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

Обоснование экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов в условиях рыночной конкуренции тема диссертации по экономике, полный текст автореферата



Автореферат



Ученая степень кандидат экономических наук
Автор Хуршудян, Катарине Норайровна
Место защиты Москва
Год 2011
Шифр ВАК РФ 08.00.05
Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Обоснование экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов в условиях рыночной конкуренции"

На правах рукописи

ХУРШУДЯН Катарине Норайровиа

ОБОСНОВАНИЕ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ

ИНВЕСТИЦИОННЫХ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРОЕКТОВ В УСЛОВИЯХ РЫНОЧНОЙ КОНКУРЕНЦИИ

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

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соисканне ученой степени кандидата экономических наук

1 3 ОКТ 2011

Москва-2011

4856831

Работа выпонена в Открытом акционерном обществе Газпром промгаз

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Карасевич Александр Мирославович Официальные оппоненты: доктор экономических наук, профессор

Грачева Марина Владимировна кандидат экономических наук, доцент Студеникина Людмила Алексеевна

Ведущая организация: Московский государственный технический университет им. Н.Э. Баумана

Защита состоится 25 октября 2011 года в 15 часов па заседании диссертационного совета Д.212.200.13 при Российском государственном университете нефти и газа им. И.М. Губкина. Адрес: 119991, ГСП-1, Москва, Ленинский проспект. 65, аудитория 1318.

Отзывы на диссертацию и автореферат, заверенные печатью, просим направлять в двух экземплярах но указанному адресу.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Российского государственного университета нефти и газа им. И.М. Губкина. Автореферат разослан 23 сентября 2011 г.

Ученый секретарь диссертационного совета.

доктор экономических наук, профессор

Зубарева В.Д.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследования

Европейский рынок - наиболее привлекательный и перспективный рынок для поставок российского газа. Потребление газа в Европе в 2008 г. достигло 550,6 мрд. куб. м, из которых 184,4 мрд. куб. м (32,7% от объема потребления) было обеспечено поставками ОАО Газпром. Несмотря на негативное воздействие кризисных явлений в последние 2-3 года, согласно прогнозам EIA DOE в странах Европейского союза (ЕС) ежегодные темны роста природного газа составят около 1,4%, а объем потребления к 2030 году -600-690 мрд. куб. м.. Основной рост потребления будет осуществляться за счет электроэнергетики. Очевидно, что сохранение за Россией лидирующих позиций в поставках природного газа в страны ЕС. в значительной степени связаны с расширением поставок газа в электроэнергетику. Учитывая, что ежегодные темпы роста электрогенерирующих мощностей, использующих природный газ в регионе оцениваются в 3,9%. проекты создания электростанций на природном газе следует рассмат ривать как привлекательные и для российских инвестиций.

Для обоснования проектов, связанных с энергетическим рынком стран ЕС традиционная процедура оценки экономической эффективности в рамках российского топливно-энергетического комплекса нуждается в совершенствовании. В этой процедуре недостаточно учитываются такие важные особенности деятельности энергетических систем, в том числе в условиях рыночной конкуренции, как:

- функционирование энергетических объектов осуществляется в рамках единых систем, обеспечивающих непрерывный цикл производства и потребления энергии;

- необходимость соблюдения требований обеспечения устойчивости, безопасности и доступности энергоснабжения;

наличие естественно-монопольных и конкурентных сегментов энергетического рынка;

- зависимость эффективности функционирования энергетических объектов от конъюнктуры, складывающейся на рынках энергоносителей.

Поэтому разработка методов исследования экономической эффективности инвестиционных проектов энергетических систем, учитывающих указанные особенности, является актуальной проблемой.

Область исследования - Исследование проведено в соответствии с пи. 1.1.18 Проблемы повышения энергетической безопасности и экономически устойчивого развития ТЭК. Эмергоэффсктивность. и 1.1.19 Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования являются проекты развития энергетических систем Греции, как одного из важнейших партнеров России в области энергетики.

Цель работы - разработка методического подхода к обоснованию экономической эффективности проектов развития энергетических систем в условиях рыночной конкуренции.

Основные задачи исследования:

- анализ методов моделирования энергетических систем и оценки экономической эффективности энергетических инвестиционных проектов;

- анализ состояния и перспектив развития топливно-энергетического комплекса Греции;

- разработка модели и процедуры исследования экономической эффективности инвестиционных проектов в сфере энергетики;

- применение разработанных методов оценки экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов на примере электроэнергетики Г реции.

Научная новизна:

- па основе исследования процессов функционирования энергетических систем выявлены основные особенности, которые необходимо учитывать

при проведении оценки экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов;

- разработан подход к оценке эффективности энергетических проектов, основанный на моделировании взаимодействий между основными участниками энергетического рынка;

- разработана агентно-ориентированная модель энергетического рынка Греции, включающая описание агентов, осуществляющих основные операции но производству, преобразованию и потреблению энергии па протяжении всей технологической цепочки: от добычи первичных энергоносителей до конечного потребления энергии;

- при анализе рынка электроэнергии н Греции впервые определены и. использованы трендовые, сезонные и суточные составляющие спроса па электроэнергию, а также регрессионные зависимости между среднесуточной температурой, среднесуточной мощностью производства электроэнергии и среднечасовыми значениями мощности производства и оптовой цепы электроэнергии;

- доказано, что учет взаимодействий между основными участниками энергетического рынка с помощью разработанной агептпо-ориептиропанпой модели и ограничений в режимах функционирования энергетических систем позволяет более обоснованно принимать решения по выбору вариантов развития энергосистем.

Теоретико-методологическая база исследования. Работа базируется на исследованиях ведущих специалистов по оценке эффективности инвестиционных проектов, а также на положениях теории управления, математической статистики, теории вероятностей, методах финансового и экономического анализа.

Базой исследования послужили труды Л.Ф. Андреева, J1.C. Беляева, 11.11. Бусленко, ПЛ. Виснского, В.Ф. Дунаева, Л.Ф. Дьякова. В.Д. Зубаревой, Л.М. Карасевича, Л.Д. Криворуцкого, A.B. Коротаева, В.В. Леонтьева, В.Н. Лившица, A.A. Макарова, К.II. Миловидова, С.А. Смоляка,

Е.Р. Ставровского. C.B. Подковальникова. Е.А.Телегиной, D.P. Kothari, L. Mathiesen, J.О. Martins, S. Russell, Y.Shoham, L. Tesfatsion, T. Wittmann и других.

Достоверность результатов исследования вытекает из обоснованности использованных теоретических положений и экономико-математических моделей, а также подтверждается совпадением полученных результатов с экспертными оценками специалистов по проблемам оценки эффективности инвестиционных проектов развития энергетических систем.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в создании и численной реализации методики расчета. позволяющей оценивать эффективность и выбирать оптимальные характеристики проектов развития энергетических систем.

Апробация работы. В ходе выпонения диссертации результаты исследований докладывались на производственных совещаниях ОАО Газпром промгаз и на научных семинарах кафедры финансового менеджмента 1'ГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2008-2011 гг.; в докладе на тему лPracticable ways of improving effectiveness of natural gas utilization in Russia. Efficient energy technologies and projects на 24 Мировом газовом конгрессе Международного газового союза 5-9 октября 2009 года г. Буэнос-Айрес; и докладе па тему Перспективные направления стимулирования инвестиций в энергосбережение и энергоэффективпость в РФ на международной конференции Эффективное распределение и использование газа 15 октября 2009 года, Москва.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 8 работах, из них 5 в изданиях из перечня, рекомендованных ВАК Минобразования.

Структура работы. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, выводов и списка литературы.

В первой главе Анализ состояния топливно-энергетического комплекса Греции и государственной политики в области энергетики проанализированы современное состояние топливно-энергетического комплекса, его место и роль в народном хозяйстве страны.

Во второй главе Разработка методов оценки экономической эффективности проектов развития энергетических систем предложен подход к оценке эффективности энергетических проектов, основанный на агентно-ориемтировапном моделировании взаимодействий между основными участниками энергетического рынка.

В третьей главе Применение методов экономической оценки эффективности энергетических инвестиционных проектов проведен анализ рынка электроэнергии Греции, в ходе которого исследованы зависимости между температурой. мощностью производства и оптовой ценой электроэнергии, а рассмотренные методы моделирования применены для оценки экономической эффективности проектов развития энергетической системы.

Общий объем работы 152 страниц машинописного текста, в т.ч. 46 таблиц и 29 рисунков.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ,

ВЫНОСИМЫЕ НА ЗАЩИТУ (. На основе исследования процессов функционирования энергетических систем выявлены основные особенности, которые необходимо учитывать в исследованиях экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов.

Традиционная схема оценки экономической эффективности развития энергетических систем предполагает разработку технико-экономических обоснований на основе сценарного подхода. Однако при этом не учитываются следующие важные особенности энергетических систем:

- функционирование энергетических объектов осуществляется в рамках единых систем, обеспечивающих непрерывное производство, передачу и потребление энергии;

- необходимость обеспечения устойчивости, безопасности и доступности энергоснабжения;

- наличие естественно-монопольных и конкурентных сегментов энергетического рынка;

- зависимость эффективности функционирования энергетических объектов от конъюнктуры, складывающейся на рынках энергоносителей, и высокой изменчивости цен на эпергоресурсы.

В работе функционирование энергетических объектов рассматривается в рамках единых систем, с учетом ограничений по устойчивости, безопасности и доступности энергоснабжения.

Обоснование и принятие решений по развитию энергетических систем опирается па результаты всестороннего анализа и формирования системы моделей, описывающих движение экономических ресурсов.

Экономические модели энергетических систем классифицированы согласно степени детализации происходящих в них процессов, с выделением моделей трех уровней - макромодели (макроэкономические модели), модели уровня энергосистем и микромодели, которые описывают поведение отдельных энергетических предприятий, потребителей и других агентов, участвующих в процессах производства, распределения и потребления различных видов энергии.

2, Разработан подход к оценке эффективности инвестиционных энергетических проектов, основанный на моделировании взаимодействия между основными участниками энергетического рынка и рассмотрении влияния новых объектов энергетической инфраструктуры на технико-экономические показатели системы в целом.

Для учета описанных выше особенностей предлагается методический подход, включающий процедуру оценки экономической эффективности проектов развития энергетических систем на основе агентно-ориентировапной модели, которая состоит из следующих этапов, представленных ниже (рис. I). Существенное отличие предлагаемого подхода от традиционного состоит в том. что допонительно введены этапы под номерами 3 и 4. предусматривающие

моделирование единой энергосистемы для случаев, когда проект развития не реализуется и когда реализуется.

Рис. 1 Процедура оценки экономической эффективности оценки проектов развития энергетических систем на основе агентно-ориентированного моделирования 3. Разработана агентно-ориентированная модель энергетического рынка, включающая агентов, осуществляющих основные операции по производству, преобразованию и потреблению энергии на протяжении всей технологической цепочки, от добычи первичных энергоносителей до конечного потребления энергии.

Для выпонения поставленных задач применяется моделирование физических и денежных потоков проекта, в основе которого лежат данные об объемах производства электроэнергии, ценах на электроэнергию и газ. полученные с помощью имитационного моделирования взаимодействия агентов на энергетическом рынке.

Применена методология агентно-ориентированного моделирования экономических процессов (Agent-based Computational Economics - АСЕ). Предложенный подход позволяет анализировать процессы функционирования

энергосистем, на основе моделирования поведения агентов, участвующих в процессах производства, распределения и потребления различных видов энергии.

Модель энергетического рынка динамическая и включает два типа агентов:

- агенты, осуществляющие операции по производству, преобразованию и

потреблению энергии на протяжении всей технологической цепочки;

- агенты, обеспечивающие взаимодействие между агентами первого типа -

рынки, контракты, шгтарация в рамках одной компании.

Задача оптимизации потоков мощности в электроэнергетической системе (ЭЭС) чаще всего рассматривается как задача нелинейного программирования большой размерности. В общем виде задача управления режимами ЭЭС требует минимизировать функцию цели f(x), которая представляется в виде суммы стоимости энергии, производимой каждым генератором:

где I'G, - суммарная выработка энергии (в МВт-ч) i-м генератором, b;. q -коэффициенты приближающей квадратической зависимости затрат на генерацию от ее объема.

Основными ограничениями-равенствами являются уравнения узловых балансов активной и реактивной энергии.

Для использования данной модели оптимизации потоков энергии в ЭЭС при оценке экономической эффективности инвестиционного проекта развития этой системы необходимо модифицировать исходную модель по следующим направлениям:

- заменить статическую постановку задачи па динамическую, учитывающую многолетний (за срок жизни проекта) тренд нагрузок и изменение состояния мощностей ЭЭС;

- заменить детерминированную постановку задачи на стохастическую, учитывающую случайные колебания нагрузки и параметров состояния ЭЭС.

Модифицировать модель удаегся при следующих предположениях:

- процесс передачи энергии в ЭЭС в каждом расчетном периоде считается квазистационарным;

- изменения нагрузок представляют собой векторный случайный процесс с независимыми приращениями.

Первое предположение позволяет заменить динамический процесс смены режимов последовательностью статических (установившихся) режимов. Второе -делает возможным использование схемы имитационного моделирования, при которой случайная реализация нагрузок и параметров ЭЭС для каждого периода порождается независимо от предыстории процесса.

При сделанных предположениях в работе реализована итерационная вычислительная процедура имитации. Задаются исходные данные -капитальные вложения, расходы на приобретение топлива и пр. По энергосистеме используется следующая информация:

- задается расчетная сеть ЭЭС региона в виде неориентированного графа, узлами которого являются выходные шины генераторов электроэнергии и шипы съема энергии потребителями, а дугами - линии электропередач и тра![сформаторы напряжения;

- для всех дуг расчетной сети задают, активные, реактивные и емкостные сопротивления для всех дуг расчетной сети, максимальные допустимые мощности, передаваемые по линиям электропередач, максимальные коэффициенты трансформации напряжения;

- для всех узловых генераторов задают диапазоны допустимой рабочей мощности, зависимости маржинальных издержек производства энергии от рабочей мощности генераторов;

- для всех потребителей мощность нагрузки моделируется с помощью функций спроса 13э(0.

ОэСО = Л,(0СЭ(1)8Э(1)У/,(1)Щ1)1Э(0, где А,(0 - трендовая составляющая спроса, С,(() - циклическая составляющая спроса, Б^О - сезонная составляющая спроса, №',(0 - изменение

спроса в течение недели, Ц>(1:) - изменение спроса в течение суток. 1э(1) -случайная составляющая спроса.

Динамика агентной модели энергетического рынка в краткосрочном периоде описывается потоками электрической энергии, первичных энергоносителей (угля, нефти, газа) и денег. Переход системы из одного состояния в другое осуществляется следующим образом:

1) агенты обмениваются информацией об объемах спроса, запасах газа в ПХГ и газотранспортной системе, максимальных объемах добычи, пропускной способности трубопроводов, емкости ПХГ, условиях контрактов на поставку первичных энергоносителей и др.;

2) агенты принимают решения на основе полученной информации в соответствии с заложенными процедурами принятия решения, определяющими поведение конкретного агента. Для простоты описания модели считается, что все решения осуществляются одновременно;

3) в соответствии с решениями агентов осуществляются выработка электроэнергии и поставки энерг оносителей:

4) осуществляется оплата электроэнергии и поставок энергоносителей.

Динамика системы в догосрочном периоде описывается изменениями в

ресурсной базе добычи энергоносителей, транспортной инфраструктуры и контрактов па поставку. Условия контрактов изменяются в результате переговоров между партнерами. Состояние ресурсной базы и транспортной инфраструктуры меняется в результате инвестиционных решений.

4. Ня основании анализа рынка электроэнергии в Греции определены трендовая, сезонная и суточная составляющие спроса на электроэнергию, а также регрессионные зависимости между средней суточной температурой, средней суточной мощностью производства электроэнергии и среднечасовыми значениями мощности производства и оптовой цены электроэнергии.

Греция - страна с населением около 11 мн. человек. Экономика Греции стабильно развивалась в период после 1999 г. с годовыми темпами прироста

ВВП 3-5%. Экономический рост получил допонительное ускорение после 2001 г., когда Греция стала 12-ым ЕС.

Существенный рост ВВП в период с 1990-2004 гг. сопровождася весьма умеренным увеличением энергопотребления (годовой прирост ~ 2.2%) и ускоренной электрификацией страны с годовым темпом роста потребления электроэнергии ~ 4,5%.

Таблица 1

Динамика конечного потребления энергоносителей Греини

Конечное потребление 1990 г. 2000 г. 2004 г. 2007 г.

Всего, мн. т н.э.. в том числе в %: 15,4 19,4 21.7 21.8

- нефтепродукты 70 69 70 66

- газ 1 2 3 4

- уголь, лигнит 7 4 2 2

Ч электроэнергия 16 19 20 22

- тепловая энергия 0 1 1 0

- биомасса 6 5 4 5

Приходная часть топливно-энергетического баланса формируется в основном за счет импортируемой нефти и отечественных лигнитов, суммарная доля которых стабильно составляет около 90%. В последние 10 лет ощутимое значение (10% в 2007 г.) в топливном балансе страны приобрел природный газ.

Динамика конечного потребления энергоносителей Греции (таблица 1) свидетельствует о преобладании в ней нефтепродуктов и электроэнергии. При этом наибольшее конечное потребление энергии наблюдается в транспортном секторе экономики, в жилищном хозяйстве и в сфере услуг.

Греция располагает крупными запасами лигнита - 4.3 мрд. т, которые сосредоточены в основном на севере, где интенсивно разрабатываются (приблизительно 80 мн. т/год) и используются в основном (95%) па близко расположенных тепловых электростанциях. Это создает некоторую

диспропорцию в размещении основной части электрогенерирующих мощностей в северных районах и значительной части электрической нагрузки в южных районах страны. Именно это обстоятельство лежит в основе формирования предпочтительных зон строительства новых генерирующих мощностей.

Доказанные запасы нефти в Греции оценены в 1 мн. т.. собственная добыча не обеспечивает и одного процента от потребления. Годовой импорт сырой нефти составляет около 21 мн. т.н.э. До 50% - импорт из России, до 25% из Саудовской Аравии, до 13% из Ирана.

Четыре отечественных 11ПЗ с глубокой степенью переработки обеспечивают возможность экспорта до 4.9 мн. т.н.э. избыточных в стране лёгких нефтепродуктов. Вместе с тем страна импортирует используемый преимущественно на ГЭС мазут, а также дизельное топливо.

За период с 1996 по 2007 гг. годовое потребление природного газа увеличилось до 3,8 мрд. м3 и обеспечивается поставками из России по трубопроводу из Богарии на 76,7%, на 22,5% поставками сжиженного природного газа из Ажира и на 0,8% из Турции.

В настоящее время природный газ в основном (75%) используется для производства электроэнергии. К 2010 г. ожидается увеличение спроса на природный газ до 4.2 мрд. м3, при этом, практически весь прирост потребления будет определяться использованием его па модернизируемых и вновь строящихся тепловых электростанциях. Намечено увеличение годовой производительности терминала по регазификации СПГ до б мрд. м3.

Для покрытия возрастающих потребностей Греции и ряда соседних стран в природном газе проектируется и строится несколько магистральных газопроводов.

Греция занимает активную позицию по вопросам либерализации энергетического рынка. Закон о газе, ставший правовой основой регулирования газовой промышленности. 61,1л принят в декабре 1995. В ноябре 1997 года в закон были внесены поправки, направленные на привлечение потенциальных

инвесторов к энергетическому сектору экономики путем дифференциации цен на газ для конечных потребителей.

Электроэнергетика Греции реформируется, практически завершено создание конкурентного оптового рынка электроэнергии, розничный рынок остается регулируемым.

Греческий электроэнергетический рынок сильно монополизирован. Национальной электроэнергетической компании (РРС) принадлежит около 95.3% установленной мощности энергоустановок, включенных в единую энергосистему. Поэтому правительство Греции разрабатывает планы по строительству новых электростанций, в том числе и независимыми от РРС компаниями.

! Текущие сутки

Предыдущие сутки _

Предложения по производству энергии и резервам, технико-экономическне декларации, декларации о неготовности

Диспетчерское

управление

Корректиро- рукиии

вка плана

Следующие сутки

Декларации о нагрузке и объемах экспорта

Системные ограничения, резервы мощности

Платежи за отклонения от плана,

резервирование мощности и допонительные услуги

Регулирование отклонений от плана

Расчет отклонений, определение маржинальной пены дисбаланса

Данные измерении

Платежи по отклонениям от плана,

резервирование мощности и допонительные услуги

Рис. 2 Греческий оптовый рынок электроэнергии

Оптовый рынок электроэнергии Греции включает в себя (рис. 2):

- рынок на сутки вперед;

- диспетчерские операции в реальном масштабе времени;

- регулирование отклонений от программы на сутки вперед:

- рынок электрической мощности, с помощью которого покрывается часть постоянных затрат производителей энергии.

Генерирующие компании ежедневно получают значение системной маржинальной цены (SMP), которая покрывает расходы на топливо и переменные операционные затраты. Регулирующим органом устанавливается максимальное значение (cap price) SMP.

Спрос на электроэнергию и цены подвержены значительным сезонным и суточным колебаниям. Анализ этих колебаний был проведен на основе данных Греческого системного оператора линий электропередач (HTSO S.A.) за период 2002-2009 гг.

Основными факторами, которые оказывают влияние на потребление электроэнергии, являются суточные и недельные колебания активности, изменения среднесуточной температуры воздуха и производственная активность (оцениваемая индексами промышленного производства).

Анализ временных рядов среднесуточных температур и их суточных приращений показывает. что среднесуточные температуры могут моделироваться с помощью стационарного случайного процесса.

8000 -

S 7000 -

6000 -

1 о 5000 -

ее si 4000 -

1 3000 -

S 2000 -

лj 1000 -

у = 1 3.08х2-431,4х +8 929, R* = 0.826

S 10 15 20 25

Среднесуточная температура, tOC

Рис. 3. Регрессионная зависимость между средней суточной температурой и средней суточной мощностью производства электроэнергии для Греции

Зависимость суточной мощности производства электороэнергии от средней суточной температуры является немонотонной. Существует минимум потребления электроэнергии в области 15-20

Для моделирования сезонных колебаний потребления электроэнергии была определена регрессионная зависимость между средней суточной температурой и суточной мощностью производства электроэнергии (рис. 3). которая представлена в виде полинома второй степени (переменная х - значения температуры, у - мощность производства электроэнергии).

Важным фактором, который оказывает влияние на производство электроэнергии, является активность промышленного производства. При росте индекса промышленного производства наблюдася рост индексов производства электроэнергии, а при спаде промышленного производства, связанного с финансовым кризисом в 2008 - 2009 гг.. - снижение индекса производства электроэнергии.

-Среднемесячная неня. енро/МВт-ч ЧОрелиеголопля пена. евро/МВт-ч

Рис. 4. Средние оптовые цены электроэнергии в Греции

Для Греции характерны существенные колебания среднесуточных оптовых цен. При этом они значительно отклоняются от среднемесячных и

среднегодовых значений. Минимальная среднесуточная цена составила 29 свро/МВт-ч (-39% от среднегодового значения), максимальная - 74 евро/МВт-ч (+55% от среднегодового значения).

Представленные на рисунке 4 графики изменения средних оптовых цены электроэнергии показывают, что в Греции до середины 2008 г. наблюдася рост средних оптовых цен на электроэнергию, который был коррелирован с ростом цен на нефть и газ в этот период. При этом цена электроэнергии превысила значение 100 евро/МВт-ч. затем цена снизилась и в 2009 г. ее среднее значение составило 47 евро/МВт-ч.

И' = 0.998 > >

У к

/

0 1ПП0 200(1 3000 4000 5000 Г.000 7000 ООП

Рис. 5. Зависимость между среднечасовыми мощностью производства и оптовой ценой электроэнергии (средние за период 2001-2009 гг.)

Упомянутые колебания среднечасовых оптовых цен тесно связаны со спросом на электроэнергию (рис. 5). Минимумы и максимумы потребления энергии совпадают с минимумами и максимумами цен. Минимальные цены наблюдаются в 5 часов утра, а максимальные - в 12 часов дня и 9 часов вечера. Цены на электроэнергию ниже в выходные дни и понедельник.

5. Доказано, что учет взаимодействия между основными участниками энергетического рынка с помощью разработанной агентно-

ориентированной модели и ограничений в режимах функционирования энергетических систем позволяет более обоснованно принимать решения по выбору вариантов их развития.

Для оценки влияния проектов развития единой электроэнергетической системы на ее технико-экономические показатели в работе был рассмотрен следующий пример, основанный па реальной ситуации в одном из регионов Греции.

Существует энергосистема, расположенная в трех областях (Л1, А2 и З), к которой подключены 4 генератора и 6 потребителей энергии. В ближайшее время ожидается подключение нового потребителя и увеличение мощности нагрузки до 370 МВт. Для обеспечения энергией этого потребителя планируется построить и подключить к единой сети новый генератор мощностью 390 МВт.

С использованием модели оптимизации потоков мощности, которая была представлена выше, необходимо оцепить как изменятся основные технико-экономические показатели функционирования единой ЭЭС при увеличении нагрузки и подключении нового генератора.

Для этого были рассмотрены шесть вариантов со следующими параметрами:

- базовый вариант - существующая энергосистема, цены на электроэнергию определяются на основе предельных затрат для каждой области отдельно;

- вариант 1 - существующая энергосистема, цены на электроэнергию определяются на основе усредненных по мощности маржинальных издержек для всей энергосистемы;

- вариант 2 - к существующей энергосистеме подключается новый потреби!ель. с активной мощностью нагрузки до 370 МВт;

- вариант 3 - к существующей энергосистеме подключается новый потребитель, с активной мощностью нагрузки до 370 МВт, при оптимизации потоков мощности не учитываются ограничения на пропускную способность линий электропередач;

- вариант 4 - к существующей энергосистеме подключается новый потребитель с активной мощностью нагрузки до 400 МВт;

- вариант 5 - к существующей энергосистеме подключается новая электростанции мощностью 390 МВт. Увеличение активной мощности нагрузки существующей системы до 370 МВт;

- вариант 6 - к существующей энергосистеме подключается новая электростанции мощностью 390 МВт. Увеличение активной мощности нагрузки существующей системы до 400 МВт.

Во всех приаитах кроме базового цены па электроэнергию определеяются на основе усредненных по мощности маржинальных издержек для всей системы, в базовом - цепы определяются отдельно для каждой области.

Таблица 2

Основные технико-экономические показатели работы энергосистемы

Показатель Утопии вариант Вариаит 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариаит 5 Вариант 6

Усредненные но мощности предельные издержки. Евро/МВг-ч 33,72 31,94 34 33,65 143,67 29.71 30,14

Генерируемая мощность, МВт 801,73 801,73 1025,4 1025,59 1057,78 1026,48 1056,57

Потребляемая мощность, МВт 800 800 1020 1020 1050 1020 1050

Потерн в сети, МВт 1,76 1,73 5,41 5,61 7.78 6,46 6,56

Затраты па генерацию энергии, Ппро/ч 28 866 27 309 34 656 34 651 35 726 31 419 32 455

Результаты проведенных расчетов представлены в таблице 2, они показывают, что при переходе от локальных цеп но отдельным областям к единым общесистемным, затраты на генерацию электроэнергии в целом по энергосистеме сокращаются с 28866 Евро/ч до 27309 Евро/ч (па 5%).

При увеличении активной нагрузки до 370 МВт. происходит рост системной цены на электроэнергию с 31.94 до 34 Енро/МВт-ч (на 6%).

Расчет, проведений при условии снятия ограничений на пропускную способность линий электропередач, показывает, что затраты на генерацию и цена электроэнергии в целом гю системе несколько уменьшаются. Однако увеличиваются потери, связанные с передачей энергии.

Подключение повой электростанции приводит к существенному сокращению затрат па генерацию энергии (па 9%) и системной цены с 33,65 до 29,71 Евро/МВг-ч или па 12%.

Таким образом, проведенные расчеты показывают, что создание новых генерирующих мощностей и подключение допонительных потребителей к единой энергосистеме может приводить к существенному изменению системных цеп, рабочей мощности генераторов, изменению потоков мощности, нагрузок на линии электропередач, предельных и средних издержек, связанных с производством электроэнергии. Поэтому рассмотрение и оценка проектов развития энергосистем не могут проводиться без учета взаимного влияния между существующей сегыо и допонительными элементами, которые создаются в рамках проекта развития.

Разработанные процедура и модель были применены для экономической оценки эффективности проекта развития электроэнергетической систем!,I, связанного со строительством ТЭС в южной части Греции.

Оценка эффективности строительства электростанции была проведена двумя способами:

-с помощью традиционного подхода на основе сценарных условий и без учета общесистемных эффектов;

- с помощью процедуры, использующей агентно-ориентированную модель энергетического рынка.

При проведении расчетов коэффициент дисконтирования принят равным 10%.

Были проанализированы 6 вариантов проекта с помощью традиционного подхода, различающиеся значением коэффициента использования располагаемой мощности, которое варьировалось от 1 до 0,5. Расчеты показали

(таблица 3), что его значение оказывает существенное влияние на эффективность проекта. При значении коэффициента использования располагаемой мощности меньше 0,7 проект становится неэффективным.

Так как. объемы производства электроэнергии, ее цепа и цены на топливо (природный газ) при использовании традиционной процедуры оценки проекта задаются как экзогенные параметры, то оценка эффективности и принятие решения о реализации проекта в существенной степени будет определяться выбором значений этих параметров.

Таблица 3

Основные технико-экономнческне показатели оценки проекта

11окачатель Вариант 1 Вариант 2 Вариант 3 Вариант 4 Вариант 5 Вариант 6

Коэффициент исполыовапия располагаемой мощности, доли ед. 1 0,9 0.8 0.7 0,6 0.5

Объем продажи электроэнергии, МВт-ч/год 3 369 600 3 032 640 2 695 680 2 358 720 2 021 760 1 684 800

Выручка, тыс. епро 1 959 235 1 763 312 1 567 388 1 371 465 1 175 541 979 618

Капвложения, тыс. евро 240 000 240 000 240 000 240 000 240 000 240 000

Текущие затраты, тыс. евро 1 385 797 1 237 334 1 092 194 950 375 811 879 676 704

Чистый дисконтированный доход, тыс. евро 107 774 81 617 53 629 23 810 -7 840 -41 320

Внутренняя норма доходности, % 21.21 18.69 15.87 12,70 9.08 4.89

Простой срок окупаемости, год 5,3 5,7 6,0 6,6 7,3 8.3

Чтобы учесть зависимость между спросом, ценами и объемами производства была проведена оценка эффективности строительства электростанции с помощью агеитно-ориентированной модели энергетического рынка. В качестве агентов, совершающих операции, в модели используются оптовые потребители электроэнергии и генерирующие компании, которые осуществляют сдеки па рынке электрической энергии и мощности. Цены на газ задаются экзогенпо. Шаг расчета - I час. Спрос на электроэнергию формируется в соответствии с полученными регрессионными зависимостями.

Результаты расчета с помощью предлагаемого метода (таблица 4) показывают, что проект является эффективным (ЧДД= 143462 тыс. евро). При этом определенная с помощью агентной модели загрузка электростанции равна 0.6. Данный результат отличается от оценки проекта традиционным способом, т.к. при аналогичном значении коэффициента использования располагаемой мощности проект являся неэффективным - ЧДД равен -7 840 тыс. евро.

Таблица 4

Зависимость чистого дисконтированного дохода проекта от максимальной

цены электроэнергии (цена газа задается экзогепно)

Показатель Максимальная цена, евро/МВт-ч Без введения максимальной цены

80 100 120

Коэффициент использования располагаемой мощности, доли ед. 0,60 0,60 0,60 0,60

Объем продажи электроэнергии, МВт-ч/год 2 027 948 2 027 948 2 027 948 2 027 948

Чистый дисконтированный доход, тыс. евро 65801 122419 143015 143462

Причина такого различия состоит в том, что при проведении оценки традиционным способом цена электроэнергии принималась постоянной па уровне средних значений для всех периодов. При использовании агентного моделирования цена электроэнергии определялась в зависимости от складывающейся на рынке ситуации. При этом в периоды пиковых нагрузок, когда генерировася основной объем электроэнергии, цена была существенно выше среднего уровня. Поэтому суммарная выручка от продажи электроэнергии была значительно больше, чем при традиционной оценке.

Таким образом, учет взаимодействий между основными участниками энергетического рынка с помощью разработанной агентпо-ориентированпой модели и ограничений в режимах функционирования энергетических систем способен радикально изменить результаты выбора вариантов развития энергосистем по сравнению с традиционными подходами.

Результаты расчетов для развития энергосистемы Греции показывают значительную инвестиционную привлекательность этого направления с учетом особенностей ценообразования и управления энергосистемой страны.

Допонительно были рассмотрены варианты реализации проекта, предусматривающие введение ограничений на максимальное значение оптовых цен электроэнергии (таблица 4). Расчеты показывают, что введение ограничений на максимальное значение оптовых цен существенно снижает эффективность проекта.

Таблица 5

Чистый дисконтированный доход проекта

Показатель Без введения максимальной цены С введением максимальной иены 120 евро/МВт-ч С введением макс, цены 120 евро/МВт-ч, приобретение газа на спот-рынке

Объем продажи электроэнергии, МВт-ч/год 2 027 948 2 027 948 2 027 948

Чистый дисконтированный доход, тыс. евро 143 462 143 015 42 914

проекта, то целесообразно включить в агентную модель рынок газа, цены на котором формируются в зависимости от спроса со стороны основного потребителя природного газа - тепловых электростанций. Результаты расчетов, представленные в таблице 5, показывают, что при приобретении газа на спот-рынке эффективность проекта существенно (почти на 60%) снижается, а ЧДД становится равным 42914 тыс. евро. Это связано с тем, что в периоды пиковых нагрузок спрос на газ растет, а, следовательно, растет и его цена. Поэтому затраты на топливо будут выше.

Таким образом, расчеты показывают, что использование агентно-ориентированного подхода к моделированию энергетического рынка позволяет более обоснованно принимать решения по выбору вариантов развития энергосистем.

В работе также рассматривается проект, доходы которого формируются в условиях государственного регулирования деятельности субъекта естественной монополии - теплоснабжающего предприятия, работающего на территории РФ. Сопоставление проектов призвано продемонстрировать влияние внешних экономических условий на необходимость применения различных подходов к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов.

В рамках реализации программы газификации регионов РФ Копашевский район Томской области был подключен к Единой Системе Газоснабжения (ГСГ) и в связи с этим возникла необходимость замены физически и морально устаревшего оборудования объектов генерации тепла района с использования жидкого и твердого топлива на газообразное.

С целыо проведения сравнительного анализа экологической и экономической эффективности межтонливного замещения сформированы четыре варианта:

Вариант I До газификации - ситуация в ТЭК, предшествовавшая подключению района к ЕСГ;

Вариант 2 Первый этап - ТЭК района после реализации I и 2-ой очереди (1-ый этап) газификации и переоборудования 14 котельных.

Вариант 3 Газовые котельные - ликвидация всех угольных и нефтяных котельных района и замещение их газовыми.

Вариант 4 Мини ТЭЦ - моделирование ситуации в ТЭК при реализации проекта создания зоны высокой энергетической эффективности.

Для анализа влияния схемы финансирования и способа формирования тарифа на показатели экономической эффективности были сформированы варианты со следующей комбинацией параметров:

- источники финансирования: собственные средства и лизинг;

- формирование тарифа: тариф, устанавливаемый регулирующим органом исходя из 5% нормы рентабельности производственной деятельности и тариф, включающий инвестиционную надбавку.

По результатам анализа экономической эффективности рассмотренных вариантов были сделаны следующие выводы:

- переоборудование объектов теплового хозяйства требует значительных инвестиционных средств, которые весьма сложно привлечь предприятиям жилищно-коммунальной сферы в силу их нестабильного финансового положения и низкой кредитоспособности;

- при строительстве мини ТЭЦ потребность в инвестициях ~ на 20% превышает аналогичный показатель варианта. предусматривающего строительство газовых котельных;

- замена устаревшего оборудования на энергетически более эффективное и. как следствие, сокращение затрат на топливо, сокращение расходов на персонал, вследствие автоматизации обуславливают снижение тарифов на тепловую энергию, как в среднесрочной, так и в догосрочной перспективе.

- введение инвестиционной надбавки к тарифу и привлечение заемного капитала положительно сказывается па показателях экономической эффективности проекта и снижении рисков.

Основное содержание диссертации опубликовано в работах: Статьи в научных изданиях из перечня ВАК

1. Хуршудян К.Н. (статья) Анализ тенденций развития энергетического рынка и перспективные направления инвестиций российских нефтегазовых компаний в странах ЕС // Информационно-аналитический журнал Нефть, газ и бизнес. - 2010. - №4. - С. 38-42.

2. Хуршудян К.Н. (статья) Анализ факторов, формирующих спрос па электроэнергию в Греции // Информационно-аналитический журнал Нефть, газ и бизнес. - 2010. - №9. - С. 39-48.

3. Хуршудян К.Н. (статья) Оценка экономической эффективности газоэнергетических проектов с использованием агентпо-орентированного моделирования // Информационно-аналитический журнал Нефть, газ и бизнес. -20 И).-№10.-С. 26-32.

4. Хуршудян К.Н. (статья) Особенности оценки эффективности инвестиций энергетических проектов в конкурентной среде стран ЕС (на примере Греции) // Научно-экономический журнал Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. - 2011 - №2. - С. 38-44.

5. Хуршудян К.Н. (статья) Оценка экономической эффективности инвестиций в энергетические объекты с учетом особенностей их развития и функционирования в составе единой энергосистемы // Научно-экономический журнал Проблемы экономики и управления нефтегазовым комплексом. -2011 - №8.-С. 36-42.

Другие публикации:

6. Зоря А.10., Хуршудян К.Н., Оскоков Г.Н. (статья) Демонстрационный проект Организация газоснабжения и создание зоны высокой энергетической эффективности в городе Калягине Тверской области // Научно-технический сборник Газификация и использование газа - М.: ООО ИРЦ Газпром, 2006 -С. 44-48.

7. Методические рекомендации по применению унифицированных подходов к оценке экономической эффективности инвестиционных проектов ОАО Газпром в области тепло- и электроэнергетики. Р Газпром 070-2009. Утверждены 04.08.2009. / Е.С. Мелехип, А.З. Стопыра, К.Н. Хуршудян и др. -М.: ООО Газпром экспо, 2010 - 44 с.

8. Alexey Zorya, Andrey Stopyra, Vladislav Karasevich, Katarine Khurshudyan (доклад) лPracticable ways of improving effectiveness of natural gas utilization in Russia. Efficient energy technologies and projects, 24 Мировой газовый конгрессе Международного газового союза 5-9 октября 2009 года, г. Буэнос-Айрес.

(Ссыка на домен более не работаетhtml/wgc2009/papers/docs/wgcPinal00361.pdO

9. Katarine Khurshudyan и др. лStrategy, economics and regulation. Материалы 24 Мирового газового конгресса Международного газового союза 5-9 октября 2009 года, г. Буэнос-Айрес.

(Ссыка на домен более не работаетhtml/wgc2009/committee/PGCB.pdO

Подписано в печать 20.09.2011. Формат 60x90/16.

Бумага офсетная Усл. и.д. 2,0

Ти раж 100 экз. Заказ № 3 51

Издательский центр РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина 119991. Москва. Ленинский проспект. 65 Тел.: 8(499)233-95-44

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Хуршудян, Катарине Норайровна

ВВЕДЕНИЕ.

1. АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА ГРЕЦИИ И ГОСУДАРСТВЕННОЙ ПОЛИТИКИ В ОБЛАСТИ ЭНЕРГЕТИКИ.

1.1. Анализ тенденций развития энергетического рынка и перспективные направления инвестиций российских нефтегазовых компаний в странах ЕС.

1.2. Основные показатели экономики и топливно-энергетический баланс Греции.

1.3. Энергетические ресурсы и топливообеспечение Греции.

1.4. Формирование государственной энергетической политики.

2. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРОЕКТОВ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ.

2.1. Анализ методов моделирования энергетических систем.

2.2. Процедура оценки экономической эффективности проектов развития энергетической системы.

2.3. Разработка агентно-ориентированной модели энергетического рынка.

3. ПРИМЕНЕНИЕ МЕТОДОВ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ИНВЕСТИЦИОННЫХ ПРОЕКТОВ.

3.1. Электроэнергетический рынок Греции.

3.2. Оценка влияния проекта развития единой электроэнергетической системы на ее технико-экономические показатели.

3.3. Оценка экономической эффективности проекта строительства тепловой электростанции в южной части Греции.

3.4. Оценка экономической эффективности проекта межтопливного замещения в Российской Федерации, направленного на сокращение выбросов парниковых газов.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Обоснование экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов в условиях рыночной конкуренции"

Актуальность проблемы. Наличие энергетических ресурсов имеет решающее значение для функционирования общества. Современные технологии в промышленности, строительстве, транспорте и связи требуют значительных объемов энергии. Наибольшая доля этой энергии получается за счет ископаемых видов топлива - нефти, угля и природного газа. Вследствие высокой значимости энергетики правительства всех стран мира пытаются контролировать энергоснабжение путем проведения определенной государственной политики и целенаправленной реализации энергетических проектов.

Традиционный подход к оценке экономической эффективности инвестиций для проектов, связанных с добычей, транспортировкой углеводородов, подземным хранением газа и генерацией электроэнергии не учитывает таких особенностей, как:

- функционирование энергетических объектов осуществляется в рамках единых систем, обеспечивающих непрерывный цикл производства и потребления энергии;

- необходимость обеспечения устойчивости, безопасности и доступности энергоснабжения;

- наличие естественно-монопольных и конкурентных сегментов энергетического рынка;

- зависимость эффективности функционирования энергетических объектов от конъюнктуры, складывающейся на рынках энергоносителей.

Поэтому разработка методов экономической оценки эффективности проектов развития энергетических систем, учитывающих указанные особенности, является актуальной проблемой.

Область исследования - Исследование проведено в соответствии с пп. 1.1.18 Проблемы повышения энергетической безопасности и экономически устойчивого развития ТЭК. Энергоэффективность и 1.1.19 Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса паспорта специальности 08.00.05.

Объектом исследования диссертационной работы являются проекты развития энергетических систем Греции, как одного из важнейших партнеров России в области энергетики.

Предмет исследования Ч проект строительства и эксплуатации электростанции в южной части Греции.

Цель работы Ч разработка методического подхода к обоснованию экономической эффективности проектов развития энергетических систем в условиях рыночной конкуренции.

Основные задачи исследования:

- анализ методов моделирования энергетических систем и оценки экономической эффективности энергетических инвестиционных проектов;

- анализ состояния и перспектив развития топливно-энергетического комплекса Греции;

- разработка модели и процедуры исследования экономической эффективности инвестиционных проектов в сфере энергетики

- применение разработанных методов исследования экономической эффективности проектов на примере электроэнергетики Греции.

Научная новизна:

- на основе исследования процессов функционирования энергетических систем выявлены основные особенности, которые необходимо учитывать при оценке экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов;

- разработан подход к оценке эффективности энергетических проектов, основанный на моделировании взаимодействий между основными участниками энергетического рынка;

- разработана агентно-ориентированная модель энергетического рынка Греции, включающая агентов, осуществляющих основные операции по производству, преобразованию и потреблению энергии по всей технологической цепи: от добычи первичных энергоносителей до конечного потребления энергии;

- при проведении анализа рынка электроэнергии в Греции впервые определены и использованы трендовые, сезонные и суточные составляющие спроса на электроэнергию, а также регрессионные зависимости между средней суточной температурой, среднесуточным производством электроэнергии и среднечасовыми объемами производства и оптовой ценой электроэнергии;

- доказано, что учет взаимодействий между основными участниками энергетического рынка с помощью разработанной агентно-ориентированной модели и ограничений в режимах функционирования энергетических систем позволяет более обоснованно принимать решения по выбору вариантов развития энергосистем.

Теоретико-методологическая база исследования. Работа базируется на исследованиях ведущих специалистов, занимающихся оценкой эффективности инвестиционных проектов, а также на положениях теории управления, математической статистики, теории вероятностей, методах финансового и экономического анализа.

Базой исследования послужили труды А.Ф. Андреева, JI.C. Беляева, Н.П. Бусленко, П.Л. Виленского, В.Ф. Дунаева, А.Ф. Дьякова, В.Д. Зубаревой, A.M. Карасевича, Л.Д. Криворуцкого, A.B. Коротаева, В.В. Леонтьева, В.Н. Лившица, A.A. Макарова, К.Н. Миловидова, С.А. Смоляка, Е.Р. Ставровского, C.B. Подковальникова, Е.А.Телегиной, D.P. Kothari, L. Mathiesen, J.O. Martins, S. Russell, Y.Shoham, L. Tesfatsion, T. Wittmann и других.

Достоверность результатов исследования вытекает из обоснованности использованных теоретических положений и экономико-математических моделей, и подтверждается совпадением полученных результатов с экспертными оценками специалистов, по оценке эффективности инвестиционных проектов развития энергетических систем.

Практическая ценность диссертационной работы состоит в том, что создана и численно реализована методика расчета, позволяющая оценивать эффективность и выбирать оптимальные характеристики проектов развития энергетических систем.

Апробация работы. В ходе выпонения диссертации результаты исследований докладывались на производственных совещаниях ОАО Газпром промгаз и на научных семинарах кафедры финансового менеджмента РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина в 2008-2011 гг.; в докладе на тему лPracticable ways of improving effectiveness of natural gas utilization in Russia. Efficient energy technologies and projects на 24 Мировом газовом конгрессе Международного газового союза 5-9 октября 2009 года г. Буэнос-Айрес1; и докладе на тему Перспективные направления стимулирования инвестиций в энергосбережение и энергоэффективность в РФ на международной конференции Эффективное распределение и использование газа 15 октября 2009 года, Москва.

Публикации. Основное содержание диссертации опубликовано в 8 работах, из них 5 в изданиях из Перечня, рекомендованных ВАК Минобразования.

1 Ссыка на домен более не работаетhtml/wgc2009/papers/docs/w!;cFmal00361 .pdf

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", Хуршудян, Катарине Норайровна

1. На основе исследования процессов функционирования энергетических систем выявлены основные особенности, которые необходимо учитывать при проведении исследования экономической эффективности инвестиционных энергетических проектов. Они связаны с тем, что создаваемые энергетические объекты функционируют в рамках единых систем, с множеством ограничений по устойчивости, безопасности и доступности энергоснабжения.

2. Разработан подход к оценке эффективности инвестиционных энергетических проектов, основанный на моделировании взаимодействия между основными участниками энергетического рынка и рассмотрения влияния новых объектов энергетической инфраструктуры на технико-экономические показатели системы в целом.

3. Разработана агентно-ориентированная модель энергетического рынка, включающая агентов, осуществляющих основные операции по производству, преобразованию и потреблению энергии на протяжении всей технологической цепочки, от добычи первичных энергоносителей до конечного потребления энергии.

4. Проведенный анализ рынка электроэнергии в Греции позволил определить трендовую, сезонную и суточную составляющие спроса на электроэнергию, а также регрессионные зависимости между средней суточной температурой, средней суточной мощностью производства электроэнергии и среднечасовыми мощностью производства и оптовой ценой электроэнергии.

5. Доказано, что учет взаимодействия между основными участниками энергетического рынка с помощью разработанной агентно-ориентированной модели и ограничений в режимах функционирования энергетических систем позволяет более обоснованно принимать решения по выбору вариантов развития энергосистем.

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Хуршудян, Катарине Норайровна, Москва

1. Айвазян С.А. Прикладная статистика и основы эконометрики.-М.: Юнити, 2001.

2. Айвазян С.А., Бухштабер В.М., Енюков Е.С., Мешакин Л.Д. Прикладная статистика. Классификация и снижение размерности. Ч М.: Финансы и статистика, 1989. Ч 608 с.

3. Андреев А.Ф. Оценка эффективности и планирование проектных решений в нефтегазовой промышленности Ч М.: Нефть и газ, 1997.Ч 276 е., ил.

4. Андреев А.Ф., Зубарева В.Д., Саркисов A.C. Оценка эффективности и рисков инновационных проектов нефтегазовой отрасли: Учебное пособие. М.:МАКС Пресс, 2007. - 240 с.

5. Андреев А.Ф., Дунаев В.Ф., Зубарева В.Д. и др. Основы проектного анализа в нефтяной и газовой промышленности. Ч М.:1997. Ч 341 е., ил.

6. Андерсен Т. Статистический анализ временных рядов.- М.: Мир, 1976.- 756 с.

7. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность (Газовая промышленность России). -М.: МГФ Знание, ГЭИТИ, 2005 688 с.

8. Безопасность России. Правовые, социально-экономические и научно-технические аспекты. Энергетическая безопасность (нефтяной комплекс России): учебное пособие/ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина Ч М.: Знание, 2000 428 е., ил.

9. Беляев Л.С., Подковальников C.B. Рынок в электроэнергетике: Проблемы развития генерирующих мощностей.- Новосибирск: Наука, 2004. 220 с.

10. Беренс В., Хавранек П.М. Руководство по оценке эффективности инвестиций. Ч М.: Интерэксперт, ИНФРА-М, 1995 Ч 528 е., ил.

11. Бирман Г., Шмидт С. Экономический анализ инвестиционных проектов.-М.: ЮНИТИ, 1997.

12. Бобылев С.Н., Гирусов Э.В., Перелет P.A. Экономика устойчивого развития.- М.: Ступени, 2004.- 303 с.

13. Богачкова Л.Ю., Савицкий Е.В. Моделирование диверсификации цен на европейском газовом рынке и совершенствование стратегии экспорта российского газа// Проблемы управления.- 2007.- № 2.- С. 56-60.

14. Брагинский О.Б. Мировой нефтегазовый комплекс. Ч М.: Наука, 2004. 605 с.

15. Брандт 3. Анализ данных.- М.: Мир, 2003.

16. Брейли Р., Майерс С. Принципы корпоративных финансов Ч М.: ЗАО "Олимп-Бизнес", 1997.- 1120 е., ил.

17. Бригхем Ю., Гапенски Л. Финансовый менеджмент.Ч СПб.: Экономическая школа, 1997 Ч Т. 1,2

18. Бусленко Н.П. Математическое моделирование производственных процессов на цифровых вычислительных машинах.Ч М: Наука, 1964.

19. Бусленко Н.П. Моделирование сложных систем Ч М.: Наука, 1978.-395 с.

20. Бусленко Н.П., Голенко Д. И., Соболь И. М., Срагович В.Г., Шрейдер Ю.А. Метод статистических испытаний (метод Монте-Карло).Ч М.: Физматгиз, 1962.

21. Бусленко Н.П., Шрейдер Ю.А. Метод статистических испытаний (Монте-Карло) и его реализация в цифровых машинах Ч М.: Физматгиз, 1961.

22. Виленский П.Л., Лившиц В.Н., Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов: Теория и практика ЧМ.: Дело, 2002 Ч 888 е., ил.

23. Гальперин В.М., Игнатьев С.М., Моргунов В.И. Микроэкономика В 2-х томах.- Санкт-Петербург: Институт "Экономическая школа", 2004.

24. Гвишиани Д. М. Мосты в будущее.- М.: Институт системного анализа, УРСС, 2004.

25. Гисин В.Б., Шаповал А.Б., Лунева Е.П. Агентно-ориентированные модели фондового рынка// Вестник Финансовой академии.- 2008.- № 4.- С. 57-67.

26. Глаголев А. И., Демин С. С., Орлов Ю. Н. Догосрочное прогнозирование газового рынка: опыт сценарного программирования.Ч М.: Институт энергодиалога "ВостокЧЗапад", 2003.- 128 с.

27. Дженникс Г., Ватте Д. Спектральный анализ и его приложения.- М.: Мир, 1978.-316 с.

28. Дорофеев К.Ю., Кудрявцев A.A., Гришко В.В. Математические агоритмы и модели определения объемов газа поставщиков и потребителей в системах транспорта газа//Нефть, газ и бизнес.- 2008.- № 12.-С. 21-23.

29. Дрейпер Н., Смит Г. Прикладной регрессионный анализ.- М.: Издательский дом Вильяме, 2007.

30. Дунаев В.Ф., Шпаков В.А., Епифанова Н.П. и др. Экономика предприятий нефтяной и газовой промышленности. Ч Учебник Ч М.: ООО ЦентрЛитНефтеГаз, 2004.-372 с.

31. Дьяконов В.П. Вейвлеты. От теории к практике.- М.: СОЛОН-Пресс, 2004, 400 с.

32. Дюк В., Самойленко A. Data Mining. Ч СПб: Изд. Питер, 2001. Ч368 с.

33. Емельянов С.С. Моделирование экспорта и импорта Российской Федерации в системе прогнозно-аналитических расчетов// Проблемы прогнозирования.- 2007.- № 2.- С.116-126.

34. Ермилов О.М., Миловидов К.Н., Чугунов JI.C. и др. Стратегия развития нефтегазовых компаний. М.: Наука, 1998. Ч 623 с.

35. Замятина Е.Б. Современные теории имитационного моделирования: Специальный курс. Пермь: ПТУ, 2007. - 119 с.

36. Зиновьев А.Ю. Визуализация многомерных данных. Ч Красноярск: Изд. Красноярского государственного технического университета, 2000. Ч180 с.

37. Злотникова Л.Г., Колядов JI.B., Тарасенко П.Ф. Финансовый менеджмент в нефтегазовых отраслях: Учебник. Ч М.: ФГУП Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2005. Ч 456 с.

38. Зубарева В.Д. Финансово-экономический анализ проектных решений в нефтегазовой промышленности. М.: ГУЛ Изд-во Нефть и газ РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2000. - 232 е., ил.

39. Карасевич A.M. Региональные системы газоснабжения: энергетика, экономика, технологии. М.: Страховое Ревю, 2006. Ч 469 стр.: ил.

40. Ким Дж.-О., Мьюлер Ч.У., Клекка У.Р. Факторный, дискри-минантный и кластерный анализ.- М.: Финансы и статистика, 1989.- 216 с.

41. Комков Н.И., Кротова М.В. Реформирование внутреннего рынка природного газа (анализ последствий на основе имитационного информационно-логического моделирования)// Проблемы прогнозирования.-2004,-№2.- С. 36-53.

42. Комков Н.И., Кротова М.В., Титов Б.Ю. Анализ условий и механизмов либерализации внутреннего рынка природного газа// Проблемы прогнозирования.- 2009.- № 1.- С. 16-32.

43. Коротаев A.B., Цирель C.B. Кондратьевские воны в мировой экономической динамике // Системный мониторинг. Глобальное и региональное развитие / Ред. Д.А. Хатурина, A.B. Коротаев.- М.: Либро-kom/URSS, 2009.- С. 189Ч229.

44. Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа Ч М.: Недра, 1984. 487 с.

45. Круглов В.В., Борисов B.B. Искусственные нейронные сети. Теория и практика.- М.: Горячая линия Телеком, 2001. Ч С. 382.

46. Леонтьев В.В. Межотраслевая экономика. М.: Экономика, 1997.- 479 с.

47. Лопатников Л.И. Экономико-математический словарь: Словарь современной экономической науки.Ч М.: Дело, 2003. Ч 520 с.

48. Макаров В.Л. Вычислимая модель российской экономики (RUSEC). Препринт # WP/99/069.- М.: ЦЭМИ, 1999

49. Макконнел K.P., Брю С.Л. Экономикс. М.: Туран, 1996.

50. Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике// Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Жуков В.В., Молодюк В.В.- М.: "Издательский дом МЭИ", 2007.- 505 с.

51. Менеджмент и маркетинг в электроэнергетике: учебное пособие для студентов ВУЗов /А.Ф. Дьяков, В.В. Жуков, Б.К. Максимов, В.В. Молодюк; под ред. А.Ф. Дьякова. Ч 3-е изд. Ч М.: Издательский дом МЭИ, 2007

52. Методика оценки экономической эффективности инвестиционных проектов в форме капитальных вложений. Утверждена 09.09.2009 № 01/07-99.- М.: ОАО Газпром, 2009

53. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов (вторая редакция).ЧМ.: Экономика, 2000.Ч421 с.

54. Мировая индустрия и рынки сжиженного природного газа: прогнозное моделирование/ В. С. Вовк, А. И. Новиков, А. И. Глаголев и др.- М.: Газпром экспо, 2009. -311 е., ил.

55. Модели оптимизации балансов котельно-печного топлива в рамках разработки программ газификации регионов. /В.Э. Замерград, A.M. Карасевич, Л.Д. Криворуцкий, Е.Р. Ставровский и др.- М.: ООО Газпром экспо, 2009. Ч 98 с.

56. Нефтегазообеспечение глобальной экономики: учеб. пособие / К.Н. Миловидов, А.Г. Коржубаев, JI.B. Эдер. М.: ЦентрЛитНефтеГаз, 2006. - 394 с.

57. Отнес Р., Эноксон Л. Прикладной анализ временных рядов.-М.: Мир, 1982.- 282 с.

58. Паклин Н.Б., Орешков В.И. Бизнес-аналитика: от данных к знаниям. Ч СПб: Изд. Питер, 2009. Ч 624 с.

59. Применение вычислительных методов в энергетике: Обзор докладов VIII Международной конференции / Под редакцией В.А. Веникова, Ю.Ф. Архипцева. М.: Энергоатомиздат, 1987. Ч 176 с. (Энергетика за рубежом).

60. Резолюция 2. План выпонения решений Всемирной встречи на высшем уровне по устойчивому развитию (26 августа 4 сентября 2002 года Йоханнесбург, ЮАР). Принята на 17-м пленарном заседании Генеральной Ассамблее ООН 4 сентября 2002 года.

61. Россия и Европа: энергосоюз или энергоконфликт? // Проблемы прогнозирования.- 2007.- № 2.- С.3-16.

62. Савин В.В., Веселов Ф.В. Попытка реализации эскиза много-агентной модели// 3-я международная конференция Управление развитием крупномасштабных систем, 5-7 октября 2009 г., Москва.

63. Сарданашвили С.А. Расчетные методы и агоритмы (трубопроводный транспорт газа).- М.: Нефть и газ, 2005.- 580 е., ил.

64. Серебряков Г.Р. Опыт построения динамической межотраслевой равновесной модели российской экономики// Проблемы прогнозирования.- 2000.- № 2.

65. Смоляк С.А. Оценка эффективности инвестиционных проектов в условиях риска и неопреденности (теория ожидаемого эффекта). Ч М.: Наука, 2002. 182 е., ил.

66. Справочник по общим моделям анализа и синтеза надежности систем энергетики / Под редакцией Ю.Н. Руденко. Ч М.: Энергоатомиздат, 1994.-480 е., ил.

67. Справочник по теории вероятности и математической статистике/ B.C. Королюк, Н.И. Портенко, A.B. Скороход, А.Ф. Турбин.- М.: Наука, 1985.

68. Стрижов В. В. Методы индуктивного порождения регрессионных моделей.- М.: ВЦ РАН, 2008.- 55 с.

69. Телегина Е.А., Румянцева М.А., Покровский C.B. и др. Внешний вектор энергетической безопасности России/Под ред. Е.А. Телегиной. Ч М.: Энергоатомиздат, 2000. Ч 352 е.: ил.

70. Телегина Е.А., Студеникина JI.A. Энергетическая безопасность и энергетическая интеграция в Евразии в XXI веке: азиатский профиль. М.: Информ-Знание, 2006. - 224 с.

71. Терехов В.А., Ефимов Д.В., Тюкин И.Ю. Нейросетевые системы управления.Ч Высшая школа, 2002.

72. Тер-Саркисов А.Р. Моделирование рынка природного газа Центральной и Восточной Европы: на примере Чехии: диссертация . кандидата экономических наук: 08.00.14.-Москва, 2006.- 123 е.: ил.

73. Узяков М.Н. Проблемы построения межотраслевой модели равновесия российской экономики //Проблемы прогнозирования.- 2000.-№2.

74. Узяков М.Н. Проблемы построения межотраслевой модели равновесия российской экономики// Проблемы прогнозирования.- 2000.-№2.

75. Управление тариф ообразованием на природный газ в зарубежных странах и возможность его применения в России: учеб. пособие / К. Н. Миловидов, Ю. И. Черный, А. А. Масакова ; РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина. М.: ООП, 2008. - 116 с.

76. Уоссермен Ф. Нейрокомпьютерная техника: Теория и практика. Ч М.: Мир, 1992. Ч 240 с.

77. Фетисов Г.Г. Задача снижения зависимости российской экономики от сырьевого экспорта и альтернативы экономической политики// Проблемы прогнозирования.- 2008.- № 3.- С. 17-36.

78. Фрай К. Экология или энергетическая безопасность Ч что важнее (Если бы Маслоу занимася проблемами энергетики) // Вопросы экономики. 2006. - № 4. - С. 104-113.

79. Хайкин С. Нейронные сети: полный курс. Ч М.: Вильяме, 2006. ЧС. 1104.

80. Чернавский С .Я., Эйсмонт O.A. Перспективы дерегулирования рынка природного газа в России// Материалы VII международной научной конференции "Модернизация экономики и государство", 4-6 апреля 2006 г.

81. Чернавский С.Я., Эйсмонт O.A. Экономический анализ либерализации рынка природного газа в России// Экономическая наука современной России,- 2008.- № 4.- С. 63-75.

82. Чубукова H.A. Data Mining: учебное пособие. Ч М.: БИНОМ, 2006. Ч382 с.

83. Энергетическая стратегия России на период до 2030 года. Утверждена распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. № 1715-р.

84. Arrow К. J., Debreu J. Existence of an equilibrium of the competitive economy// Econometrica.- 1954.- №22.- P. 265-290.

85. Bakirtzis A.G., Petridis V., Kiartzis S.J., Alexiadis M.C., and Maissis A.H. 1996. A Neural Network Short Term Load Forecasting Model for

86. Greek Power Systems// IEEE Transactions on Power Systems 1996.-11.- P. 858-863.

87. Bonabeau E. Agent-based modeling: Methods and techniques for simulating human systems/ZPNAS.- 2002,- 99.- P.7280-7287.

88. Bunn D., Dyner I. Systems simulation to support integrated energy analysis and liberalized planning// International transactions in Operational research.- 1996.- 3(2).- P.105-115.

89. Chen H., Canizares C.A., and Singh A. ANN-Based Short Term Load Forecasting in Electricity Markets// Proceedings of the IEEE Power Engineering Society Transmission and Distribution Conference.-2001.

90. Costas L. The European and the Greek Business Cycles: Are they synchronized? //MPRA.- № 1312.- 2007

91. Dixon P.B., Parmenter B.R., Sutton J., Vincent D.P. ORANI: A Multisectoral Model of the Australian Economy.- Amsterdam: North-Holland, 1982

92. Electricity Market Complex Adaptive System (EMCAS) http ://www.di s. anl.gov/proj ects/emcas.html

93. Energy policy act of2005. Public law 109-58ЧAUG. 8, 2005

94. Golombek R. Effects of liberalizing the natural gas markets in Western Europe// Energy Journal.- 1995.- 6(1).- P.85-111.

95. Golombek R. Increased competition on the supply side of the Western European natural gas market// Energy journal.- 1998.- 19(3).- P.l-18.

96. Green paper. A European Strategy for Sustainable, Competitive and Secure Energy. Brussels, 8.3.2006 COM(2006) 105 final

97. Hertel T.W. Global Trade Analysis: Modeling and Applications. New York: Cambridge University Press. 1997

98. Johanson L. A multi-sectoral Study of Economic Growth.-Amsterdam: North-Holland, 1960.

99. Korotayev A.V., Tsirel S.V. A Spectral Analysis of World GDP Dynamics: Kondratieff Waves, Kuznets Swings, Juglar and Kitchin Cycles in Global Economic Development, and the 2008-2009 Economic Crisis// Structure and Dynamics.- 2010.- 4(1).

100. Kothari D.P., Dhillon J.S. Power System Optimization.- New-Delhi: PHI Learning Pvt. Ltd., 2004.- 572 p.

101. Martins J.O., Scarpetta S., Pilat D. Mark-up pricing, market structure and the business cycle// OECD Economic Studies.- 1996.-II.- № 27.

102. Maslow A.H. A Theory of Human Motivation// Psychological Review.Ч50.- 1943.- P. 370-396.

103. Mathiesen L. Computation of Economic Equilibrium by a Sequence of Linear Complementarily Problems// Mathematical Programming Study.- 1985.- Vol.23.-P.144-162

104. National Climatic Data Center. DATA DOCUMENTATION FOR DATA SET 6405 (DSI-6405). European Climate Assessment & Dataset (ECA&D) project.- Royal Netherlands Meteorological Institute (KNMI) Ссыка на домен более не работает

105. National Energy Policy May 2001. Report of the National Energy Policy Development Group

106. Overbye T.J., Hale D.R., Leckey T., Weber J.D. Assessment of Transmission Constraint Costs: Northeast U.S. Case Study// IEEE Transactions on Power Systems.- 1999.

107. Russell S., Norvig P. Artificial Intelligence: A Modern Approach.-Prentice Hall, 2009.- 1152 p.

108. Sen S., Kothari D.P., Optimal thermal generating unit commitment: a review// Electrical Power & Energy Systems.- 1998.- Vol.20.- No.7.-P.443-451.

109. Shoham Y., Leyton-Brown K. Multiagent Systems: Algorithmic, Game-Theoretic, and Logical Foundations.- Cambridge University Press, 2009

110. Smeers Y. Computable equilibrium models and the restructuring of the European electricity and gas markets// Energy journal.- 1997.- 18(4).- P.l-32.

111. Tesfatsion L. Agent-based computational economics: a constructive approach to economic theory// In: Handbook of computational economics. Volume 2: Agent-based computational economics/ Eds. L. Tesfatsion and K.L. Judd.- Elsevier, 2006

112. Van Benthem M., ENETSIM: a system simulation tool for network planning// Published in the proceedings of the 8th SIMONE Congress.-Antwerp: 2007.

113. Ventosa M. Electricity market modeling trends// Energy Policy 2005,- 33.-P.897-913.

114. Weber J.D., Implementation of a Newton-based optimal power flow into a power system simulation environment.- University of Illinois at Urbana- Champaign, Department of Electrical and Computer Engineering, January 1997.

115. Weber J.D. Individual welfare maximization in electricity markets including consumer and full transmission system modeling. Ph.D. thesis, University of Illinois at Urbana-Champaign, Department of Electrical and Computer Engineering.- 1999.

116. Wittmann T. Agent-Based Models of Energy Investment Decisions.- Heidelberg: Physica-Verlag, 2008.- 113 p.

117. Wood A J., Wollenberg B.F. Power generation, operation and control." NY.: John Wiley & Sons, Inc., 1996.

Похожие диссертации