Х С учетом неравномерности производства на ГЭС

я Фактические данные

800 700 600 500

руб./МВт

Рисунок 5. Зависимость цен конкурентного рынка от резервов мощности (а) Испании и (б) России

Полученные результаты оценки связи между воспроизводственными параметрами свидетельствуют о следующем. Во-первых, из-за применяемых процедур сглаживания действующий рынок электроэнергии в РФ не создает информативных ценовых сигналов для планирования инвестиций (пики цен, которые дожны возникать в условиях относительно дефицита мощностей в течение года). Во-вторых, официальные показатели объема резервов мощности, публикуемые системным оператором не адекватны задачам планирования инвестиций, порядок составления и раскрытия этой информации дожен быть пересмотрен. Представляется целесообразным начать публикацию ежемесячных индикаторов резервов мощности в разрезе ОЭС с целью объяснения динамики спотовых цен рынка энергии и перспективных цен рынка мощности.

С помощью имитационной модели уточнены ценовые эффекты внутри года, которые возникают при различных механизмах регулирования оптового рынка, в том числе в условиях ввода новых генерирующих мощностей.

утверждении стандартов раскрытия информации субъектами оптового и розничного рынков элеетрической энергии.

Проведенное моделирование позволяет оценить результаты работы оптового рынка электроэнергии при применении различных ценовых механизмов регулирования и сформулировать альтернативные варианты инвестиционной политики в отрасли с учетом требований по снижению отраслевых экономических рисков. Расчеты выпонены для исходного состава генерирующих мощностей и в условиях новых вводов.

Результаты перехода к маржинальному ценообразованию. Переход к маржинальному ценообразованию на рынке энергии электростанции приводит к возникновению допонительного дохода производителей электроэнергии, который сформирован из-за превышения маржинальной цены над переменными издержками (линфрамаржинальная рента), С помощью имитационной модели этот доход оценен в объеме не менее 35% от совокупных переменных издержек тепловых электростанций (см. рис. 6а).

Аналогичный эффект наблюдается на смоделированном рынке мощности (см. рис. 66). С учетом правил, предусматривающих участие в маржинальном ценообразовании 85% наиболее эффективных по постоянным затратам генерирующих мощностей, маржинальная цена на мощность для тепловых электростанций превышает среднюю регулируемую плату за мощность на 27%. Выпадающие платежи наименее эффективных станций составляют около 4% исходной платы за мощность.

^гг^^ил.мт ЮТ* 06ММКтев1*ВДл)С1* ГВТ

(а) (б)

Рисунок 6. Переход к маржинальному ценообразованию на рынке электроэнергии (а) и мощности (б)

Таким образом, переход к маржинальному ценообразованию на рынке электроэнергии и на рынке мощности создает допонительные доходы для

производителей электроэнергии, которые не менее чем на треть повышают среднюю исходную стоимость поставки электроэнергии тепловыми электростанциями4.

Объем этих допонительных доходов сопоставим с объемом финансирования инвестиций в основной капитал, необходимых для ввода 7,510,5 ГВт новых тепловых электростанций, что составляет 10-14 % от исходного объема установленной мощности тепловых электростанций.

Альтернативные инвестиционные сценарии. Основным балансовым механизмом, влияющим на снижение риска дефицита мощности, является обязательная инвестиционная программа электроэнергетики, финансируемая за счет средств, полученных генерирующими компаниями в ходе их приватизации. Прогнозируемые вводы генерирующих мощностей значительно отличались по годам, составляя от 1-2 до 14 ГВт установленной мощности ежегодно.

Рисунок 7. Четырехлетние прогнозы чистых вводов генерирующих мощностей за период 2006-2010 гг. (по данным СО-ЦДУ и Росстата)

В работе рассмотрены сценарии реализации инвестиционной программы, отличающиеся по объему вводов новых генерирующих мощностей и уровню

4 В аналогичных условиях на рынке энергии переход АЭС и ГЭС к маржинальным тарифам, сформированным по ценовым заявкам тепловых станций, увеличивает доходы от продажи электроэнергии для АЭС в 5,2 раза, для ГЭС - в 3,7 раза по равнению с регулируемым тарифом. При неизменной плате за мощность общий объем доходов этих типов электростанций составляет 114% и 94% от доходов при регулируемом тарифе для АЭС и ГЭС соответственно.

их загрузки, влияющему на объем выбытия действующих тепловых электростанций, которые вытесняются из графика диспетчеризации. Опорные сценарии, по которым проведены расчеты, обозначены А1-А2 (загрузка новых электростанций на целевом уровне) и В1-В2 (пониженная загрузка новых электростанций). Результаты оценки приведены на рисунке и в таблице ниже.

Снижение загрузки

новых мощностей Увеличение спроса на электроэнергию

^ Исходный объем уг 4 спроса на Превышение объема вводов над ростом спроса на электроэнергию

элекстроэнергию

10 15 20 25

Разница между нормой вводов мощностей и шипом прироста спроса, процп.

Ррсунок 8. Средняя цена поставки на электроэнергию в зависимости от объема спроса, вводов новых генерирующих мощностей и уровня их использования

Таблица 3. Опорные сценарии реализации инвестиционной программы

Показатель Сценарий А1 Сценарий А2 Сценарий В1 Сценарий В2

Вводные параметры

Темп прироста потребления электроэнергии +5%

Темп прироста установленной мощности +5% +25% +5% +25%

КИУМ новых мощностей 85% 42.5%

Результаты расчетов

Объем выбытия действ, тепловых электростанций, % уст.мощности 2% 30% 0% 14%

Средняя цена поставки электроэнергии, руб./МВт-ч 670 795 690 865

исх. = 100 105 124 108 135

Маржинальная цена электроэнергии, руб./МВт-ч 750 460 1335 555

Выпонение инвестиционной программы может привести к избыточному росту стоимости электроснабжения, если чистый объем вводов генерирующих мощностей значительно превышает соответствующий прирост потребления электроэнергии. В этом случае на потребителей перекладывается оплата возросшего объема постоянных затрат электростанций, работающих с пониженной загрузкой. По оценке, реализация исходного варианта инвестиционной программы электроэнергетики в условиях снизившегося в ходе экономического кризиса потребления электроэнергии, приводит к избыточному росту средней цены поставки электроэнергии в 2012 г. более чем на 40% в реальном выражении по сравнению с 2007 г. (сценарий В2).

Обязательная инвестиционная программа электроэнергетики в настоящее время пересмотрена преимущественно в сторону переноса вводов генерирующих мощностей на более поздние сроки (сценарий В1). Вместе с этим, необходимо рассмотреть альтернативный вариант ее реализации, при котором инвестиционная программа выпоняется в поном объеме одновременно с ускорением выбытия низкоэффективных устаревших генерирующих мощностей (сценарий А2). Минимальная цена поставки электроэнергии достигается при минимальных вводах генерирующих мощностей (сценарий А1), но при этом не происходит обновления парка оборудования электростанций.

Предлагаемый альтернативный инвестиционный сценарий (А2) приводит к следующим эффектам в разрезе 2012 года:

Х средний тариф поставки электроэнергии снижается на величину около 7-10% за счет выбытия неэффективных действующих электростанций и соответствующего уменьшения объема постоянных затрат;

Х маржинальные цены конкурентного рынка снижаются за счет выбытия наименее эффективных генерирующих мощностей на 17-18%;

Х происходит экономия топлива и снижение выбросов загрязняющих веществ (на величину до 8-10%);

Х повышается надежность электроснабжения за счет большего обновления состава оборудования.

Генерирующие компании получают экономические выгоды от эксплуатации действующих низкоэффективных генерирующих мощностей. В связи с этим для реализации альтернативного инвестиционного сценария с ускоренным выбытием требуются допонительные меры регулирования, направленные на стимулирование технологического обновления генерирующих мощностей.

В заключении представлены основные выводы и результаты проведенного исследования.

1. В ходе реформирования электроэнергетики значительно выросли отраслевые экономические риски, под которыми понимается вероятность негативного воздействия электроэнергетики на экономический рост, в том числе в результате увеличения цен на электроэнергию и уменьшения доступности и надежности электроснабжения. Для снижения этих рисков требуется совершенствование системы регулирования, что подтверждает актуальность темы проведенного исследования.

Выделенные отраслевые экономические риски электроэнергетики являются взаимосвязанными и требуют согласованного управления. Задача регулирования, направленного на снижение таких рисков в секторе производства электроэнергии, может быть представлена в виде задачи управления воспроизводственными параметрами отрасли. Она состоит в минимизации средней цены поставки электроэнергии на оптовый рынок при обеспечении необходимого уровня надежности, выраженного показателем резервов мощности.

2. Для количественных оценок, связанных с выбором альтернативных вариантов регулирования электроэнергетики, разработаны и построены системно-динамическая воспроизводственная модель и статическая имитационная модель оптового рынка электроэнергии и мощности.

В модели системной динамики инвестиционные решения генерирующих компаний принимаются на основе прогноза их окупаемости на конкурентном оптовом рынке, учитываются лаги в принятии таких

решений и в сроках строительства электростанций. Результатом моделирования являются сценарии, описывающие изменение цен оптового рынка, объема установленной мощности и возникающих дефицитов электроэнергии.

В имитационной модели цены на электроэнергию зависят от внешних условий, состава генерирующих мощностей, правил ценообразования и поведения участников рынка. Модель позволяет оценить влияние ценовых и балансовых механизмов регулирования на маржинальные и средние цены оптового рынка на электроэнергию и их распределение внутри года с учетом объема спроса на электроэнергию, вводов и выбытия генерирующих мощностей и условий их загрузки. Модель также позволяет оценить результаты отбора заявок на рынке мощности.

3. С помощью модели системной динамики показано, что коммерческие инвестиции на поностью конкурентном рынке могут приводить к резкому росту цен на электроэнергию, циклическому изменению инвестиций в секторе генерации, а также к периодическому возникновению дефицитов электроэнергии на пике годового потребления, повторяющихся на протяжении 2-3 лет. Для исключения этих негативных явлений и нормализации развития отрасли требуется применение переходных ценовых и балансовых механизмов регулирования, включая плату за мощность.

Анализ литературы показал, что задаче регулирования, направленной на снижение стоимости поставки электроэнергии, соответствуют переменные платежи за мощность, обратно зависящие от объема резервов мощности. На основе официальных публикуемых данных показано, что на российском рынке электроэнергии, в отличие от зарубежных стран, связь между ценами и резервами мощности является недостаточной. Это препятствует заблаговременному планированию инвестиций в секторе производства электроэнергии, снижает качество и информативность существующей системы конкурентного ценообразования.

4. Маржинальное ценообразование на рынке электроэнергии и мощности, применяемое на российском рынке, создает допонительные доходы для

производителей электроэнергии сверх уровня затрат, ранее включавшихся в регулируемый тариф. Это происходит из-за отнесения инвестиционной составляющей тарифов новых электростанций на плату за мощность и недозагрузки этих мощностей на рынке электроэнергии, ведущему к росту цен конкурентного рынка.

На основе разработанной имитационной модели, объем допонительных доходов оценен в размере не менее трети от среднего тарифа поставки электроэнергии при регулируемых тарифах. По оценке, этот объем средств сопоставим с расходами на строительство новых тепловых электростанций в объеме 10-14% от их исходной установленной мощности.

5. Целесообразно рассмотреть альтернативный вариант обязательной инвестиционной программы электроэнергетики, состоящий в ускоренном выбытии устаревших низкоэффективных генерирующих мощностей при выпонении объема вводов современных электростанций в поном объеме. Согласно полученной оценке, это позволит снизить среднюю цену поставки электроэнергии на 12-15% по сравнению с вариантом реализации инвестиционной программы электроэнергетики без ускоренного выбытия, а также повысит надежность электроснабжения и снизит расходы топлива.

Установлено, что ввод новых более эффективных генерирующих мощностей снижает маржинальные цены рынка энергии на величину до 25%, в зависимости от рассмотренных сценариев.

6. Существующая система статистического и информационного обеспечения недостаточна для адекватного представления источников отраслевых экономических рисков в электроэнрегетике. Необходима конкретизация регламентов раскрытия информации, в частности для улучшения планирования инвестиций необходимо раскрытие информации о фактических резервах генерирующих мощностей в виде помесячного показателя резервов и введение официального статистического обследования стоимости строительства новых электростанций.

ПУБЛИКАЦИИ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

Статьи в рекомендованных ВАК Минобрнауки России научных изданиях

1. Погребняк Е.В. Реформа электроэнергетики России: к оценке возрастающих рисков. Российский экономический журнал. №11-12, 2009 - 0,4 п.л.

Другие публикации

2. Погребняк Е.В., Шварева Н.В. Теоретические аспекты оценки компромиссной траектории изменения тарифов естественных монополий и анализа их влияния на отрасли промышленности в среднесрочной перспективе // Научные труды Института народнохозяйственного прогнозирования РАН. М: МАКС Пресс, 2004 - 0,9 п.л. (личный вклад - 0,5 п.л.)

3. Погребняк Е.В., Шварева Н.В., Галимов Д.И. Результаты оценки компромиссной траектории изменения тарифов естественных монополий и анализ их влияния на отрасли промышленности в среднесрочной перспективе // Научные труды ИНП РАН. М: МАКС Пресс, 2004 - 1,2 п.л. (личный вклад - 0,4 пл.).

4. Погребняк Е.В., Бан Д. Имитационная модель оптового конкурентного рынка электроэнергии в России и меры по его развитию // Модернизация экономики и выращивание институтов. М: Изд. дом. ГУ ВШЭ - 2005 - 0,4 пл. (личный вклад - 0,3 п.л.)

5. Погребняк Е.В. Модели организации конкурентных рынков в электроэнергетике: исходные условия, типология и распространение за рубежом // Научные труды Института комплексных стратегических исследований. М.: ИКСИ, 2007 - 2 п.л.

6. Погребняк Е.В. Упрямый тариф. Эксперт №4 (405), 2 февраля 2004 - 0,1 п.л.

7. Погребняк Е.В. От постановления к закону: обзор хода реформы электроэнергетики. Электро-Инфо, №. 1-2, 2004 - 1 п.л.

Погребняк Евгений Владимирович

Воспроизводственные параметры и механизмы регулирования электроэнергетики России в условиях перехода к конкурентному рынку

Заказ № 42

Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Научный руководитель: д.э.н. Белоусов А.Р. Подписано в печать 10 октября 2010 года

Объем 1,6 иеч. л. Тираж 100 экз.

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Погребняк, Евгений Владимирович

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ОПЫТ ГОСУДАРСТВЕННОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В УСЛОВИЯХ ПЕРЕХОДА К КОНКУРЕНТНОМУ РЫНКУ

1.1. Отраслевые экономические риски электроэнергетики и их систематизация

1.2. Ценовые риски и риски дефицита ге1 шрирующих мощностей в условиях перехода к конкурентному рынку за рубежом и в россии

1.3. Классификация механизмов государственного регулирования электроэнергетики, направленных на снижение отраслевых экономических рисков

ГЛАВА 2. МОДЕЛИРОВАНИЕ ВОСПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ПАРАМЕТРОВ И МЕХАНИЗМОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

2.1. подходы к моделированию цен и инвестиций в секторе производства электроэнергии

2.2. Построение модели системной динамики

2.3. Построение имитационной модели конкурентного оптового рынка РФ

2.4. Методика оценки условий окупаемости коммерческих инвестиций в секторе производства электроэнергии

ГЛАВА 3. ВЫБОР И СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕХАНИЗМОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ РОССИИ

3.1. Результаты расчетов с использованием модели системной динамики

3.2. Результаты расчетов с использованием имитационной модели оптового рынка

Диссертация: введение по экономике, на тему "Воспроизводственные параметры и механизмы регулирования электроэнергетики России в условиях перехода к конкурентному рынку"

Актуальность исследования. Изменения, происходящие в отрасли, оказывают значительное влияние на условия функционирования и перспективы развития потребителей и, учитывая ключевую инфраструктурную роль электроэнергетики, могут иметь масштабные, системные последствия для экономики.

Потенциальными выигрышами проводимых реформ в электроэнергетике являются повышение эффективности производства в отрасли и более рациональные инвестиционные решения. Достижение этих выигрышей связано с формированием целостной системы регулирования, увязывающей исходные условия и конечные цели развития электроэнергетики с мероприятиями по их достижению.

Вместе с этим, уровень экономических рисков, связанных с развитием российской электроэнергетики, в настоящее время существенно вырос. Это выражается в увеличении тарифов на электроэнергию и действующих ограничениях при подключении потребителей к сети. Рыночные механизмы финансирования инвестиций в отрасли в поной мере еще не функционируют, а действующие правила ценообразования при возросшем числе участников рынка приобрели избыточную сложность, что может привести к неустойчивости дальнейшего развития электроэнергетики.

В сфере изучения и управления различными видами рисков в электроэнергетике существует большое количество исследований и практических разработок. В то же время, ощущается недостаток работ, в которых развитие электроэнергетики рассматривается вместе с влиянием отрасли на потребителей. Результаты таких исследований востребованы при выработке и совершенствовании механизмов регулирования, которые обеспечили бы устойчивое функционирование электроэнергетики и снизили бы вероятность ее негативного воздействия на экономический рост. Необходимость научно обоснованных рекомендаций в этой области определяет актуальность и практическую значимость темы данного исследования.

Цели и задачи работы. Целью работы является исследование механизмов регулирования электроэнергетики РФ при переходе к конкурентному ценообразованию и обоснование выбора оптимальной формы организации оптового рынка электроэнергии, которая снижает риски дефицита генерирующих мощностей и избыточного роста тарифов на электроэнергию.

Данная цель конкретизируется в следующих задачах, решение которых предложено в данной работе:

1. уточнить требования к регулированию в секторе производства электроэнергии, обеспечивающие устойчивость экономического положения производителей и потребителей электроэнергии;

2. выявить закономерности ценообразования на конкурентных рынках электроэнергии, влияющие на воспроизводственные процессы в. электроэнергетике;

3. провести исследование результатов и перспектив функционирования оптового рынка электроэнергии и мощности при изменении правил его работы с использованием разработанных расчетных моделей;

4. предложить способы совершенствования регулирования электроэнергетики, направленные на снижение рисков дефицита генерирующих мощностей и избыточного роста цен на электроэнергию. Объектом исследования является развитие сектора производства электроэнергии в российской электроэнергетике.

Предметом исследования выступает регулирование электроэнергетики в форме определения правил функционирования оптового конкурентного рынка, ориентированное на снижение возможного негативного влияния отрасли на развитие экономики РФ.

Теоретическая и методологическая основа исследования. Для достижения полученного результата применяся теоретический анализ межотраслевых взаимодействий и отраслевой структуры народного хозяйства, теоретический анализ моделей регулирования в электроэнергетике, анализ конкурентного ценообразования и воспроизводства генерирующих мощностей; имитационное моделирование ценообразования и диспетчеризации электростанций на конкурентном рынке электроэнергии, модели системной динамики, статистический, регрессионный анализ и другие методы.

По вопросам отраслевого анализа и прогнозирования в электроэнергетике опубликовано значительное количество научных работ. Большой вклад в исследование проблем экономики электроэнергетики в России внесли A.C. Некрасов, A.A. Макаров, Н.И. Воропай, В.И. Эдельман, В.В. Коссов, JT.C. Беляев, В.Р. Окороков и другие авторы.

Значительный опыт исследований реформированных рынков электроэнергии накоплен за рубежом. Наиболее известными зарубежными авторами данной области являются С.Боренштен, Дж.Бушнел, П.Джоскоу, Ф.Волак, В.Хоган, Ш.Орен (США), Д. Бан, Д.Ньюбери (Великобритания). Обобщающие работы по развитию зарубежных рынков электроэнергии выпускаются национальными регулирующими органами и международными организациями, такими как Мировое энергетическое агентство (МЭА/1ЕА), Европейскую сеть системных операторов в электроэнергетике (ENTSO-E, ранее - UCTE) и другие.

Информационной базой исследования стали официальные данные статистической отчетности Росстата, нормативные акты и материалы Федеральной службы по тарифам и региональных энергетических комиссий, материалы Минэкономразвития, корпоративная отчетность РАО ЕЭС России и компаний электроэнергетики, образованных в ходе реформирования ходинга, данные ОАО Администратор торговой системы, ОАО Системный оператор Единой энергетической системы, ЗАО Агентство по прогнозированию балансов, материалы МЭА, иСТЕ/ЕЫТ80-Е, зарубежных электроэнергетических компаний, энергобирж, профильных органов власти и статистических агентств зарубежных стран.

Научная новизна исследования состоит в следующем.

1. Показано, что регулированию электроэнергетики, направленному на обеспечение экономической устойчивости отрасли и . ее потребителей, адекватна задача минимизации стоимости поставки электроэнергии на оптовом рынке при обеспечении необходимого уровня резервов генерирующих мощностей.

2. Установлено, что на российском оптовом рынке электроэнергии применяемых мер регулирования ценообразования недостаточна: связь между уровнем цен и уровнем резервов генерирующих мощностей. Для объективной оценки этой связи предложено ввести новый индикатор резервов мощности,, представляющий собой разность между суммарным объемом располагаемой и рабочей мощности электростанций- оптового; рынка.

3. Рассчитан объем допонительных доходов, получаемых электростанциями при переходе к маржинальному ценообразованию на; рынке электроэнергии и на рынке мощности1. Показано,, что данный объем доходов сопоставим с необходимым объемом финансирования инвестиционной программы в секторе производства электроэнергии, достаточной для расширения, генерирующих мощностей на 10-14%.

4. Установлено влияние вводов новых генерирующих мощностей и условий их загрузки на среднюю; цену поставки электроэнергии на оптовом рынке. Исходя из оценки этой зависимости,, обоснован выбор альтернативного варианта реализации инвестиционной программы электроэнергетики, состоящего в ускоренном замещении действующих неэффективных электростанций новыми, более эффективными генерирующими мощностями.

1 Под маржинальной ценой-понимается величина! максимальной-ценовой заявки, необходимой для удовлетворения заданного объема спроса с наименьшей стоимостью поставки: '

Теоретическая значимость исследования состоит в расширении представлений о процессе ценообразования на конкурентном оптовом рынке электроэнергии в условиях ввода новых генерирующих мощностей.

Практическая значимость работы состоит в том, что ее основные положения и выводы могут быть использованы для совершенствования планов и контроля хода дальнейшего реформирования электроэнергетики в России, в частности, для определения параметров рынка мощности, в антимонопольном регулировании, для уточнения регламентов раскрытия информации, а также при планировании инвестиций в секторе производства электроэнергии.

Апробация результатов исследования. Результаты исследования докладывались на следующих семинарах и конференциях: конференции Института исследования операций и управления Г№СЖМ8-2004 (октябрь 2004 г., Денвер, США); VI Международной научной конференции ГУ-ВШЭ "Модернизация экономики и выращивание институтов" в апреле 2005 г.; исследовательском семинаре Европейского научного фонда (ЕББ) по математическим моделям в электроэнергетике в университете Кастилья-Ламанча (Испания, июль 2006 г.); совместной конференции Королевского научного общества Великобритании и Лондонской школы бизнеса Рыночные риски, неопределенность государственной политики и инвестиции в сфере энергетики (Лондон, 2007); международной конференции Моделирование энергетики и окружающей среды (Москва, 2007), серии лекций по российской электроэнергетике в рамках семинара Моделирование и управление конкурентными рынками электроэнергии Группы по исследованию энергетических рынков Лондонской школы бизнеса в 2005-2009 гг.

По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ общим объемом 6 п.л., в том числе 1 опубликована в рецензируемом научном журнале, определенном ВАК.

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", Погребняк, Евгений Владимирович

Заключение

В заключении представлены основные выводы и результаты проведенного исследования.

1. В ходе реформирования электроэнергетики значительно выросли отраслевые экономические риски, под которыми понимается вероятность негативного воздействия электроэнергетики на экономический рост, в том числе в результате увеличения цен на электроэнергию и уменьшения доступности и надежности электроснабжения. Для снижения этих рисков требуется совершенствование системы регулирования, что подтверждает актуальность темы проведенного исследования.

Выделенные отраслевые экономические риски электроэнергетики являются взаимосвязанными и требуют согласованного управления. Задача регулирования, направленного на снижение таких рисков в секторе производства электроэнергии, может быть представлена в виде задачи управления воспроизводственными параметрами отрасли. Она состоит в минимизации средней цены поставки электроэнергии на оптовый рынок при обеспечении необходимого уровня надежности, выраженного показателем резервов мощности.

2. В рамках исследования разработаны и построены системно-динамическая воспроизводственная модель и статическая имитационная модель оптового рынка электроэнергии и мощности, использованные для количественных оценок, связанных с выбором альтернативных вариантов регулирования электроэнергетики.

В модели системной динамики инвестиционные решения генерирующих компаний принимаются на основе прогноза их окупаемости на конкурентном оптовом рынке, учитываются лаги в принятии таких решений и в сроках строительства электростанций. Результатом моделирования являются сценарии, описывающие изменение цен оптового рынка, объема установленной мощности и возникающих дефицитов электроэнергии.

В имитационной модели цены на электроэнергию зависят от внешних условий, состава генерирующих мощностей, правил ценообразования и поведения участников рынка. Модель позволяет оценить влияние ценовых и балансовых механизмов регулирования на маржинальные и средние цены оптового рынка на электроэнергию и их распределение внутри года с учетом объема спроса на электроэнергию, вводов и выбытия генерирующих мощностей и условий их загрузки. Модель также позволяет оценить результаты отбора заявок на рынке мощности.

3. С помощью модели системной динамики показано, что коммерческие инвестиции на поностью конкурентном рынке могут приводить к резкому росту цен на электроэнергию, циклическому изменению инвестиций в секторе генерации, а также к периодическому возникновению дефицитов электроэнергии на пике годового потребления, повторяющихся на протяжении 2-3 лет. Для исключения этих негативных явлений и нормализации развития отрасли требуется применение переходных ценовых и балансовых механизмов регулирования, включая плату за мощность.

Анализ литературы показал, что задаче регулирования, направленной на снижение стоимости поставки электроэнергии, соответствуют переменные платежи за мощность, обратно зависящие от объема резервов мощности. На основе официальных публикуемых данных показано, что на российском рынке электроэнергии, в отличие от зарубежных стран, связь между ценами и резервами мощности является недостаточной. Это препятствует заблаговременному планированию инвестиций в секторе производства электроэнергии, снижает качество и информативность существующей системы конкурентного ценообразования.

4. Маржинальное ценообразование на рынке электроэнергии и мощности, применяемое на российском рынке, создает допонительные доходы для производителей электроэнергии сверх уровня затрат, ранее включавшихся в регулируемый тариф. Это происходит из-за отнесения инвестиционной составляющей тарифов новых электростанций на плату за мощность и недозагрузки этих мощностей на рынке электроэнергии, ведущего к росту цен конкурентного рынка.

На основе разработанной имитационной модели, объем допонительных доходов оценен в размере не менее трети от среднего тарифа поставки электроэнергии при регулируемых тарифах. По оценке, этот объем средств сопоставим с расходами на строительство новых тепловых электростанций в объеме 10-14% от их исходной установленной мощности.

5. Целесообразно рассмотреть альтернативный вариант обязательной инвестиционной программы электроэнергетики, состоящий в ускоренном выбытии устаревших низкоэффективных генерирующих мощностей при выпонении объема вводов современных электростанций в поном объеме. Согласно полученной оценке, это позволит снизить среднюю цену поставки электроэнергии на 12-15% по сравнению с вариантом реализации инвестиционной программы электроэнергетики без ускоренного выбытия, а также повысит надежность электроснабжения и снизит расходы топлива.

Установлено, что ввод новых более эффективных генерирующих мощностей снижает маржинальные цены рынка энергии на величину до 25%, в зависимости от рассмотренных сценариев.

6. Существующая система статистического и информационного обеспечения недостаточна для адекватного представления источников отраслевых экономических рисков в электроэнергетике. Необходима конкретизация регламентов раскрытия информации, в частности для улучшения планирования инвестиций необходимо раскрытие информации о фактических резервах генерирующих мощностей в виде помесячного показателя резервов и введение официального статистического обследования стоимости строительства новых электростанций.

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Погребняк, Евгений Владимирович, Москва

1. Абегов М.М., Хорьков A.B. Прогноз предельных цен на топливо в России. Экономика и математические методы, № 2 1999

2. Беляев JI.C. Электроэнергетические системы и рынок в электроэнергетике // Энергия: экономика, техника, экология. 2004. - N 1. - С.10-17.

3. Беляев Л.С., Марченко О.В., Подковальников C.B. Рост цены электроэнергии, необходимый для развития электроэнергетики при переходе к конкурентному рынку Известия РАН: энергетика 2002. № 5

4. Беляев Л.С., Подковальников C.B. Рынок в электроэнергетике: проблемы развития генерирующих мощностей. Новосибирск: Наука. 2004. Ч 250 с.

5. Беркович M. М., Коссов В. В., Коссова Е. В., Уринсон Я. М., Эдельман В. Методология и опыт прогнозирования полезного отпуска электроэнергии потребителям // Энергетик 2003 г., № 7

6. Бобылев С.Н., Голуб A.A., Ксенофонтов М.Ю., Некрасов A.C., Сидоренко В.Н., Синяк Ю.В., Струкова Е.Б. Ожидаемое воздействие изменения структуры топливного баланса электростанций на здоровье населения России //Проблемы прогнозирования 2004. №6. С.99-114.

7. Борисова И.Н., Воронина С.А., Кретинина Ю.С., Некрасов A.C.I

8. Экономические результаты реформирования российской электроэнергетики. //Проблемы прогнозирования 1999, №6

9. Борисова И.Н., Воронина С.А., Кретинина Ю.С., Некрасов A.C. Стоимостная оценка энергетического баланса России. //Проблемы прогнозирования 2002. №4. С.65-74.

10. Бушуев В.В., Громов Б.Н., Доброхотов В.И. и др. Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий, Москва, "Теплоэнергетика" №11, 1997г.

11. Ю.Веселов Ф.В., Макарова A.C. Риски реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Институт энергетических исследований РАН.

12. П.Воконский В.А. Анализ и прогноз энергоемкости и энергоэффективности экономики России // Проблемы прогнозирования. -2006. -N 1. -С.53-60.

13. Воконский В.А., Кузовкин А.И. Вопросы межстрановых сопоставлений энергоемкости ВВП и цен на энергоресурсы // Проблемы прогнозирования. 2001, № 5.

14. З.Воконский В.А., Кузовкин А.И. Диспаритет цен в России и мире // Проблемы прогнозирования. 2002, № 6.

15. Воконский В.А., Кузовкин А.И. Конкуренция и регулирование в управлении электроэнергетикой (теоретические подходы) // Проблемы прогнозирования . 2007. -№ 4. - С. 54-73

16. Воронина С.А., Кретинина Ю.С., Некрасов A.C. Цена энергии для населения. Проблемы прогнозирования N6 1998

17. Воропай Н.И., Паламарчук С.И., Подковальников C.B. Современное состояние и проблемы электроэнергетики России // Проблемы прогнозирования. 2001. № 5. С. 49-69.

18. Воропай Н.И., Паламарчук С.И., Соболевский В.М. Особенности формирования оптового рынка электроэнергии и мощности в России с учетом специфики ее регионов. Электричество. №2. 2000

19. Воропай Н.И., Подковальников C.B., Труфанов В.В. Методические основы обоснования развития электроэнергетических систем в либерализованных условиях. Известия РАН: Серия физическая. Т. 66. 2002. № 7. С. 30-39

20. Воропай Н.И., Труфанов В.В. Математическое моделирование развития электроэнергетических систем в современных условиях. // Электричество. 2000. № 10

21. Воропай Н.И., Труфанов В.В., Селифанов В.В. // К анализу эффективности Единой электроэнергетической системы России. Электричество. 2000. № 5

22. Воропай Н.И., Труфанов В.В., Шевелева Г.И. Инвестиционное обеспечение электроэнергетики России / // ЭКО. 2005. - N 9. - С.58-69.

23. Дьяков А.Ф. Текущее состояние и перспективы развития российской электроэнергетики: Доклад на Всероссийском семинаре по проблемам инвестиций в электроэнергетике. Годовой отчет РАО ЕЭС России за 1999 г., 02.12.1995

24. Дьяков А.Ф. Электроэнергетика России: Вчера-завтра-сегодня // Энергия 1997 г.

25. Итоги работы оптового рынка электроэнергии и мощности в 2009 году. НП Совет рынка, 29.01.2010

26. Кожуховский И.С. Предложения к корректировке Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Доклад 24 декабря 2009 г. в Совете Федерации РФ.

27. Коссов В.В. Влияние либерализации на цену электроэнергии // Энергорынок, 2005, №4

28. Коссов В.В. Относительные цены как инструмент среднесрочного прогнозирования оптовых цен (на примере цен на электроэнергию) // Проблемы прогнозирования. 2005. - №6. - С.60-76. Адрес в сети Интернет: htp://www.ecfor.m/pdf.php?id=2005/6/07

29. Кузовкин А.И. Энергетический кризис и энергореформа в России: конкуренция вместо надежности // Проблемы прогнозирования. 2006. -№2. - С.83-101.

30. Кузовкин А.И., И.Е. Никольский. Организационно-экономический механизм финансирования инвестиционных программ генерирующих компаний // Проблемы прогнозирования. 2009.- № 3. - С. 22-36.

31. Кузовкин А.И., Цели реформирования электроэнергетики: конкуренция или надежность 2006. №2

32. Львов Д.С., Чернавский С.Я. О реформах в российской электроэнергетике. Экономическая наука современной России, 2000. №2

33. Макаров А. А., Веселов Ф. В., Вокова Е. А., Макарова А. С. Методические основы разработки перспектив развития электроэнергетики. Серия: Проблемы развития электроэнергетики России. М.: ИНЭИ РАН, 2007.

34. Макаров А. Электроэнергетика России: производственные перспективы и хозяйственные отношения // Общество и экономика. 2003. - N 4. - С.67-91.

35. Макаров A.A. Электроэнергетика и социально-экономическое развитие России // Энергия: экономика, техника, экология. 2003. - N 2. - С.2-10.

36. Макаров A.A., Е.А.Вокова, Ф.В.Веселов, А.С.Макарова, Л.В.Урванцева, Н.В.Бобылева. Перспективы развития электрогенерирующих мощностей России // Теплоэнергетика, № 2, 2008.

37. Меламед Л.Б., Суслов Н.И. Экономика энергетики: основы теории/Отв.ред. М.В.Лычагин. -Новосибирск: Изд. СО РАН, 2000.

38. Некрасов А. Е., Борисова И. И, Критинина Ю С. и др. Цены на энергию в экономике // Проблемы прогнозирования, 1996. №3.

39. Некрасов A.C. Современное электро- и теплоснабжение в России //Проблемы прогнозирования 2005. №4. С.3-15.

40. Некрасов A.C., С.А. Воронина, В.В. Семикашев. Современное состояние электрификации России. //Проблемы прогнозирования. 2008. №2. С. 4758.

41. Некрасов A.C., Семикашев В.В. Расходы на энергию в домохозяйствах России //Проблемы прогнозирования. 2005. №6. С. 43-53.

42. Некрасов A.C., Ю.В. Синяк, М.Н. Узяков. Электроэнергетика России: экономика и реформирование. Проблемы прогнозирования, 2002, №5, 1248.

43. Адрес В сети Интернет: Ссыка на домен более не работаетrii/inREstJnov/inv ргоргптт/я1ю\у.сп'?г>сг.Ытп

44. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть / под ред. В.И. Эдельмана. М.: Энергоатомиздат, 2000. 364 с.

45. Суслов Н.И., Гамм Б.З. Проблемы экономического роста: влияние тарифов на энергию на промышленное производство // Регион: экономика и социология. 2000. №3.

46. Узяков М.Н. Трансформация российской экономики и возможности экономического роста М.: Изд-во ИСЭПН, 2000

47. Обзор состояния конкуренции на оптовом рынке электрической энергии и мощности. Федеральная антимонопольная служба Москва, 2009.

48. Фомина В.Н. Экономика электроэнергетических компаний: Учебное пособие. М: ГАУ, 1997

49. Хлебников В.В. Оценка возможностей функционирования оптовых генерирующих компаний как основных субъектов конкурентного рынка электроэнергии // Проблемы прогнозирования. 2003. N 2.

50. Эдельман В.И. Надёжность технических систем: экономическая оценка. -М.: Экономика. 1988.

51. Эдельман В.И. Экономическое обоснование реформирования электроэнергетического комплекса России.

52. Экономика и управление в современной электроэнергетике России. Ч Под ред. А.Б. Чубайса. М.: НП КОНЦ ЕЭС, 2009. - 616 с.

53. Электроэнергетика России 2030: целевое видение. М: Альпина Бизнес Букс, 2008. 360 с.

54. Яременко Ю.В. Экономический рост. Структурная политика // Проблемы прогнозирования. 2001, № 1

55. Энергетика и электрификация. Термины и определения. ГОСТ 19431-84. Утвержден Постановлением Государственного комитета СССР по стандартам от 27 марта 1984 г. № 1029

56. Словарь коммерческой энергетики. Адрес в Сети Интернет: Ссыка на домен более не работаетdictionary.jsp

57. Красник В.В. Термины и определения в электроэнергетике. М: Энергосервис, 2002.1. Нормативные документы

58. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-Ф3 "Об электроэнергетике"

59. Федеральный закон от 14.04.1995 № 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации"

60. Федеральный закон от 17.08.1995 № 147-ФЗ "О естественных монополиях"

61. Постановление Правительства РФ от 11.07.2001 № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации"

62. Постановление Правительства РФ от 24.10.2003 № 643 "О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода"

63. Постановление Правительства РФ от 13 апреля 2010 г. N 238 "Об определении ценовых параметров торговли мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности) переходного периода

64. Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. Одобрена распоряжением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2008 г. № 215-р

65. Федеральная целевая программа "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2010 годы и на перспективу до 2015 года" утверждена постановлением Правительства от 6 октября 2006 г. N 605

66. Постановление Правительства РФ от 17 октября 2009 г. № 823 О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики

67. Статьи в периодической печати

68. Обсуждение хода реализации Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 года. 23 декабря 2009. Сообщение пресс-службы Совета Федерации. Адрес в сети Интернет: Ссыка на домен более не работаетinfj5s/chronicle/2009/12/itemll371.html

69. Инвесторам придали ускорение. Ведомости, 25.02.2010, 32 (2550)

70. Кризис электрического прогнозирования: Неуклюжие правила энергорынка переложили на потребителей все риски. Время новостей, 1.06.2009.

71. Мегаватты без границ: Минэнерго предложило устранить ценовой порог при отборе мощности. Время новостей, 2.04.2010.

72. Подключение с приключением. Коммерсантъ-Деньги, N6, 16.02.2009, с. 35-38

73. Старье на сваку: Минэнерго настаивает на выводе старых мощностей. РБК Daily 9 апреля 2010 г. № 61(866), с. 5.

74. Энергия для IKEA. Ведомости Ч Санкт-Петербург. 15.03.2010, 44 (2562)

75. Источники на иностранных языках

76. A Changing Structure of the Power Industry 2000: An Update. October 2000. Energy Information Administration, DOE, Washington, DC, 2000

77. Analysis and Selection of Analytical Tools to Assess National-Interest Transmission Bottlenecks. KEMA. 2003. URL: Ссыка на домен более не работаетpdf/kema-nitb.pdf

78. Beato P., Fuente C., Retail Competition in Electricity. Washington, D.C. March 1999 № IFM-118

79. Codognet M.-K. Mergers and Acquisitions in the European Electricity Sector. CERNA, 2002

80. CompetitiRE Electricity Markets: Design, Implementation, Performance. Под ред. F.P. Sioshansi. Elsevier, 2008.- 582 p.

81. Deutsche Bank. Wholesale electricity prices: Decoding the Cycle. 23 May 2003

82. Economists Letter to President Bush sent on May 29, 2001. Адрес в сети Интернет: ftp://zia.stanford.edu/pub/papers/economists.let.pdf

83. IEA. Projected Costs of Generating Electricity, 2005.

84. Structure and Performance of Six European Wholesale Electricity Markets in 2003, 2004 and 2005. London Economics/Global Energy Decisions, 2007.

85. Wilson R. Architecture of Electric Power Markets Econometrica, 70(4), July 2002

86. Экономика электроэнергетики

87. Shahidehpour M.5 Yamin H., Zuyi Li. Market Operations in Electric Power Systems. Forecasting, Scheduling, And Risk Management. IEEE Press, Wiley-Interscience, 2002. 531 p.

88. Stoft S. Power System Economics: Designing Markets for Electricity. IEEE Press, Wiley-Interscience, 2002. 468 p.

89. Eydeland A., Wolynec K. Energy and Power Risk Management. New DeRElopments in Modeling, Pricing, and Hedging. Wiley, 2003. 490 p.

90. OECD/IEA (1994) Electricity Supply Industry. Structure, Ownership and Regulation in OECD Countries.

91. Моделирование оптового рынка электроэнергии

92. Bushnell et al. An International Comparison of Models for Measuring Market Power in Electricity Markets.

93. URL: Ссыка на домен более не работаетgroup/EMF/publications/doc/EMF 17.1 .PDF

94. Cristian Carraretto, Power plant operation and management in a deregulated market, Energy, Volume 31, Issues 6-7, Electricity Market Reform and Deregulation, May-June 2006, Pages 1000-1016.

95. Ford A. (2000): Cycles in competitiRE electricity markets: a simulation study of the Western United States, Energy Policy 27, pp. 637-58

96. Ford A. Waiting for the boom: a simulation study of power plant construction in California. Energy Policy 29 (2001) 847-869

97. Forrester, J. W. (1961). Industrial Dynamics. Waltham, MA: Pegasus Communications.

98. Karakatsani N, Bunn D. Forecasting electricity prices: The impact of fundamentals and time-varying coefficients. International Journal of Forecasting. Volume 24, Issue 4, October-December 2008, Pages 764-785 (Cm.

99. T>K. URL: Ссыка на домен более не работаетassels/docimicnts/I'DF/2.3.4.12.1 Knmkntsnni and Bunn 2003 FFP ndff.ndf)

100. Klemperer, P.D., Meyer, M.A. (1989) Supply function equilibria in oligopoly under uncertainty. Econometrica, 5, 1243-1277

101. Modelling Prices in CompetitiRE Electricity Markets / D. Bunn, editor. Wiley, 2004. 337 c.

102. US Department of Energy. NEMS Electricity Market Module URL: Ссыка на домен более не работаетFTPROOT/modeldoc/m068(2004).pd

103. REntosa M, Baillo A, Ramos A, Rivier M. Electricity market modeling trends. Energy Policy 33: 987-213, 2005.

104. Ford A. System Dynamics and the Electric Power Industry. Jay Wright Forrester Prize Lecture, 1996 System Dynamics Review Vol. 13, No. 1, (Spring 1997): 57-85

105. R DeRElopment Core Team (2010). R: A language and environment for statistical computing. R Foundation for Statistical Computing, Vienna, Austria. ISBN 3-900051-07-0, URL Ссыка на домен более не работаетp>

106. Достаточность генерирующих мощностей

107. Finon D., Johnsenb T, Midttunb A. Challenges when electricity markets face the inREstment phase. Energy Policy 32 (2004) 1355-1362

108. IEA/NEA Workshop on Power Generation InREstment in Liberalised Electricity Markets. 26 March 2003

109. Neuhoff K., De Vries L. (2004) Insufficient incentiREs for inREstment in electricity generations, Utilities Policy, Volume 12, Issue 4, Infrastructure Regulation and InREstment for the Long-Term, December 2004, Pages 253267

110. OECD/IEA (2002), Security of Supply in Electricity Markets Evidence and Policy Issues URL: Ссыка на домен более не работаетdbtw-wpd/textbase/nppdf/free/2000/security2002.pdf

111. Mathematical models for electricity markets. ESF/SCSS Exploratory Workshop. Almagro, Ciudad Real, Spain, 12 14 July 2006. Адрес в

112. Интернет: URL: l)llp://www.iiclm.cs/arca/pscc/Archivos%20Pag-wcb/worksliop/liome.litm

113. Yang M., Blyth W. Modeling inREstment risks and uncertainties with real options approach. Адрес в сети Интернет: Ссыка на домен более не работаетw/bookshop/add.aspx?id=305. February 20071. Механизмы оплаты мощности

114. Barrera, F., Crespo, J. Security of Supply: What Role Can Capacity Markets Play. NERA. Research Symposium on European Electricity Markets, Hague 2003.

115. California Public Utilities Commission. Capacity Markets White Paper. August 25, 2005

116. Cramton P., Stoft S. A Capacity Market that Makes Sense. Electricity Journal. Aug./Sept. 2005, Vol. 18, Issue 7

117. Creti, A. and Fabra, N. Capacity Markets for Electricity. Center for the Study of Energy Markets. Paper CSEMWP-124. NoREmber 2003.

118. Fraser H., Lo Passo F., DeREloping a Capacity Payment Mechanism in Italy, The Electricity Journal, Volume 16, Issue 9, , NoREmber 2003, Pages 54-58.

119. Houldin R.W. Lost Economies of Integration and the Costs of Creating Markets in Electricity Restructuring: Evidence from Ontario. Electricity Journal. October 2005, Vol. 18, Issue 8

120. NERA. Electricity markets and capacity obligations. A Report for the UK Department of Trade and Industry. 13 December 2002. London.

121. Rochlin C., Huang J. Resource Adequacy Requirement: ReserRE Margin, Contract CoREr, and Price Caps. The Electricity Journal. Aug./Sept. 2005, Vol. 18, Issue 7 1040

122. Whitepaper on Future PJM Capacity Adequacy Construct. PJM-RAM Stakeholder Working Group, 2004.

123. Hung-po Chao, Shmuel Oren and Robert Wilson. Restructured Electricity Markets: A Risk Management Approach. Working paper July 1, 2005

124. Park J.-Y., Ahna N.-S., Yoona Y.-B., Koha K.-H., Bunn D.W. InREstment incentiREs in the Korean electricity market. Energy Policy. Volume 35, Issue 11, NoREmber 2007, Pages 5819-5828.1. Дерегулирование

125. Al-Sunaidy A., Green R. (2006) Electricity deregulation in OECD countries, Energy, Volume 31, Issues 6-7, Electricity Market Reform and Deregulation, May-June 2006, Pages 769-787.

126. Apt J. Competition Has Not Lowered U.S. Industrial Electricity Prices. Electricity Journal, March 2005

127. Averch, L. Johnson (1962) Behaviour of the Finn under Regulatory Constraint, American Economic Review, 52, pages 1052-69.

128. Bernstein, M. H. (1955), Regulating Business by Independent Commission, Princeton U.P.

129. Bunn D W; Larsen E R. Sensitivity of the reserRE margin to factors influencing inREstment behaviour in the electricity market of England and Wales, Energy Policy 1992 May Vol 20:5 p 420-429

130. Electric utility planning and regulation : by Edward Kahn American Council for an Energy-Efficient Economy, Washington, DC, 1988, 339 pp

131. Jordan, W. A. (1972), "Producer Protection, Prior Market Structure and the Effects of GoRErnment Regulation", Journal of Law and Economics, 15, pages 151-176.

132. Joskow P. 2003. Electricity Sector Restructuring And Competition: Lessons Learned, web.mit.edu/ceepr/www/2003-014.pdf

133. Joskow P. Electricity Sectors In Transition. The Energy Journal; 1998; 19/2. (с комментариями от NGC (Великобритания) и EDF (Франция)

134. Newbery D. Issues and Options for Restructuring Electricity Supply Industries. DAE Working Paper WP 0210, 2002

135. Newbery D. Problems of liberalizing the electricity industry. European Economic Review 46 (2002) pp. 919 927

136. Newbery D. The Relationship between Regulation and Competition Policy for Network Utilities. CPRC Discussion Paper Series December 2003

137. Rauf Gonenc, Maria Maher and Giuseppe Nicoletti. The Implementation and the Effects of Regulatory Reform: Past Experience and Current Issues. OECD Economics Department Working Papers No. 251

138. Stigler, G. J. (1971), "The theory of Economic Regulation", Bell Journal, 2, pages 3-21.1. Терминология

139. DOE (2002). Glossary of Electric Power Industry Terms. URL:www.eia.doe.gov/cneaf/electricity/epavl/glossary.html

140. NERC (2005). Glossary of Terms Used in Reliability Standards. ftp.V/www.nerc.com/pub/sys/allupdl/standards/sar/GlossaryCleanl-07-05.pdf

141. Harvard Electricity Policy Group Glossary. URL: Ссыка на домен более не работаетhepg/Glossary.htm

142. Координация работы смешанных гидротепловых энергосистем

143. Arellano, S. Market Power in MiQEd Hydro-Thermal Electric Systems. UniRErsidad de Chile. May 2004

144. Conejo, A., Arroyo, J.M., Villamor, F. Self-Scheduling of a Hydro Producer in a Pool-Based Electricity Market. IEEE Transaction on Power Systems, Vol. 17, No. 4, NoREmber 2002

145. Bushnell, J. Water and Power: Hydroelectric Resources in the Era of Deregulation in the Western US. POWER Working Paper Series, UCEI, 1998. URL: Ссыка на домен более не работаетucei/PDF/pwp056r.pdf

146. Bushnell, J. A miQEd complimentarity model of the hydrothermal electricity competition in the Western United States.

147. Анализ конкуренции и монополизации в секторе генерации

148. Borenstein S., Bushnell, J., Knittel С. (1999) Market Power in Electricity Markets: Beyond Concentration Measures. POWER working papers, Feb. 1999

149. Bower, J., Bunn, D.W. (2001). Experimental analysis of the efficiency of uniform-price RErsus discriminatory auctions in the England and Wales electricity market, Journal of Economic Dynamics and Control, 25, pp. 561592

150. Bunn D.W., Oliviera F.S. (2003). Evaluating Individual Market Power in Electricity Markets via Agent-Based Simulation. Annals of Operations Research 121, 51-ll\ 2003.

151. Bushnell, J. Looking for Trouble: Competition Policy in the U.S. Electricity Industry. CSEM WP 109. UCEI, April 2003. URL: Ссыка на домен более не работаетPDF/csemwpl09.pdf

152. Cardell, Hitt, Hogan. Market Power and Strategic Interaction in Electricity Networks. Resource and Energy Economics, 1997, Vol. 19, No. 1.

153. Green, R. (1999). The electricity contract market in England and Wales, Journal of Industrial Economics, Vol. 47, No 1.

154. Hogan, W. A Market Power Model with Strategic Interaction in Electricity Networks. Harvard UniRErsity. July 1997. URL: Ссыка на домен более не работает~whogan/hiid797b.pdf

155. Schmalensee R., Golub B. Estimating EffectiRE Concentration in Deregulated Wholesale Electricity Markets. RAND Journal of Economics, 1984, Vol. 15, No. 1.

156. U.S. Department of Energy. Horizontal Market Power in Restructured Electricity Markets. March 2000. Washington, DC. URL: Ссыка на домен более не работаетpdf/library/HMPReport.pdf

157. U.S. Department of Justice and the Federal Trade Commission (1997). Horizontal Merger Guidelines. Section 1.5. URL: Ссыка на домен более не работаетatr/public/guidelines/horizbook/15.html1. Обзор хода реформирования

158. A Check List: Best Practice in Electricity Sector Reform // The DeRElopment of Electricity Markets in the Euro-Mediterranean Area Trends and Prospects for Liberalization and Regional Integration. Daniel Muller-Jentsch. 2001

159. Bower J. European Electricity Markets Structure and Trading Phase I: Retail Competition and Crossborder Mergers // Modelling and Managing CompetitiRE Electricity Markets 30 September 3 October 2003

160. CIFE (2002). International Comparisons of Electricity Restructuring: Considerations for Japan. Hans Bjornsson, Robert Crow and Hillard Huntington

161. Hunt S. What HaRE We Learned? EPRI's International Conference on Global Electricity Industry Restructuring: In Search of AlternatiRE Pathways San Francisco, California 11 May 2005

162. OECD (2001). Restructuring Public Utilities for Competition. URL: Ссыка на домен более не работаетdataoecd/6/60/19635977.pdf

163. OECD/IEA (1999), Electricity Market Reform An IEA Handbook URL: Ссыка на домен более не работаетdbtw-wp d/bookshop/add.aspx?id=99

164. OECD/IEA (2001), Competition in Electricity Markets URL: http ://library. iea. org/dbtw-wpd/bookshop/add. aspx?id= 17

165. OECD/IEA (2001), Regulatory Institutions in Liberalised Electricity Markets URL: Ссыка на домен более не работаетdbtw-wpd/bookshop/add.aspx?id=l5

166. OECD/IEA (2001), Regulatory Reform in the Electricity Supply Industry: an oRErview URL: Ссыка на домен более не работаетabout/regoREr.pdf

167. OECD/IEA (2002), Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets URL: Ссыка на домен более не работаетdbtw-wpd/textbase/nppdf/free/2000/distributed2002.pdf

168. UNEP and OECD/IEA (2002), Reforming Energy Subsidies URL: Ссыка на домен более не работаетenvissu/johannesburg/reforming.pdf

169. Weinmann, J., Bunn, D. Resource Endowment and Electricity Sector Reform

170. Woo C. K., D. Lloyd, R. Karimov and A. Tishler, Stranded cost recoREry in electricity market reforms in the US, Energy, Volume 28, Issue 1, , January 2003, Pages 1-14.

171. Woo C.K., M. King, A. Tishler and L.C.H. Chow, Costs of electricity deregulation, Energy, Volume 31, Issues 6-7, Electricity Market Reform and Deregulation, May-June 2006, Pages 747-768.

172. Xu Yi-chong, The myth of the single solution: electricity reforms and the World Bank, Energy, Volume 31, Issues 6-7, May-June 2006

173. Россия (иностранные авторы)

174. IEA (2004). Russian Electricity Reform: Emerging Challenges and Opportunities. URL: http ://www.iea.org/textbase/papers/2005/dcelectricity.pdf

175. Kennedy, D. (2003), Liberalisation of the Russian power sector, Energy Policy, Volume 31, Issue 8, June 2003, Pages 745-758.

176. Opitz, P. (2000). The pseudoliberalisation of Russia's power sector: the hidden rationality of transformation. Energy Policy 28 (2000), pp. 147-155.1. Статистика

177. Competition indicators in the electricity market of the European Union and Norway. Eurostat 07/2005

178. Bower J. A Review of European Electricity Statistics URL: Ссыка на домен более не работаетpdfs/jelsample.pdf

179. BP Statistical Review of World Energy URL: Ссыка на домен более не работаетcentres/energy/index.asp

Похожие диссертации

• Методологические основы регулирования конкуренции в промышленности
• Механизмы регулирования занятости населения на рынке труда депрессивного региона
• Повышение эффективности функционирования промышленности России в условиях действия теневого сектора экономики
• Трансформация территориально-отраслевой структуры промышленности на Севере России в условиях перехода к инновационной экономике
• Механизм регулирования региональной магистральной инфраструктуры