автореферат диссертации по энергетике, 05.14.01, диссертация на тему:Разработка методов тарифного регулирования в региональной электроэнергетической системе

На правах рукописи

ВАУЛИНА Галина Анатольевна

РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ТАРИФНОГО РЕГУЛИРОВАНИЯ В РЕГИОНАЛЬНОЙ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЕ

Специальность 05.14.01 - Энергетические системы и комплексы 08.00.05 - Экономика и управление народным . хозяйством

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

АВТОРЕФЕРАТ

Нижний Новгород - 2003

Работа выполнена в Нижегородском государственном техническом университете на кафедре «Электроэнергетика и электроснабжение»

Научный руководитель

- доктор технических наук, профессор Папков Б. В.

Официальные оппоненты

- доктор технических наук, профессор Савельев В.А.

- кандидат технических наук, Макеечев В.А.

Ведущая организация

- Московский энергетический институт (технический университет)

Защита состоится июля 2003 г. в 14 часов в аудитории 1307 на заседании диссертационного совета Д 212.165.02 в Нижегородском государственном техническом университете (603600, ГСП-41, г. Нижний Новгород, ул. Минина, 24)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Нижегородского государственного технического университета

Автореферат разослан «_»_2003 г.

Ученый секретарь

диссертационного совета к.т.н., доцент

В.В. Соколов

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность темы. К числу основных направлений реформирования электроэнергетики РФ относится создание конкурентной рыночной среды как одно! о из способов энергетической безопасности России. В настоящее время разрабатывается теоретическая основа формирования рынка, оптимизируй ся структура отрасли и механизмы управления ею, осуществляется методическая проработка плана мероприятий переходного периода, основанного на принципах рыночного равновесия при соблюдении условий надежного электроснабжения потребителей и внедрения, социально ориентированных, дифференцированных по различным параметрам тарифов, определяются взаимоотношения между субъектами, нормативная и законодательная базы; перестраиваю гея методы оперативно-диспетчерского управления с учетом экономической координации режимов, совершенствуются методы и системы учета энергоресурсов и взаиморасчетов между субъектами рынка, решаются проблемы инвестиционной политики и оценивается реальный технический потенциал энергопредприятий.

Однако отсутствие единой позиции непосредственных участников процесса реформирования, целого ряда научно-исследовательских организаций и отдельных ученых по вопросам обстоятельств реструктуризации и тарифного регулирования приводит к множеству концептуальных моделей рыночных отношений и методических подходов в региональной электроэнергетике. Отсутствие сформированного системного подхода к совершенствованию в условиях рынка региональных энергетических систем путем регулирования управления тарифами снижает эффективность энергосбережения при производстве, транспорте и потреблении электрической и тепловой энергии, лишает решение этой проблемы законодательной финансовой поддержки. Поскольку пройден лишь предварительный этап учреждения основных элементе рынка, переход к нему должен быть упорядочен и,продолжен и развит. Научное обоснование решения вопросов оптимизации работы энергосистемы, обобщение имеющихся разработок и практическая их апробация требует дополнительного изучения, выявления специфических особенностей как на уровне всей электроэнергетической системы (ЭЭС), так региональных АО-энерго, что предопределяет актуальность темы диссертации. Актуальность работы подчеркивается и тем, что проведенные исследования входят в федеральную целевую программу «Энергосбережение России на 1998 - 2005гг», «Профамму мероприяшй демонстрационной зоны высокой энергетической эффективности по Нижегородской области», программу «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы во Владимирской области».

РОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ } БИБЛИОТЕКА |

С.Петербург . я ' °Э ^ <

\\JJ9

Целью работы является создание научно обоснованного подхода проведения анализа и прогнозных исследований функционирования региональной многоуровневой электроэнергетической системы, позволяющего оптимизировать ее работу путем целенаправленного регулирования тарифов на электроэнергию. Для реализации поставленной цели в работе:

-проводится многокритериальный анализ влияния регулирования тарифов на эффективность функционирования региональной электроэнергетической системы (на примере Владимирской области);

-разрабатываются и обосновываются общие подходы к оптимизации и контролю заявляемых на прогнозные периоды мощности и объемов производства энергии;

-разрабатываются тарифная стратегия и методы расчета тарифов как средство управления энергосистемой региона, в том числе и для снижения энергетических затрат;

-исследуются возможности формирования оптимального баланса энергопотребления региона при использовании разработанных тарифов

Объектом исследований является комплекс «региональная энергосистема - потребители электроэнергии», а предметом - система регулирования, согласования и управления тарифной политикой в региональной энергетике.

Методы исследования и решения поставленных задач включают системный анализ объекта, методы математической статистики и математического программирования, аналитические расчеты, энергоаудит, экономико-математические методы анализа затрат ЭЭС и формирования балансов энергоресурсов области.

Основные положения, выносимые на защиту:

1.Результаты исследования основ формирования конкурентной среды энергорынка с выделением генерации, передачи, сбыта, диспетчеризации и тарифной политики.

2.Принципы организации хозяйственных отношений субъектов регионального энергорынка и общие положения управления энергетическим комплексом через тарифообразование.

3.Метод оценки критических объемов производства энергетической продукции как основы формирования оптимального баланса энергопотребления региона.

4.Модели расчета тарифных ставок на ЭЭ и мощность для конечных потребителей региональных энергосистем.

5.Принципы энергосберегающей политики, осуществляемой через тарифы на электроэнергию.

Научная новизна полученных результатов заключается в развитии модели региональной энергосистемы как большой технической системы с учетом технологических и экономических связей, адаптированной к рыночным условиям. Предложена стратегия формирования экономически обоснованных тарифов для различных групп потребителей региональной энергосистемы. Разработан метод анализа технического потенциала и материально-ресурсного обеспечения региональной энергосистемы. Результаты исследования показателей, определяющих надежность, экономичность работы региональной энергосистемы на базе новых систем тарифных ставок как средства оптимизации управлением электропотреблением.

Практическая ценность работы заключается в использовании полученных результатов при:

-управлении региональным энергетическим комплексом через систему тарифного регулирования;

-разработке положений о региональном потребительском энергетическом рынке государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию во Владимирской области;

-включении разработанных положений и тарифов в областную программу и закон Владимирской области «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы».

Полученные результаты применимы как для дефицитных, так и для избыточных энергосистем, могут сосуществовать с действующими тарифными системами, являются теоретической базой для новых исследований.

Предложения по реорганизации и оптимизации структуры региональной энергетики позволяют получить экономический эффект для ЭЭС и потребителей.

Реализация результатов работы. Основные положения диссертационной работы внедрены во Владимирской области при создании и организации регионального рынка электроэнергии и мощности. Разработанные модели, результаты расчетов и предложения по совершенствованию структуры региональной энер1етики переданы в ФЭК РФ. Отдельные разделы используются в учебном процессе на кафедре электроэнергетики и электроснабжения НГТУ при чтении курсов «Надежность ЭЭС», «Оптимизация развития ЭЭС».

Апробация результатов диссертации. Основные положения диссертационной работы и ее отдельные результаты заслушивались и обсуждались в академии предпринимательства Нижней Саксонии (г. Целле, 2001 г.) на Всероссийских конференциях ведущих руководителей и специалистов ТЭК России (2001 г, г.Суздаль), научных семинарах Владимирского государственного и Нижегородского государственного технических уни-

верситетов (2000 - 2003 гг.), на международной конференции ERRA по тарифам и ценообразованию (г. Будапешт 2002 г.).

Публикации. По теме диссертации опубликовано десять научных работ.

Структура и объем работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и пяти приложений.. Объем работы составляет 221 страниц сквозной нумерации, в том числе 136 страниц основного текста (25 рисунков и 31таблица), список использованных источников из 135 наименований, 76 страниц приложений.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ Во введении рассмотрено состояние проблемы, обоснована актуальность темы, определена цель и основные задачи работы, указана научная новизна, теоретическая значимость и практическая ценность диссертации, даны основные положения, выносимые на защиту.

В первой главе рассмотрены модели проведения структурной реформы электроэнергетики РФ. На основе критического анализа структур электроэнер1 етических рынков, рекомендованных Международной конференцией по большим электрическим системам высокого напряжения (СИГРЭ), выделены монопольная (вертикально интегрированная) модель; модель одного покупателя; конкурентная модель оптового рынка; конкурентная модель розничного рынка. Анализ формирования и развития электроэнергетических рынков стран Европейского союза дает возможность классифицировать их по открытости: страны с монопольным рынком ЭЭ (Франция, Греция, Ирландия); страны с закрытыми системами (Германия, Нидерланды, Дания, Австрия, Италия); страны с особыми системами (Испания, Португалия); страны с системой открытого доступа к сети (Великобритания, Швеция, Финляндия). «

Неизбежность развития рыночных отношений в электроэнергетике России определяется изменением внешних по отношению к энергетической отрасли условий хозяйствования; неизбежностью учасшя отрасли в \ качестве потребителя на формируемых энергетических рынках топлива, оборудования, услуг; наличием жестких связей отрасли в качестве поставщика ЭЭ с потребителями, уже работающими на основе рыночных отношений; изменением мировоззрения субъектов отрасли в части экономической самостоятельности и прямых договорных отношений с контрагентами; необходимостью подчинения подразделений электроэнергетической отрасли общегосударственным законам формирования рыночных отношений; необходимостью пересмотра представления об электроэнергетике как о естественной монополии.

Эффективность проводимых преобразований связана с экономической и энергетической безопасностью государства и отдельных его регио-

нов и основывается на сохранении технологической целостности уникальной ЕЭС России. Для создания его инфраструктуры рынка необходимо: выполнить требования, связанные с отделением блока естественных монополий по передаче электроэнергии от конкурентоспособного блока генерации; обеспечить право свободного доступа участников рынка к энергосетям; наладить систему компенсации объемов энергопотерь в сетях за счет тарифа, на основании двусторонних контрактов или на энергобирже; решить проблемы технологических ограничений и перегрузок; ввести систему сведения балансов между реальными показателями счетчиков и контрактными обязательствами на поставку ЭЭ; создать рынок или ввести компенсации, стимулирующие заинтересованность производителей в сохранении резервов производственных мощностей; ввести структуру независимого системного оператора, управляющего процессом диспетчеризации генерирующих станций в режиме реального времени на основании предложений, поступающих с рынка физических поставок.

Анализ последствий перестройки управления в электроэнергетике позволил выделить ряд основных проблем, характерных для энергетической отрасли: выбор модели, совмесшмой со спецификой организационной, производственной и диспетчерско-технологической структуры электроэнергетики; функциональное разделение отрасли; создание энергетических пулов; создание независимых операторов; ослабление государственного регулирования; регулирование цен и тарифов через ограничение их сверху; создание конкурентного рынка генерации; обеспечение возможности потребителю выбора поставщика; постепенное создание условий для конкуренции в области торговли электроэнергией; анализ возможности допуска иностранных инвесторов в национальную электроэнергетику.

Установлено, что реформирование электроэнергетики в разных странах имеет различные цели и формы. Развитие рыночных отношений является гибким процессом, который в значительной степени определяется текущим состоянием, историей создания и развития электроэнергетики соответствующей страны.

Основными стратегическими направлениями развития отрасли являются: сохранение ЕЭС России и развитие эффекта от ее функционирования; совершенствование функционирования субъектов энергетики и экономических взаимоотношений между ними на основе конкуренции; создание нового механизма функционирования энергетики, обеспечивающего потребности экономики и населения с минимальной нагрузкой на тарифы; увеличение энергетической безопасности в системе национальной безопасности России; совершенствование системы государственного регулирования тарифов.

Поскольку преобразования в отрасли проводятся в условиях значительной неопределенности, связанной с макроэкономическими, политическими и отраслевыми факторами, необходимо создание гибкого механизма принятия решений по ходу преобразований. Проведенные к настоящему времени структурные реформы энергетики РФ ориентированы на поэтапное приближение к состоянию конкуренции: внедрение на ФОРЭМ двух-ставочных тарифов, и тарифов, дифференцированных по зонам суточного графика нагрузок; организацию структур по управлению функционированием ФОРЭМ; совершенствование правовой и нормативно-методической базы для регламентирования элементов конкурентных отношений; решение задач по предоставлению потребителям и производителям права свободного выхода на ФОРЭМ. В области ценовой политики предлагается сочетание методов государственного регулирования тарифов с формами тарифов, позволяющими организовать конкуренцию производителей энергии. Для реализации проекта создания биржевого рынка ЭЭ в РФ существуют необходимые предпосылки, в том числе организационно-производственная структура РАО «ЕЭС России» и развитая национальная финансовая инфраструктура. Безопасность реализации проекта для национальной экономики и энергетики обеспечивается за счет сохранения контроля со стороны ФЭК России и поэтапного формирования рынка при постепенном его освобождении от первоначальных ограничений.

По результатам анализа отмеченных положений разработаны общие принципы организации регионального рынка ЭЭ (мощности) на территории Владимирской области, методические, организационные и правовые вопросы ею работы. Порядок взаимоотношений субъектов рынка определяется Положением, призванным способствовав демонополизации энергетического комплекса области. Разработана обобщенная финансово-договорная схема взаимоотношений определяющая комплекс мероприятий переходного периода преобразования рыночной струк1уры в условиях неопределенности экономических, политических и отраслевых факторов. Принципы организации регионального рынка ЭЭ (мощности) на территории Владимирской области стали основой разработки методик, направленных на координацию и управление ЭЭС области через создание современных тарифных систем.

Во второй главе разработаны основы системного подхода к оптимизации функционирования энергетической системы региона. На основе анализа функционирования электроэнергетики региона решены основные задачи формирования оптимального баланса производства и поставок ЭЭ и мощности и выработаны механизмы его согласования и утверждения .

Проведенный анализ позволил на примере Владимирской энергосистемы разработать методику определения критических объемов производ-

ства на основе определения точки безубыточности. Расчет ее позволяет: оценить пороговый объем реализации энергетической продукции производителем, рассчитать ожидаемую выручку от ее реализации в функции цены и объема продаж, оценить допустимое снижение выручки. Расчеты ведутся при допущении, что с изменением объемов реализации энергетической продукции сохраняется ее постоянная цена и обеспечивается равномерный рост производственных затрат. Точкой безубыточности является точка пересечения линейных зависимостей себестоимости С = /\{В)и выручки Я = /2(й) от объема реализации. Для достижения безубыточности при данном уровне рентабельности полезный отпуск должен быть не менее 4270 млн. кВт.ч. электроэнергии в год. В 2000 году объем отпущенной продукции составил 5061,1 млн. кВт.ч. Прибыль от реализации - 135,81 млн. руб. При этом «запас прочности» предприятия - 16,8%, что свидетельствует о благоприятном прогнозе. Проектные показатели, определенные на 2002 год также оказались приемлемыми с точки зрения прибыльности, так как планируемый объем выпуска продукции - 5350 млн. кВт.ч значительно превышает объем, соответствующий точке безубыточности -4150 млн. кВт.ч. Таким образом полученные результаты позволяют прогнозировать стабильность получения прибыли на годовом интервале времени. Отметим, что изложенная методика позволяет производить оценку точки безубыточности работы энергопредириятия не только при производстве электрической, но и всех других видов энергии.

Для прогноза тенденций развития электроэнергетического комплекса региона проанализированы его технико-экономические показатели и инвестиционная политика. Проведенный анализ показал, что полезный отпуск ЭЭ за 2000 г. по сравнению с 1999 годом вырос на 7,09%, тепловой - снизился на 11,8%. Оплачено 110,3% фактически отпущенной продукции. Себестоимость ЭЭ - 75,8% от объема оплаченной продукции. В 2001 году был запланирован рост объемов производства ЭЭ на 4% по сравнению с 2000 годом, чтобы в 2002 году цепной темп роста составил 105% при среднем по отрасли 104,5% (что значительно ниже темпов роста промышленности, - от 120% в год).

Для анализа деятельности ОАО «Владимирэнерго» в сопоставимых ценах проиндексированы основные экономические показатели, произведено сравнение показателей деятельности за 1996 - 1999 гг., дана характеристика экономического потенциала ОАО «Владимирэнерго» в сопоставимых ценах за 1999 - 2001 гг. и прогноз на 2002 г, данные которого в последствии подтвердились. Установлено, что наблюдается тенденция к увеличению стоимости основных средств в связи с планируемым вводом в эксплуатацию объектов незавершенного строительства на 8%. Планируется снижение дебиторской задолженности на 28%) по сравнению с показате-

лем 2000 г. в связи с переходом на договорную систему расчетов с покупателями и заказчиками. Ожидается ежегодное увеличение денежных средств на 25% в связи с увеличением объемов продаж. Запасы возрастут на 15%, энергопотребление увеличится на 1,6%.

Наибольший удельный вес в структуре затрат имеег статья «покупная энергия», так как ВлТЭЦ обеспечивает лишь 32% потребности в ЭЭ, остальная покупается на ФОРЭМ, где ее стоимость значительно выше. Планируемый рост стоимости покупной ЭЭ в 2002 г. составил 40%, исходя из ожидаемого роста цен на ФОРЭМ.

После 1997 г. наблюдается снижение выручки и в 1998 г. прибыль от реализации (разница между выручкой и себестоимостью) заметно умень- {

шается по сравнению с предыдущими периодами. Резкое снижение выручки в 1999 г. сопровождается снижением себестоимости. Снижение стоимостных показателей (выручки и себестоимости) в этом периоде связано с переходом Владимирской ТЭЦ в 1998 г. на более дешевый вид топлива -газ. Основные причины снижения уровня прибыли в 1999 г. - в невыполнении тарифного меню на электрическую и тепловую энергию: среднеот-пускной фактический тариф ниже установленного. Эю объясняется низким уровнем денежной составляющей в общей сумме выручки и негибкой работой с потребителями. В 1999 г. наблюдалось их резкое снижение, темп которого, рассчитанный в сопоставимых ценах, составляет 38,5%.

На фоне снижения объемов производства и уровня выработки происходит увеличение численности работников предприятия и увеличение среднемесячного дохода одного работника. В период до 1999 г. наблюдалось превышение темпов роста численности работников предприятия над темпами роста выработки на человека в натуральных показателях.

Себестоимость затрат на производство, передачу и распределение 1кВт.ч ЭЭ и 1Гкал тепла в 2000 г. составляет соответственно 16,37 коп. и ,

97,68 руб. Основная доля затрат при производстве ЭЭ приходится на топливо (10,6%) и расходы по производству и эксплуатации оборудования (10,3%). 50,2% затрат составляют расходы на покупную ЭЭ, тогда как в (

составе себестоимости тепловой энергии эти расходы отсутствуют. Основная доля затрат при производстве тепловой энергии приходится на топливо на технические цели (40,5%). Соотношение долей постоянных и переменных издержек по электрической и тепловой энергии принципиально различается: в составе себестоимости ЭЭ наибольшая доля приходится на переменные затраты (61%), в составе себестоимости тепловой энергии наибольшая доля приходится на постоянные затраты (55,1%). Такое различие обусловлено отсутствием в составе затрат на тепловую энергию расходов на покупную энергию, тогда как в себестоимости ЭЭ эти расходы составляют половину всех затрат. Начиная с 1998 года введен раздельный учет

затрат по регулируемым видам деятельности, что послужило основой дальнейшего тарифообразования.

Показано, что процесс формирования инвестиционных программ ЛО-энерго должен включать два основных блока. Первый - формирование максимального объема и оптимальной структуры инвестиционных ресурсов. Второй — отбор альтернативных проектов для финансирования.

Техническая политика ОАО «Владимирэнерго» рассмотрена с точки зрения обеспечения надежности энергоснабжения. Изношенность основных производственных фондов составляет 46,4%. Анализ планов и динамики планового и фактического финансирования капитального строительства за 1998 - 2001 гг. показал, что наблюдается тенденция невыполнения плана ввода основных фондов: 82% от плана в 1999 г., 69% в 2000 г. и 85% в 2001 г. Строительство ЛЭП сократилось почти в 5 раз. Источниками капитальных вложений служат амортизация, в меньшей степени, прибыль. Основную долю капитальных вложений в 1998 - 2001 гг. составляет амортизация (57 - 84%). В последние два года ее доля в сумме капитальных вложений выросла с 57 до 84%. Такая структура связана с недостаточностью финансирования капвложений из прибыли из-за невыполнения плановых показателей. Высокий уровень незавершенного строительства обусловлен длительными сроками строительства объектов энергетики и недостатком инвестиционного капитала в отрасли; финансированием объектов строительства по остаточному принципу; распылением инвестиционных средств; принятием инвестиционных решений без расчетов экономической эффективности и срока окупаемости объектов строительства.

В сложившейся ситуации инвестиционная стратегия (в пределах про-ектною инвестиционного цикла) должна была бы быть направлена на скорейшую реализацию имеющегося проекта расширения ВлТЭЦ для вытеснения из баланса области более дорогой энергии с ФОРЭМ. Однако, наблюдаемая тенденция свидетельствует о снижении инвестиционной доли в расчетах при установлении тарифов с 11,37% в 2000 г. до 7,21% в 2002 г. из-за ежегодного невыполнения планов строительства, модернизации и реконструкции. Нерешенными проблемами предприятия в инвестиционной обласш являются: отсутствие экономической и административной ответственности за результаты инвестиционных решений; неэффективное использование инвестиционного капитала; прямая инвестиционная нагрузка на потребителей; недостаточность инвестиционного капитала; сокращение потенциала энергостроительного комплекса.

Таким образом, в целях финансового оздоровления и улучшения основных показателей деятельности необходим факторный анализ влияния тсхнико-экономических показателей на финансовые результаты, совершенствование амортизационной политики, определение показателей, тре-

бующих срочных мер по их улучшению, введение экономически обоснованных тарифов как способа воздействия на основные параметры региональных ЭЭС.

В третьей главе исследованы основы формирования конкурентной среды ЭЭС региона во взаимосвязи с методами рыночного тарифообразо-вания. Поскольку основой формирования конкурентной среды является разработка скоординированных тарифных систем для производителей и потребителей электроэнергии и мощности возникает ряд задач, связанных с их формированием; разделением затрат АО-энерю на затраты электростанций, сетей и установление тарифов на электрическую и тепловую энергию, отпускаемую с шин электростанций АО-энерго; обоснованием территориальной и временной дифференциации тарифов; разработкой методов оптимизации балансов мощности и энергии на потребительском и оптовом рынках. Анализ мировых тенденций разработки, внедрения и использования различных систем тарифов показал, что практически нет стран, имеющих идентичные модели тарифных сис1ем. Это определяется собственными задачами которые ставятся в процессе преобразований энергетической отрасли.

В этой связи выполнена работа по организации системы государственного регулирования тарифов на ЭЭ во Владимирской области. На основе Федерального закона "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ" разработн основополагающий программный документ, регламентирующий работу РЭК и ее рабочих органов - "Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию во Владимирской области". В нем определены методологические, организационные и правовые вопросы ценообразования, а также размер платы за услуги по передаче ЭЭ по сетям на территории Владимирской области. Документ утвержден главой администрации области. Основой расчетов по обоснованию и регулированию тарифов на электрическую и тепловую энергию и определение размера платы за услуги по передаче электроэнергии по сетям является согласованный с РЭК баланс (прогноз) производства и поставок электрической и тепловой энергии в регулируемом периоде.

Задача разработки общих положений тарифообразования на региональных энергетических рынках состоит в расчете тарифа при обеспечении сбалансированности результатов: соответствия среднего тарифа тарифным ставкам, дифференцированным по различным параметрам. Дифференцированные тарифы должны обеспечивать тот объем выручки от реализации ЭЭ, который заложен при расчете среднего тарифа. Определение тарифных ставок за мощность производится на основе условия: ставки за мощность по видам напряжения рассчитываются из условия компенса-

ции соответствующих условно-постоянных затрат и прибыли. Ставки тарифа за ЭЭ на разных ступенях напряжения определяются из условия компенсации переменных затрат и соответствующей доли прибыли на производство, передачу и распределение ЭЭ. Расчет прогнозного уровня тарифов на ЭЭ для новых потребителей и расчет региональной абонентной платы за оказание комплексных услуг, связанных с надежным электроснабжением выводимой на ФОРЭМ энергоемкой организации-потребителя, производится в соответствии с утвержденными ФЭК методическими рекомендациями.

Методика расчета тарифов на ЭЭ (мощность) устанавливает механизм определения тарифов, используемых в договорах на их продажу, заключаемых оператором ФОРЭМ на условиях обязательства покупателя по 100%-й оплате полученной энергии (мощности) денежными средствами; добровольного внесения на расчетный счет поставщика (продавца) задатка в размере, равном расчетной стоимости количества покупаемой электрической энергии (мощности) за 1 - 3 недели. Оплата поставленной потребителю ЭЭ (мощности) осуществляется по тарифу, согласованному оператором ФОРЭМ и потребителем.

Согласованный сторонами тариф Гпотр не может быть ниже, чем НВВ1+НВВ2+НВВ3 ш ,

1 оотр--7, + ЛАО, , ( О

Л^нэтр /

где MBB | = YJi1') ~ стоимость ЭЭ (мощности), купленной оператором

I

ФОРЭМ у производителей в течение расчетного периода; ГГ1р^ - тариф, согласованный производителем к и оператором ФОРЭМ; ЭЭ, купленная у к-го производителя оператором ФОРЭМ; т — количество производителей, заключивших договор с оператором ФОРЭМ; НВВг- расходы по содержанию оператора ФОРЭМ; /Ш3 = ЛРАо ~ сумма абонентной

п

платы РАО «ЕЭС России»; Арао~ размер абонентной платы РАО «ЕЭС

и т

России», утвержденный ФЭК; £ ^„отр/ = £ ^ирк ~ ДМ'рао "Д^ао"" ЭЭ,

7=1 к~ 1

проданная оператором ФОРЭМ потребителям; Д (КРА0- потери ЭЭ в сетях РАО «ЕЭС России»; Äff до - потери ЭЭ в сетях АО-энерго; и - количество потребителей, заключивших договор с оператором ФОРЭМ; Ащ - размер абонентной платы региональной ЭСО.

Региональная абонентная плата Ал0 на период регулирования:

+ "^нокАО -^РАО

где НВВ д0 - объем ЭЭ (мощности) в действующих ценах, отпускаемой АО-энерго (включая потребителя, выводимого на ФОРЭМ); З.ж - затраты на производство ЭЭ по электростанциям АО-энерго; ЗпокЛО - затраты на покупную АО-энерго ЭЭ с ФОРЭМ (в том числе для поставки выводимому на ФОРЭМ потребителю); Арао- абонентная плата; Зсин ~ затраты АО-энерго на содержание электрических сетей, напряжение которых ниже, чем напряжение, на котором получает ЭЭ (мощность) выводимый на ФОРЭМ потребитель; 7/эсп - прибыль АО-энерго, выраженная через рентабельность; 1У,ЮЛ - объем полезного отпуска ЭЭ всем потребителям, расположенным в регионе обслуживания АО-энерго, включая потребителя, выводимого на ФОРЭМ.

Сумма абонентной платы энергоемкого потребителя - субъекта ФОРЭМ - АО-энерго:Яа = Лло^пол/ло> гДе ^полуЛО- полезный отпуск ЭЭ субъекту ФОРЭМ от сетей АО-энерго за период, предшествующий расчетному.

При свободном ценообразовании государственное регулирование не может обеспечить снижения удельных затрат. Поэтому необходимо создать и внедрить конкурентную модель, в которой производитель стремился бы минимизировать издержки. Это возможно при маржинальном ценообразовании (по граничным затратам). Продавцы ранжируются в порядке возрастания заявленных удельных топливных затрат. Спрос потребителей покрывается путем последовательного привлечения продавцов в порядке увеличения топливных затрат. Часть предлагаемой выработки остается невостребованной, а востребованная О, образует конкурентную среду. В ней продавцы в получают оплату Я, по ставке, маржинальных затрат go: = У ■ Издержки каждого из продавцов:

Иi=giGl=(g0-Agi)Gh (3)

где g¡ - ценовая заявка /-го продавца; Ag¡ = g0 - g¡ - превышение маржинальных топливных затрат над затратами ¿-го продавца.

Прибыль:

AS¡ = Sl-Иi = AgiGi. (4)

Среднепокунной тариф на ЭЭ Г для покупателей:

Т = —[—. (5)

■ ЛЩ

Таким образом, на основе расчета краткосрочных предельных (маржинальных) издержек возможно установление временных переменных тарифов (суточных, сезонных), отражающих колебания в графике нагрузки и связанных с этим затрат энергокомпаний на маневрирование мощностью, что позволяет балансировать спрос и предложение на рынке электроэнергии. Можно прогнозировать, что после перехода на маржинальную систему ценообразования большинство продавцов не смогут мгновенно оптимизировать издержки и снизить цены. Эффект скачкообразного роста тарифа может достичь 25%.

Однако приведенные рассуждения справедливы при произвольной загрузке электростанций. Такая структура выработки практически невозможна. Это обусловлено ограниченной пропускной способностью электрической сети, а также требованиями потребителей, подключенных к конкретным генерирующим источникам. Поэтому идеальная модель маржинального ценообразования искажается невозможностью выдачи ЭЭ экономичными электростанциями с замещением их неэкономичными. Компенсации, вызванные недостаточной пропускной способностью электрических сетей, должны быть оплачены соответствующими сетевыми компаниями. Поскольку увеличение затрат на выработку ЭЭ обусловлено необходимостью развития сетей, то компенсация электростанциям должна выплачиваться компанией, ответственной за развитие и эксплуатацию соответствующей передающей системы. Компенсационные выплаты электростанциям связаны с увеличением тарифа АТ" у'-й электросетевой компании на передачу электроэнергии

ЕЛ^-АСу

ДГ." = -!■-, (6)

т

где ЛО,у - изменение выработки /-й электростанции, с учетом сетевых ограничений; Nmj - характеристика объема услуг по передаче от-му потребителю.

Далее становится возможным вычисление равновесной цены.

Отдельно стоит вопрос планирования инвестиционной составляющей в тарифах. В данной работе предлагается метод обоснования тарифа с учетом инвестиционных ресурсов, если выполняются следующие условия: разработан, проанализирован по содержанию и ресурсам РЭК и рекомендован к внедрению портфель инвестиционных проектов, обеспечивающих повышение качества энергоснабжения; реализация инвестиционной программы признана приоритетной целью развития предприятия; реализованы условия планирования и контроля издержек производства, обеспечиваю-

щие исключение необоснованных цен при формировании затратной базы; достигнуто соглашение между РАО «ЕЭС России», администрацией региона (РЭК) и АО-энерго ошосительно предельных значений финансовых показателей на плановый период и мер контроля и ответственности АО-энерго за выполнением инвестиционной программы. Основу предлагаемого метода составляет схема, позволяющая определить предельные значения всех источников инвестиционных ресурсов.

Предложенная система формирования инвестиционной составляющей отпускных тарифов АО-энерго обладает следующими преимуществами. Система является адресной и прозрачной. Формируется инвсстицион- 1 ная программа, способная дать социально-экономический эффект. Программа обсуждается заинтересованными сторонами как по направленности проектов, так и по источникам финансирования. Инвестиционная деятель- г ность АО-энерго становится контролируемой и регулируемой. Если мони- щ торинг реализации инвестиционной программы обнаруживает ее невыполнение, то соответствующая часть инвестиционных ресурсов «вычитается» из средств АО-энерго при следующем пересмотре тарифов. Повышается ответственность менеджмента за эффективность инвестиционных программ. Стимулируется и расширяется инвестиционная деятельность энергокомпаний. Исследование инвестиционных возможностей с последующим ранжированием и отбором приоритетных проектов реализуется в несколько этапов: 1. Укрупненная оценка показателей эффективности энергосистемы в целом и тарифов на энергию, обеспечивающих окупаемость инвестиционных проектов. 2. Предварительная оптимизация сценарного развития системы с учетом выбытия генерирующего и сетевого оборудования, технологических офаничений и перспективных режимов работы ЕЭС в целом. 3. Финансово-коммерческий анализ приоритетных проектов и ранжирование их между собой. 4. Формирование общей инвестиционной * программы.

Следует учитывать, что инвестиционный анализ носит предварительный характер. Представляется целесообразным на этом этапе ограии- * читься общими структурными выводами. По мере изменения внешних условий и корректировки исходной информации они должны регулярно корректироваться и уточняться. Однако право первоочередного осуществления практически всегда заслуживает тот инвестиционный проект, который позволяет обеспечить минимальную величину тарифа. Предложенная система формирования инвестиционной составляющей отпускных тарифов позволила сформировать контролируемую и регулируемую инвестиционную программу деятельности ОАО "Владимирэнерго" для обеспечения надежного электроснабжения области.

В рыночных условиях при многообразии форм собственности в электроэнергетике и у потребителей принципиально меняются правовые основы и методы обеспечения требований надежности при формировании договорных отношений между субъектами рынка ЭЭ. Основополагающим принципом обеспечения надежности должен быть принцип равной экономической ответственности субъектов рынка как обеспечивающих поставку, транспорт и распределение ЭЭ, так и потребителей.

В четвертой главе приведены основные положения разработанных методов расчета тарифных ставок за ЭЭ и мощность. Показано, что про» блемы цены и ценообразования относятся к наиболее сложным разделам теории и наиболее важным компонентам практики управления ЭЭС. При нерасчетном изменении состава и параметров работающего оборудования электростанций и электрических сетей потребление может превысить ре' сурс/ц,-. Поэтому необходимо информационное обеспечение, включающее как состав действующего генерирующего оборудования, так и сведения о его резервах и пропускной способности ЛЭП на период регулирования , (прогноза). Удовлетворение колеблющегося спроса требует дополнительных затрат, причем тем больших, чем больше амплитуда его колебаний. Одним из важных инструментов нахождения оптимального сглаживания колебаний и стимулирования принятия соответствующих мер служит установление цен (тарифов), действующих на протяжении цикла. Если рассмотренные ограничения не выполняются, необходима коррекция графиков электропотребления за счет переноса нагрузки потребителей с периодов утреннего и вечернего максимумов на часы минимальных нагрузок и полупиков. Следовательно, назревшей задачей в электроэнергетике является учет в тарифах на ЭЭ неравномерностей электропотребления во времени.

С введения двухставочных тарифов начинается согласование систем тарифов на оптовом и потребительском рынках. ЭЭ, отпускаемая с оптового рынка по двухставочным тарифам, может конкурировать с ЭЭ местных Ч электростанций. При одноставочных тарифах это невозможно. Кроме того,

двухставочные тарифы стимулируют дефицитные АО-энерго к эффективному использованию покупаемой ими договорной (заявленной) мощности. В идеальном случае оценка ЭЭ, поставляемой на рынок (как на оптовый, так и на потребительский), должна осуществляться для интервалов времени, число и длительггость которых зависит от автоматизации учета и коммерческих расчетов. Затраты 3, от переноса нагрузки из пиковой в полупиковую и ночную или из полупиковой в ночную зоны суточного графика, определятся как

з = (тп - тпп )(ППРП + (Т„ - Г„)(ИРП + (Тпп -ТН)(НРПП , (7)

где Тп, Tnn, Ти - тарифы в пиковой, полупиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки ЭЭС; tnn, /н - длительность полупиковой и ночной зон; Рп, Рпп -мощность, переносимая в смежную зону.

В зависимости от принятого в ЭЭС соотношения тарифных ставок Тп : 7ПП : Тн может быть оценена допустимая для потребителя величина затрат при требуемом или желаемом снижении нагрузки. Уход потребителя из максимума нагрузки ЭЭС обеспечивает экономический эффект от уменьшения мощности пиковых электростанций и затрат на их сооружение и эксплуатацию. Одновременно достигается экономия топлива. Перенос нагрузки из пиковой в другие зоны необходим и в случаях аварийных ситуаций, связанных с дефицитами мощности, когда Рп > Р(). Следовательно, введение дифференцированных по времени тарифов является комплексным мероприятием, существенно изменяющим взаимоотношения электроэнергетической отрасли с потребителями как в технической, так и в финансово-экономической сфере.

При двухставочных тарифах ставка за мощность, отпускаемую с оптового рынка, по каждой энергозоне графика определяется как:

ZTß.N.+ZTjtijNj T?f=-—-1-, (8)

/

где Т"щ, - ставка за мощность, поставляемую на оптовый рынок г'-й электростанцией; IйМ] - ставка за мощность, поставляемую j-й электростанцией избыточного АО-энерго; Ni - установленная мощное ¡ь /-й электростанции; Nj - мощность сальдо-перетока от j-й электростанции избыточного АО-энерго с учетом резерва по утвержденному балансу мощности; Nf - средняя за расчетный период мощност ь У^го потребителя в средний максимум нагрузки.

Тарифная ставка за ЭЭ, отпускаемую с оптового рынка, определяется по выражению:

Ytw ■W

/ I rrmim

TS'-jp-, (9)

"пол

где 7wx - ставка за энергию /-го поставщика; Wom„ - плановая поставка энергии /-м поставщиком; fVmm - отпуск энергии с ФОРЭМ.

При дифференцировании тарифов по зонам суточного графика учтены особенности Владимирской области. Тариф на ЭЭ в базовой зоне оценивается только по топливной составляющей затрат с добавлением прибыли, относимой на базовую ЭЭ:

(10) "б»

Тариф на пиковую ЭЭ рассчитывается как:

ГГ}У _ _ ^пшк пост пик И Wl.HK /114

1 пик - -—-, I 1 )

ГУ аш

где 3Г0Ш1 (1И1( - топливные затраты на пиковую ЭЭ; Зшкт (шк - постоянные затраты на пиковую мощность; ик - прибыль, относимая на пиковую ЭЭ; 1¥ник - ЭЭ, вырабатываемая пиковыми блоками.

Выработка основных положений дифференцирования тарифов по уровням напряжения заключалась в установлении общей ставки исходя из затрат и прибыли, которые возмещаются всеми потребителями, и двух ставок, связанных с затратами и частью прибыли, дополнительно оплачиваемых потребителями, получающими электроэнергию на СН и НН. Рекомендации и нормативы затрат на передачу и распределение ЭЭ по уровням напряжения предназначены для формирования тарифов, дифференцированных по диапазонам напряжения общей сети АО-энерго и формирования индивидуальных тарифов для потребителя на покупку мощности и энергии от конкретного поставщика.

Для выбора стимулирующих условий участия потребителей в программах управления электропофеблением предложено специальное меню. По усмотрению потребителя выбираются частота возможных отключений и снижений нагрузки при разной заблаговременное™ предупреждения со стороны ЭЭС о введении соответствующих режимов и их продолжительности. Особо оговаривается время начала регулирования. При решении вопроса об обращении к ЭЭС относительно скидок и надбавок за предоставляемый уровень надежности потребитель должен изучить свои регулировочные возможности и сопоставить экономический выигрыш Э„ от повышения надежности со стороны ЭЭС или потери от снижения со скидками или надбавками к тарифу. При повышении требуемого уровня надежности электроснабжения потребителя > тариф также возрастает Т2 > Т\. Но снижается АРогкл2 < &Рош,\ и (или) сокращается длительность вынужденного режима ¡г < Л- Эффект от изменения уровня надежности электроснабжения определяется как Э„ = У) - У2, где У о - потери от изменения нормального режима электропотребления при разных уровнях Я1 и Я2 надежности.

Реализация предлагаемой концепции предполагает выполнение ЭСО и потребителем следующих организационно-технических мероприятий: прогноз среднего по системе уровня надежности электроснабжения на предстоящей расчетный период; оценку суммы возможных компенсационных выплат за нарушение договорных обязательств как со стороны ЭСО, так и со стороны потребителя; оценку фактического уровня надеж-

ности электроснабжения конкретного потребителя; анализ причин, вызвавших нарушение договорных обязательств; оценку возможностей реализации мероприятий, обеспечивающих достаточно высокую вероятность выполнения взаимных договорных обязательств; расчет скидок и надбавок к среднему тарифу.

Особую проблему формирования тарифов на ЭЭ представляют тарифы для населения. Введение льготных тарифов обусловлено желанием не снижать уровень жизни значительной части населения. Одна из целей реформы ЖКХ РФ — устранение перекрестного субсидирования населения промышленными потребителями. Очевидно, что повышение тарифов на жилищно-коммунальные услуги населения должно производиться с учетом уровня доходов различных групп населения. Принятие систем дифференцированных тарифов связано с экономической целесообразностью автоматизации учета ЭЭ для бытовых потребителей.

Предложения в области тарифного стимулирования и энергосберегающих тарифов заключаются в соответствующей методике. При реализации задач активного энергосбережения тарифный кредит может предоставляться на договорной основе по упрощенным схемам: 1. Безвозвратный кредит из фонда Ф или за счет дотаций АО-энерго. 2. Беспроцентный кредит с возвратом договорных сумм через определенный промежуток времени. 3. Возвратный процентный кредит.

Ставка тарифа ТК-ТЭ-АТЭ определяется исходя из ожидаемого электропотребления 1¥э по договору между субъектами взаимоотношений (фондом Ф или кредитором, инвестором, АО-энерго и потребителем) из условия возврата средств фонда Ф в течение желаемого срока:

ф Ф

( --^-;Тк=т,——. (12)

1¥Э(ТЭ-ТК) (,ж1¥.

Для решения проблемы энергосбережения и создания ресурсосберегающих тарифов в рамках исследований по представляемой в диссертационной работе проблеме были разработаны программа «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы» и закон «Об энергосбережении и повышении эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на территории Владимирской области».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1 .На базе мирового опыта внедрения конкурентных механизмов в электроэнергетику и научно обоснованного многокритериального системного анализа влияния регулирования тарифов проведено комплексное исследование целенаправленного регулирования тарифов на электроэнергию на эффективность функционирования многоуровневой региональной энер-

госистемы, что позволило спрогнозировать возможные краткосрочные последствия и оценить долгосрочную перспективу.

2.Установлены основные технико-экономические показатели ре-1 гиональной энергосистемы, необходимые в качестве исходной информации при управлении путем создания современных тарифных систем для оценки эффективности функционирования энергодефицитных и энергоизбыточных систем в условиях рынка.

3.Впервые примененная методика определения критических объемов реализации ЭЭ (на примере Владимирской ЭЭС) позволяет определять

. пороговое значение ее полезного отпуска в регионе, что способствует оп-

тимизации и контролю заявленных в балансе (прогнозе) объемов производства и поставок ЭЭ и мощности. ; 4.Разработан научно обоснованный подход, определяющий после-

довательность и целеполагание проведения анализа и прогнозных исследований основных технологических, технических, экономических и инвестиционных параметров, необходимых для оптимизации функционирования любой региональной многоуровневой ЭЭС РФ, с любыми параметрами и любым количеством составляющих компонентов, являющийся основой создания тарифных систем как способа воздействия на основные параметры региональных ЭЭС. Результатом исследования ретроспективных показателей функционирования региональной ЭЭС стал обоснованный прогноз материальных затрат на содержание, эксплуатацию региональной ЭЭС; необходимых объемов топлива, его стоимости, средств для его полной оплаты.

5.Исследование показателей, определяющих надежность, экономичность, эффективность раббты региональной ЭЭС, показало необходимость учета в тарифах на ЭЭ неравномерности электропотребления на ос* нове научно обоснованной системы тарифных ставок как средства оптимизации управления электропотреблением во взаимодействии с потребите-^ лями.

Л 6.«Положение о государственном регулировании тарифов на

электрическую и тепловую энергию во Владимирской области», разработанное под руководством автора и внедренное в 1999 году определило единые методологические, организационные и правовые основы ценообразования на электрическую и тепловую энергию, размер платы за услуги по передаче и распределению электроэнергии по сетям всех энергоснабжающих организаций ЭЭС Владимирской области с целью обеспечения единства тарифов для каждой группы конечных потребителей. Положение предусматривает формирование конкурентной среды на потребительском рынке региона с единством диспетчерского управления и обязательным разделением функций генерации, передачи и

ций генерации, передачи и распределения ЭЭ и расчетов стоимости по каждому виду бизнеса.

7.Обоснованные рекомендации по включению в тарифы на ЭЭ (мощность) затрат на энергосбережение вошли в разработанные и внедренные программа «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки ЭЭ и природного газа на 2000-2005 годы» и закон «Об энергосбережении и повышении эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на территории Владимирской области» позволили создать правовую основу для включения в тарифы на ЭЭ (мощность) затрат на энергосбережение. ,

8.Показано, что разработка и внедрение современных тарифных систем на ЭЭ реальны при условии, что ЭЭС и потребители будут заинтересованы в рациональном ее использовании. Разработанные Методические t указания о порядке расчетов тарифов на ЭЭ на потребительском рынке, * дифференцированных по зонам суток, используются для расчета дифференцированных тарифов с гибкой схемой базовой системы (двухставоч-ный, одноставочный) для 20 крупных промышленных потребителей Владимирской области.

РАБОТЫ, ОПУБЛИКОВАННЫЕ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Ваулина Г.А. Краткий комментарий к порядку расчетов с населением за потребленную электрическую энергию с применением дифференцированных тарифов / Владимирский обл. инф. бюллетень, 2000, № 1 (1), с. 16 - 21.

2. Ваулина Г.А., Егоров И.Н., Костерин М.С., Мурашко H.A. Автоматизированные системы регулирования и учета расхода газа -основа повышения экономической эффективности промышленных газораспределительных сетей / Матер. IV Междунар. конгресса «Конструкторско-технологическая информатика - 2000» - М.: МГТУ * (СТАНКИН), 2000. С. 175.

3. Ваулина Г.А. Пульс губернии / Вопросы регулирования ТЭК: Регионы и Федерация, 2001, № 1, с. 67-68. V

4. Ваулина Г.А. О тарифах на электрическую и тепловую энергию // Владимирский обл. инф. бюллетень, 2001, № 1(3), с. 19 - 22.

5. Ваулина Г.А. О тарифном регулировании // Владимирский обл. инф. бюллетень, 2001, № 2 (4), с. 4 - 6.

6. Ваулина Г.А. Энергетический комплекс области, задачи и направления его развития / Материалы научно-практической конференции «Проблемы социально-экономического развития Владимирской области на современном этапе» г. Владимир, 2001. С. 161 - 163.

7. Ваулина Г.А. ТЭК. Итоги и перспективы // Бизнес-партнер. 2002, № 5. С. 23-25.

8. Ваулина Г.А. О работе региональной энергетической комиссии / Материалы межрегиональной научно-практической конференции «Инновационный тип развития как способ решения региональных социально-экономических проблем на современном этапе реформ. г.Владимир. 2002. С. 142-145.

9. Ваулина Г.А., Папков Б.В. Подход к определению критических объемов производства энергетической продукции на примере Владимирской энергосистемы // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2002, № 4. С. 69-70.

10. Ваулина Г.А., Папков Б.В. Точка безубыточности энергопредприятия. В сб. Электрооборудование промышленных установок. Труды НГТУ. Вып. 34. Нижний Новгород. 2002. С. 160 - 162.

Личный вклад автора. Все основные положения диссертации разработаны автором. В трех работах, написанных в соавторстве, автору принадлежат: постановка задачи исследования [2,9], разработка методики расчета [9,10], расчетная и исследовательская часть [5,10], обобщение результатов [2, 9,10].

/

ЛР № 020275. Подписано в печать 28.05.03. Формат 60x84/16. Бумага для множит, техники. Гарнитура Тайме. Печать офсетная. Усл. печ. л. 1,39. Уч.-изд. л. 1,45. Тираж 100 экз. Заказ Л9~£О0Ьк Редакционно-издательский комплекс Владимирского государственного университета. 600000, Владимир, ул. Горького, 87.

RI 11 93 9

W??f

ВВЕДЕНИЕ

1. ИССЛЕДОВАНИЕ МОДЕЛЕЙ ПРОВЕДЕНИЯ СТРУКТУРНОЙ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

1.1. Критический анализ структур электроэнергетических рынков

1.2. Мировые тенденции развития конкурентных отношений в электроэнергетике

1.3. Основы биржевой деятельности на рынке электроэнергии и мощности 23'

1.4. Концепция развития структуры и формирования конкурентных отношений электроэнергетического рынка России

1.5. Исследование структуры электроэнергетической системы региона на примере Владимирской области

Краткие выводы

2. СИСТЕМНЫЙ ПОДХОД К ОПТИМИЗАЦИИ

ФУНКЦИОНИРОВАНИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РЕГИОНА

2.1. Решение задач формирования оптимального баланса

2.2. Методика определения критических объемов реализации электроэнергии на примере Владимирской электроэнергетической системы 41 2.3 Прогноз тенденций развития электроэнергетического комплекса региона 452.3.1 Анализ экономических показателей

2.3.2. Анализ технического потенциала

2.3.3. Анализ инвестиционной политики ОАО "Владимирэнерго"

2.4. Анализ эффективности капиталовложений на развитие собственных генерирующих мощностей

Краткие выводы

3. 3. ИССЛЕДОВАНИЕ ОСНОВ ФОРМИРОВАНИЯ КОНКУРЕНТНОЙ СРЕДЫ ЭЭС РЕГИОНА ВО ВЗАИМОСВЯЗИ С МЕТОДАМИ РЫНОЧНОГО ТАРИФООБРАЗОВАНИЯ

3.1. Тарифные системы и тарифы в мировой электроэнергетике

3.2. Разработка общих положений тарифообразования на региональных электроэнергетических рынках

3.3. Исследование особенностей маржинального ценообразования применительно к региональной энергосистеме

3.4. Разработка системы государственного регулирования тарифов на электрическую энергию во Владимирской области

3.5. Формирование инвестиционной составляющей тарифов как источника повышения эффективности региональной электроэнергетической системы

3.6. Выработка предложений по совершенствованию тарифных систем

Краткие выводы 97 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ РАСЧЕТА ТАРИФНЫХ СТАВОК ЗА

ЭЛЕКТРИЧЕСКУЮ ЭНЕРГИЮ И МОЩНОСТЬ

4.1. Задачи разработки дифференцированных тарифов на электрическую энергию и мощность

4.2. Разработка и совершенствование метода расчета двухставочных тарифов

4.3. Разработка методики расчета тарифов, дифференцированных по зонам суточного графика

4.3.1 На оптовом рынке

4.3.2. На потребительском (розничном) рынке

4.4. Анализ основных положений дифференцирования тарифов по уровням напряжения и надежности электроснабжения

4.5. Проблемы формирования тарифов на электроэнергию для населения

4.6. Методы тарифного стимулирования и энергосбережения 128 Краткие выводы

Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. выделила ключевые задачи национального масштаба, которые концентрируют суть энергетической политики страны. Основная цель реформирования энергетики России — создание и функционирование рынка электроэнергии (ЭЭ) и обеспечение условий энергетической безопасности России. Теоретическая основа формирования рынка — экономическая эффективность отрасли, основанная на принципах рыночного равновесия при условии надежного и качественного энергоснабжения потребителей и внедрения энергосберегающих, социально ориентированных, дифференцированных по различным параметрам тарифах. Его функционирование определяется взаимоотношениями между субъектами и совершенной нормативной и законодательной базой. При этом считается, что производители могут конкурировать между собой, а для потребителя должна существовать принципиальная возможность выбора производителя или их совокупности.

Электрические сети - особый субъект рыночных отношений, поскольку априорно являются элементом монополии. Технологический и коммерческий операторы рынка - компании, представляющие управляющее звено на базе органов диспетчерского управления и осуществляющие оперативно-технологическое управление надежностью, устойчивостью, экономичностью и режимами электроэнергетической системы (ЭЭС), а также учет, анализ и разработку мероприятий по совершенствованию отношений между субъектами рынка. Элементами регулирования рыночных отношений является лицензирование деятельности по производству, передаче и оказанию услуг по распределению ЭЭ, обоснование размеров платы оператору.

К настоящему моменту в мире есть несколько вариантов моделей рыночных отношений в электроэнергетике, которые в чистом виде не могут быть применимы к структуре ЭЭС России. В отличие от стран Западной Европы, США, Японии практически нет избыточных генерирующих мощностей и резервов пропускной способности системообразующих ЛЭП. На порядок ниже плотность электрических сетей и уровень компьютеризации в управлении ими.

Цена на ЭЭ практически не зависит от спроса и предложения, а определяется издержками, проконтролировать которые в условиях акционерных обществ и независимых производителей чрезвычайно сложно. Тарифы на ЭЭ для потребителей устанавливаются органами тарифообразования ФЭК РФ, РЭК, что не способствует свободной конкуренции.

Основы эффективности объединения крупных территориальных, межгосударственных и даже межконтинентальных объединений с функциями инфраструктуры отрасли складываются за счет сохранения целостности электроэнергетического комплекса, концентрации инвестиций и снижения потребностей в топливе, возможностей покупки ЭЭ более дешевых источников, взаимопомощи резервами, привлечения потребителей к управлению режимами.

Наличие единой энергетической системы (ЕЭС) с высокой степенью автоматизации управления и грамотным персоналом послужило базой для плавной адаптации электроэнергетики к работе в условиях рынка. Однако, структура федерального оптового рынка ЭЭ (мощности) (ФОРЭМ) находится в стадии формирования и не позволяет принимать и тем более оптимизировать решения многих финансовых и других системных проблем по целому ряду причин. Любой настоящий рынок эффективен лишь тогда, когда он обеспечивает конкуренцию производителей.

Отдельно стоит вопрос, связанный с платой за транзит по системообразующим сетям и услуги диспетчерского управления. При обостряющемся дефиците генерирующих мощностей и пропускной способности ЛЭП говорить о самостоятельности региональных АО-энерго и тем более отдельных электростанций не приходится. Абонентная плата за возмещение затрат на перетоки ЭЭ выплачивается пропорционально объемам регионального электропотребления, включая как «собственную» элктроэнергию, так и закупаемую на ФОРЭМ.

Обобщая сказанное, можно утверждать, что рыночные механизмы развития и функционирования электроэнергетики находятся в стадии формирования. При фактическом отсутствии практики исследования развития рынка ЭЭ естественно обратиться к зарубежному опыту, где затратным критериям предпочитаются различные модификации принципа максимальной прибыли, а важнейшим условием стабильного действия рыночных рычагов в энергетике является согласованность мер по их регулированию. Практически во всех странах энергокомпании располагают исключительными правами на монопольное электроснабжение потребителей на определенной территории. Эффективность электроснабжения повышается за счет конкуренции поставщиков топлива. Независимые производители успешно существуют совместно с крупными энергокомпаниями. Для крупных потребителей, имеющих собственные электростанции, вводятся ограничения по мощности, генерируемой ими на оптовый рынок. Вместе с тем, даже в предложенной американскими экспертами программе реформирования российской энергетики отмечено, что при наличии ЕЭС обеспечивается рациональный уровень надежности и устойчивости ее функционирования, а рынок нужно развивать с наименьшими затратами, ограничиваясь на первом этапе разработкой законодательных мер по регулированию тарифов и созданием условий для конкуренции производителей.

Актуальность исследований подтверждают отмеченные обстоятельства тарифного регулирования региональной электроэнергетики вообще и на примере Владимирской энергосистемы в частности. Значительный научный вклад в развитие основных положений рыночных отношений в электроэнергетике внесли работы, выполненные в научно исследовательских институтах (ВНИИЭ, НИИЭЭ, ИСЭМ СО РАН, ЭНИН им. Г.М. Кржижановского и др.), университетах (ИГЭУ, МГЭУ(МЭИ), НГТУ, УГТУ(УПИ) и др.), ряде энергообъединений, в РАО «ЕЭС России» ФЭК РФ. Однако к настоящему времени пройден лишь предварительный этап учреждения основных элементов рынка, переход к нему должен быть продолжен и развит в части адаптации к рыночным отношениям. Возможность их углубления требует дополнительного изучения и обоснования прежде всего на уровне региональных ЭЭС как основного поставщика энергии для конечных потребителей.

Выбранное направление исследований определяется необходимостью практической реализации Законов РФ «Об электроэнергетике», «Об энергосбережении» и основных положений Энергетической стратегии России до 2020 г. Оно связано с научно-исследовательскими работами, проводимыми во Владимирской области и Нижегородском государственном техническом университете в 1996 - 2003 гг.: «Исследование и разработка методов и средств выбора рациональных режимов ЭЭС», «Разработка методики по дифференцированию тарифов на электроэнергию для потребителей». Проведенные исследования входят в федеральную целевую программу «Энергосбережение России на 1998 — 2005гг.», «Программу мероприятий демонстрационной зоны высокой энергетической эффективности по Нижегородской области», программу «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы во Владимирской области».

Целью настоящей работы является создание методической, нормативной и законодательной базы тарифного регулирования регионального энергетического комплекса. Для этого решены следующие задачи, отражающие общую логику исследования:

• проанализированы особенности структурной реформы электроэнергетики России;

• установлена необходимость разработки методических основ регулирования региональных энергетических комплексов и систем в условиях рынка и выработаны общие принципы организации, управления, методического и правового обеспечения региональной энергетической системы;

• проведен анализ финансово-хозяйственной деятельности региональной энергосистемы и оптимизирован баланс энергопотребления региона на примере Владимирской области;

• проведен анализ влияния регулирования тарифов на эффективность функционирования региональной энергосистемы;

• разработана нормативная законодательная база по организации регионального рынка ЭЭ и мощности, определен порядок расчета за потребленную ЭЭ и мощность, даны рекомендации по энергосбережению;

• разработана методика формирования тарифной стратегии как средства энергосбережения и регулирования электроэнергетической системы региона.

Объектом исследований является региональный энергетический комплекс с энергообъектами разных форм собственности, а предметом — система регулирования, согласования и управления тарифной политикой.

Методы исследования и решения поставленных задач включают системный анализ объекта, методы математической статистики, аналитические расчеты, энергоаудит, экономико-математические методы анализа и формирования балансов энергоресурсов области и предельных издержек.

Методологическим обоснованием выполненной работы служат результаты работ ведущих научно-исследовательских институтов, законодательные и нормативные акты РФ, указы Президента РФ, постановления Правительства РФ и ФЭК РФ, нормативные акты Владимирской области, опыт отечественных и зарубежных исследователей в области энергетики.

В качестве информационного обеспечения использовались научные труды и монографии, материалы академических и отраслевых институтов, статистические отчетные данные РАО «ЕЭС России», материалы ФЭК РФ, ОАО «Влади-мирэнерго» и РЭК Владимирской области.

В работе автор защищает:

1. Методику оценки критических объемов производства энергетической продукции как основы формирования оптимального баланса энергопотребления региона.

2. Результаты исследования основ формирования конкурентной среды энергорынка с выделением генерации, передачи, сбыта, диспетчеризации и тарифной политики.

3. Принципы организации хозяйственных отношений субъектов регионального энергорынка и общие положения управления энергетическим комплексом через тарифообразование.

4. Модели расчета тарифных ставок на электроэнергию и мощность для конечных потребителей региональных энергосистем.

5. Принципы энергосберегающей политики, осуществляемой через тарифы на электроэнергию.

Научная новизна полученных результатов заключается в разработке модели региональной энергосистемы как большой технической системы с учетом технологических и экономических связей. В отличие от действующих методических указаний предложены

• стратегии формирования экономически обоснованных тарифных систем для различных групп потребителей региональной энергосистемы;

• выполнен расчет стоимости услуги по транспорту электроэнергии с выделе-ниием оптового тарифа для энергоснабжающих организаций-перепродавцов;

• методы анализа технического потенциала и материально-рескрсного обеспечения ОАО «Владимирэнерго»;

• методика анализа эффективности капиталовложений на развитие собственных генерирующих мощностей.

Полученные результаты применимы как для дефицитных, так и для избыточных энергосистем, могут сосуществовать с действующими тарифными системами, являются теоретической базой для новых исследований.

Практическая ценность работы заключается в использовании полученных результатов при управлении региональным энергетическим комплексом через систему тарифного регулирования; разработке и внедрении положений о региональном потребительском энергетическом рынке государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию региональной энергосистемы; расчете энергобаланса, внедрении для потребителей дифференцированных тарифов и гибкого тарифного меню; принятии областной программы-и закона Владимирской области «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы».

Предложения по реорганизации и оптимизации структуры региональной энергетики позволяют уйти от перекрестного субсидирования населения, получив экономический эффект для ЭЭС и потребителей.

Основные положения диссертационной работы внедрены во Владимирской области при создании и организации регионального потребительского рынка ЭЭ и мощности. Разработанные модели, результаты расчетов и предложения по совершенствованию структуры региональной энергетики переданы в ФЭК РФ. Отдельные разделы используются в учебном процессе на кафедре электроэнергетики и электроснабжения НГТУ при чтении курсов «Надежность ЭЭС», «Оптимизация развития ЭЭС».

Основные положения диссертационной работы и ее отдельные результаты заслушивались и обсуждались в академии предпринимательства Нижней Саксонии (г.Целле, 2001 г.) на международной конференции ERRA по тарифам и ценообразованию (г. Будапешт 2002 г.), на Всероссийских конференциях ведущих руководителей и специалистов ТЭК России (2001 г, г. Суздаль), научных семинарах Владимирского государственного и Нижегородского государственного технического университета (2000 - 2003 гг.).

По теме диссертации опубликовано десять научных работ.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

1. Сравнительный анализ мирового опыта внедрения конкурентных механизмов в электроэнергетику определил сферу необходимых для российской энергетики преобразований. Исследования последствий реформирования энергетики ряда стран позволили спрогнозировать возможные краткосрочные последствия и оценить долгосрочную перспективу.

2. Разработанные при непосредственном участии и руководстве автора общие принципы организации регионального рынка электроэнергии (мощности) на территории Владимирской области стали основой разработки методик, направленных на координацию и управление ЭЭС области через создание современных тарифных систем.

3. В результате проведенных исследований установлены основные технико-экономические показатели региональной ЭЭС, необходимые в качестве исходной информации для решения задач оценки эффективности ее функционирования в условиях рынка. Впервые примененная в методика определения критических объемов реализации электроэнергии во Владимирской ЭЭС позволяет определять пороговое значение ее полезного отпуска в регионе, что способствует оптимизации и контролю заявленных в балансе (прогнозе) объемов производства и поставок электроэнергии и мощности.

4. Разработан научно обоснованный подход, определяющий последовательность и целеполагание проведения анализа и прогнозных исследований основных технологических, технических, экономических и инвестиционных параметров, необходимых для оптимизации функционирования любой региональной многоуровневой ЭЭС РФ, с любыми параметрами и любым количеством составляющих компонентов, являющийся основой создания тарифных систем как способа воздействия на основные параметры региональных ЭЭС. Результатом исследования ретроспективных показателей функционирования региональной ЭЭС стал обоснованный прогноз материальных затрат на содержание, эксплуатацию региональной ЭЭС; необходимых объемов топлива, его стоимости, средств для его полной оплаты.

5. «Положение о государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию во Владимирской области», разработанное под руководством автора и внедренное в 1999 году определило единые методологические, организационные и правовые основы ценообразования на электрическую и тепловую энергию, размер платы за услуги по передаче и распределению электроэнергии по сетям всех энергоснабжающих организаций ЭЭС Владимирской области с целью обеспечения единства тарифов для каждой группы конечных потребителей. Положение предусматривает формирование конкурентной среды на потребительском рынке региона с единством диспетчерского управления и обязательным разделением функций генерации, передачи и распределения электроэнергии и расчетов стоимости по каждому виду бизнеса.

6. Исследование показателей, определяющих надежность, экономичность, эффективность работы региональной ЭЭС показало необходимость учета в тарифах на электроэнергию неравномерности электропотребления на основе научно обоснованной системы тарифных ставок как средства оптимизации управления электропотреблением во взаимодействии с потребителями.

7. Разработанные Методические указания о порядке расчетов тарифов на электроэнергию на потребительском рынке, дифференцированных по зонам суток, используются для расчета дифференцированных тарифов с гибкой схемой базовой системы (двухставочный, одноставочный) для 20 крупных промышленных потребителей Владимирской области. Доказано, что разработка и внедрение современных тарифных систем на электроэнергию реальны при условии, что ЭЭС и потребители будут заинтересованы в рациональном ее использовании.

8. Разработанные и внедренные программа «Энергосбережение в сферах производства и транспортировки электрической энергии и природного газа на 2000-2005 годы» и закон «Об энергосбережении и повышении эффективности использования топливно-энергетических ресурсов на территории Владимирской области» позволили создать правовую основу для включения в тарифы на электроэнергию (мощность) затрат на энергосбережение.

1. Арвеладзе Р.Д., Оганезов B.JI. Тарифы на электроэнергию в энерго компании Hydro Quebec // Энергетик. 1998. № 12. С. 17 19.

2. Бабенко J1.K., Быков В.А., Макаревич О.Б., Спиридонов О.Б. Новые технологии электронного бизнеса и безопасности М.: Радио и связь, 2000 -375с.

3. Барановский А.И. Формирование структуры управления и электроэнергетического рынка в России // Электрические станции. 1993. № 7. С. 2 — 6.

4. Беркович М.М. Методика расчета тарифов: Алгоритмические аспекты // Вестник ФЭК России. 1998. №3. С. 37-41.

5. Бойко Н.Д. Структура тарифов на электроэнергию и методы их регулирования в РАО «ЕЭС России» // Электрические станции. 1993. № 7. С. 7 13.

6. Бойко Н.Д., Кузовкин А.И., Кутовой Г.П. О тарифах на электрическую энергию для населения // Вестник ФЭК России. 1998. № 7 8. С. 54 - 60.

7. Васильев А.П., Гук Ю.Б. Проблемы организации рынка услуг по производству, передаче и распределению электрической энергии. СПб.: «ГУ Ленгосэнергонадзор», 1999.

8. Ваулина Г.А. Краткий комментарий к порядку расчетов с населением за потребленную электрическую энергию с применением дифференцированных тарифов / Владимирский обл. инф. бюллетень, 2000, № 1(1), с.16-21.

9. Ваулина Г. А. О тарифах на электрическую и тепловую энергию / / Владимирский обл. инф. бюллетень, 2001, № 1(3), с. 19-22.

10. Ваулина Г.А. О тарифном регулировании / / Владимирский обл. инф. бюллетень,2001, №2(4), с.4-6.

11. Ваулина Г.А. Пульс губернии / Вопросы регулирования ТЭК: Регионы и Федерация, 2001, №1, с.67-68.

12. Ваулина Г.А. ТЭК. Итоги и перспективы / Бизнес Партнер, 2002, № 5. С. 23 25.

13. Ваулина Г.А. Энергетический комплекс области, задачи и направления его развития / Материалы научно-практической конференции «Проблемы социально-экономического развития Владимирской области на современном этапе» г. Владимир, 2001. С.161-163.

14. Ваулина Г.А., Папков Б.В. Подход к определению критических объемов производства энергетической продукции на примере Владимирской энергосистемы // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2002, № 4. С. 69 70.

15. Ваулина Г.А., Папков Б.В. Точка безубыточности энергопредприятия. В сб. Электрооборудование промышленных установок. Труды НГТУ. Вып. 34. Нижний Новгород.2002. С. 160-162.

16. Великороссов В.В., Кушлянский О.А. К вопросу о переоценке основных фондов тепловых электростанций. // Экономика и финансы электроэнергетики, №9/99, стр. 153-168.

17. Великороссов В.В., Кушляиский О.А., Озеров C.JT. О переоценке основных фондов предприятий электроэнергетики // Экономика и финансы электроэнергетики, 2001, №4.-С.166-180.

18. Волкова И.О., Окороков В.Р., Соколов Ю.А. Проблемы формирования оптового рынка электроэнергии и мощности. Киев: Изд-во об-ва «Знание», 1998.20 с.

19. Волконский В.А., Кузовкин А.И. Оптимальные тарифы на электроэнергию- инструмент энергосбережения М.: Энергоатомиздат, 1991,158с.

20. Гальперин Е.В., Кононов Ю.Д. Влияние на экономику регионов изменения тарифов на электроэнергию // Энергетик, 2001, № 6.

21. Генералов Б.В., Зыков А.А. Принятие решений в инвестиционно-строительной сфере в условиях рыночной экономики: Моногр./ Под ред. Б.В. Генералова; Владим. Гос. Унт. Владимир, 2001. 240 с.

22. Денисов В.И. Двухставочные тарифы для поставщиков и потребителей Федерального оптового рынка электрической энергии и мощности//Энергетик. 2000. № 1. С. 5 — 6.

23. Денисов В.И. Тарифы как основа для формирования конкурентной среды на рынках энергии и мощности // Вестник ФЭК России. 1998. № 3. С. 42 — 44.

24. Денисов В.И., Кузовкин А.И., Яркин Е.В. Методы дифференциации тарифов на электрическую энергию по зонам времени // Промышленная энергетика. 2000. № 9.

25. Денисов В.И., Петров И.М., Файн И.И., Ферапонтова Ю.Б. Концептуальные положения организации конкурентного рынка и экономического обеспечения инвестиций в электроэнергетике // Электрические станции. 1997. № 9. С. 91 — 95.

26. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Молодюк В.В. Рынок электрической энергии в России: Состояние и проблемы развития. М.: Изд-во МЭИ, 2000.138 с.

27. Дьяков А.Ф. Роль тарифной политики в реализации программы энергосбережения России // Энергетик, 2001, №2.

28. Дьяконов Е.И., Каневская Е.В., Огарь В.П., Трунов В.М., Шаров Е.И. Реформы в мировой электроэнергетике: Препринт Института проблем безопасности развития атомной энергетики № IBRAE -98-05. М., 1998. 32 с.

29. Ерохин П.М., Аюев Б.И., Шубин Н.Г. О маржинальном ценообразовании в электроэнергетике России // Проблемы развития и функционирования электроэнергетических систем: Вестник УГТУ-УПИ. Екатеринбург, 2000. С. 248 256.

30. Джангиров В.А., Баринов В.А. О рыночных преобразованиях в электроэнергетике // Энергетик. 2001. № 2. С. 3.

31. Журавлев С.А. Об одном способе формирования инвестиционной составляющей тарифов // Экономика и финансы электроэнергетики. №6.-2001.

32. Журавлев С.А. Организация процесса формирования инвестиционных программ АО-энерго // Вестник ФЭК России. №8. -2001. -С.37

33. Задачи формирования инвестиционных ресурсов в электроэнергетике при регулировании тарифов на электроэнергию (мощность) / Г.П.Кутовой, Б.В.Ланцов, Т.Г.Бессонова, В.И.Битюгова// Вестник ФЭК России. Апрель 1998. С.68-72.

34. Забелло Е.П., Евсеев А.Н. Дифференцированные по зонам времени тарифы на электрическую энергию и их влияние на режимы электропотребления в нефтегазодобывающем комплексе // Промышленная энергетика. 2001. № 5. С. 17 — 23.

35. Китушин В.Г., Жирнов B.JI., Скориков Д.Е. Нужны ли в электроэнергетике России «точечные тарифы»? // Вестник ФЭК. 2001. № 4.

36. Казакевич Г. О приватизации естественной монополии // Экономика и математические методы. 1998. Т. 34. Вып. 2. С. 74 88.

37. Кнутссон Ч. Скандинавская модель рынка электроэнергии — прошлое, настоящее и будущее энергетической биржи // Вопросы регулирования ТЭК: регионы и Федерация. 1999. № 1.С. 85-90.

38. Ковалев В.В., Волкова О.Н. Анализ хозяйственной деятельности предприятия — М.: ПБОЮЛ Гриженко Е.М., 2000.-424 с.

39. Козырева Е.И., Марголин A.M., Синютин П.А. Структуры рынков энергоснабжения и проблемы их государственного регулирования // Вестник ФЭК России. 2000. № 6. С. 14-20.

40. Козырева Е.И., Марголин A.M., Синютин П.А. Оценка и вопросы государственного регулирования социальных последствий введения конкурентных отношений на рынке электроснабжения // Вестник ФЭК. 2001. № 8.

41. Колибаба В.И., Великороссов В.В., Петров Р.В. Анализ зарубежного опыта организации рыночных отношений в электроэнергетике // Повышение эффективности работы ТЭС и энергосистем: Труды ИГЭУ. Иваново, 1998. Вып. 2. С. 5 10.

42. Комментарий к «Рекомендациям по установлению стимулирующих энергосбережение дифференцированных по объемам энергопотребления тарифов на электрическую энергию для населения» // Вестник ФЭК России. 1999. № 2 . С. 49 50.

43. Константинов Б.В. Об эффективности покупки на ФОРЭМ электроэнергии по пониженному тарифу для АО-энерго // Энергетик. 1999. № 3. С. 2.

44. Концепция Реструктуризации РАО «ЕЭС России» // Экономика и финансы электроэнергии, 2000, № 6. -С.121-138.

45. Крылов Э.И., Журавкова И.В. Анализ эффективности инвестиционной и инновационной деятельности предприятия. М.: Финансы и статистика, 2001. 383 с.

46. Кудинов Ю.С. Макаров O.K. Концепция инвестиционной стратегии ТЭК России в условиях кризиса.- М.: 1998. 48 с.

47. Кузьмин В.В., Образцов С.В. Государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию в России. Уч.пос. М. инст. повьпп. квал.гос. служ. Рос .акад. гос. службы при президенте РФ, 1998,- 175 с.

48. Кудрявый В.В. Реформы в электроэнергетике по-английски // Вестник ФЭК. 2001. №6.

49. Кутовой Г.П., Ланцов Б.В. и др. Задачи формирования инвестиционных ресурсов в электроэнергетике при регулировании тарифов на электроэнергию (мощность)// Вестник ФЭК России. №4. - 1998. - С.8

50. Любимова Н.Г. Государственное регулирование ивестиционной деятельностью в электроэнергетике. М., Гос.ун-т упр. Инст. упр. в энергетике, 1999.- 66 с.

51. Любимова Н.Г. Функционально-стоимостный анализ в электроэнергетике. — М.: ВЗПИ, 1991.-80 с.

52. Макаров А.А., Веселов Ф.В., Макарова А.С. Исследование рациональной структуры источников инвестирования Российской электроэнергетики // Теплоэнергетика. 1997. №11.С. 16-21.

53. Макаров А.А., Сорокин И.С. Реструктуризация естественных монополий в энергетике // Вестник ФЭК России. 1998. № 4. с. 55 60.

54. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Основные направления структурной реформы электроэнергетики в России / Вестник МЭИ, 2000, №1. С.45-52.

55. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Основы формирования тарифов на электрическую энергию на рынках России /Уч.пос,- М.: изд-во МЭИ, 1998. 44 с.

56. Мелентьев Л.А. Системные исследования в энергетике. Элементы теории, направления развития. М.: Наука, 1983. - 455 с.

57. Мелкулов Я.С. Организация и финансирование инвестиций. М.: ИНФА-М.2001г., 247 с.

58. Менеджмент в электороэнергетике.Уч.пос. /А.Ф.Дьяков , В.В.Жуков, Б.К Максимов, И.И.Левченко II Под ред. А.Ф.Дьякова М.: Изд. МЭИ, 2000.- 447 с.

59. Методы анализа и прогнозирования производственно-хозяйственной деятельности энергетического объединения / Е.Е.Барыкин, О.В.Зайцев, Э.М.Косматов / Под ред. П.М.Шевкоплясова. — С.-Пб.: Энергоатомиздат, Санкт-Петерб. отд-ние, 1994. 143 с.

60. Молодюк В.В. Политика государственного регулирования тарифов на рынках электроэнергии в Российской Федерации // Промышленная политика в Российской Федерации, 2000, №7.-С. 10-22.

61. Методика расчета тарифов на электрическую энергию (мощность), используемых в договорах на продажу электрической энергии (мощности), заключаемых оператором ФОРЭМ // Вестник Главгосэнергонадзора России. 1997. № 3. С. 20 22.

62. Методические указания о порядке расчета тарифов на электрическую и тепловую энергию на потребительском рынке. М., 1997. 81 с.

63. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986.216 с.

64. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Перспективы организации конкуренции производителей энергии на российском оптовом рынке электроэнергии и мощности // Электрические станции. 1997. № 9. С. 13-17.

65. Михайлов В.И., Фраер И.В., Эдельман В.И. Биржевое обслуживание участников электроэнергетического рынка // Электрические станции. 1997. № 9. С. 20 24.

66. Молодюк В.В. Рынок в электроэнергетике: что сделано и что предстоит сделать // Вестник ФЭК России. 2000. № 1. С. 11 16.

67. Орлов B.C., Папков Б.В., Ершов Е.П., Копалов JI.H. Анализ электропотребления и тарифов для бытовых потребителей // Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 8 10.

68. Основные направления государственной политики реформирования электроэнергетики Российской Федерации / Проект Постановления Правительства Российской Федерации Вестник ФЭК, 2001, №6. С.6-34.

69. Основы современной энергетики. Современная электротехника / под общ. Ред. Е.В. Аметистова. М.: Изд-во МЭИ, 2003 г. 452 с.

70. Папков Б.В. Электроэнергетический рынок и тарифы. Н. Новгород, НГТУ. 2002.252 с.

71. Папков Б.В. Надежность и эффективность электроснабжения. Н. Новгород, НГТУ 1996,214 с.

72. Папков Б.В. Проблемы формирования и функционирования рынка электроэнергии // Электрооборудование промышленных установок: Межвуз. сб. науч. тр. Н. Новгород: Изд-во «Вектор ТиС», 1998. С. 87 97.

73. Папков Б.В. Анализ проблем формирования и внедрения дифференцированных тарифов на электроэнергию // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 1999. Вып. 1.С. 28-34.

74. Папков Б.В., Смирнов О.В. Анализ структур электроэнергетических рынков // В1сник украшьского будинку економ1чних та науково-техшчшх знань. 1999. № 1. С. 60 — 63.

75. Папков Б.В., Смирнов О.В. Оценка зонных составляющих удельных расходов топлива на отпуск электроэнергии для ТЭЦ АО-энерго // Электрооборудование промышленных установок: Межвуз. сб. науч. тр. / НГТУ. Н. Новгород, 2001. С. 117 — 122.

76. Папков Б.В., Татаров Е.И. Коммерческое взаимодействие субъектов регионального рынка электроэнергии // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2000. № 3. С. 34-41.

77. Папков Б.В., Татаров Е.И. Дифференцированные тарифы на региональном рынке электроэнергии // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2001. № 2. С. 30 — 32.

78. Перевозчиков А. Так ли хороши тарифы, дифференцированные по времени? // Бюллетень ЦЭНЭФ. 1995, июль сентябрь. С. 4 - 7.

79. Проблемы государственного регулирования ценообразования. ИНИОР. Электронная библиотека ННС. Webmaster@nns.ru.c. 1997.

80. Ранден X., Андерсен Я., Кнутсон Ч. Скандинавская электроэнергетическая биржа: торговля без государственных границ // Вестник ФЭК России. 1999. № 2. С. 64 71.

81. Региональная энергосистема и рынок / Л.П.Курганов, Г.А. Немцов, Л.Г. Ефремов,

82. A.M. Вебер Чебоксары: Чуваш, гос. ун-т им. И.Н.Ульянова .1999. - 185 с.

83. Региональные энергетические исследования: 1953-1998 годы / РАН Урал, отд-ние. Коми. науч. центр. Ин-т соц.-экон. и энерг. пробл. Севера: Отв. ред. Ю.Я. Чукреев — Сыктывкар, 1999- 189 с.

84. Регулирование нагрузки на энергосистему при помощи тарифов. ВЦП № Р — 24511, 1988.-42 с.

85. Региональные энергетические программы: Методические основы и опыт разработки. Новосибирск: Наука, 1995.246 с.

86. Редько В.И. Приватизация региональных энергетических компаний // Электрические станции. 1993. № 7. С. 14 19.

87. Рекомендации по установлению стимулирующих энергосбережение, дифференцированных по объемам энергопотребления тарифов на электрическую энергию для населения // Вестник ФЭК России. 1999. № 2. С. 47 48.

88. Рынок электрической энергии и мощности в России: каким ему быть / Под ред.

89. B.И. Эдельмана. М.: Энергоатомиздат, 2000. 364 с.

90. Семенов В.А. Оптовые рынки электроэнергии за рубежом: Аналитический обзор. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998.192 с.

91. Семенов В.А. Рынок электроэнергии в Калифорнии, США// Энергетик, 2000, №1.

92. Семенов В.А. Рыночные отношения в мировой энергетике. СПб.: Изд-во Сев.' Зап. филиала АЛ «ГВЦ Энергетики» РАО «ЕЭС России», 2000. 240 с.

93. Смирнов О.В. Разработка системы дифференцированных тарифов для повышения эффективности региональной электроэнергетики. Автореф. дис. . канд. техн. наук. Н. Новгород, 2001.18 с.

94. Структуры рыночных отношений в электроэнергетике // Энергетика за рубежом. Прил. к журналу «Энергетик». 2000. С. 14 — 15.

95. Стрэтгон У.Р., Образцов С.В., Эдельман В.И. Подход к созданию рынка электроэнергии в Калифорнии (США) и перспективы ФОРЭМ в России // Электрические станции. 1997. №9. С. 100-105.

96. Татаров Е.И. Анализ зон дифференцированных по времени тарифов на электроэнергию для промышленности // Электрооборудование промышленных установок: Меж-вуз. сб. науч. трудов / НГТУ. Н. Новгород, 1996. С. 119 121.

97. Ткаченко С.А. Инвестиционная деятельность в электроэнергетике зарубежныхстран и ее правовое обеспечение // Электрические станции. 1997. № 9. С. 106 112.

98. Ткаченко С.А. Независимые производители электроэнергии на оптовых рынках электроэнергии за рубежом // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998. С. 89 96.

99. Тубинис В. Об актуальности разработок автоматизированных систем учета электроэнергии для бытовых потребителей // Энергосбережение. 1998. Вып. 4. С. 48 53.

100. Успенская И.Г. Харитонова Н.Е. Методика выбора технических и инвестиционных решений по объектам электроэнергетики.-Сыктывкар, Урал.отд. РАН,Коми на-уч.центр, 1997. -31 с.

101. Ферапонтова Ю.Б. Вопросы совершенствования инвестиционного процесса в электроэнергетике в современных условиях // Электрические станции. 1997. № 9. С. 96 99.

102. Ферапонтова Ю.Б., Денисов В.И., Петров И.М., Файн И.И. Концептуальные вопросы обоснования экономической эффективности инвестиций в электроэнергетике // Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 1998. С. 281-292.

103. Ховард Б. Электронный бизнес готовые решения // PC MAGAZINE/RUSSIAN EDITION - 2000, №5. С.60-74.

104. Хузмиев И.К. Регулирование энергетических естественных монополий и энергоменеджмент. Владикавказ: Изд-во РЕМАРК, 2001 — 230 с.

105. Хузмиев И.К. Резервы замедления роста цен на энергоносители и реструктуризация РАО «ЕЭС России»//Экономика и финансы электроэнергетики,2000, № 7. С. 169-176.

106. Хузмиев И., Каргинов К. Роль энергетических комиссий в повышении эффективности использования энергетических ресурсов // Экономика и финансы электроэнергетики, 2001, № 8.-С. 159-163.

107. Чичеров E.A. Энергосбережение и тарифная политика//Вестник ФЭК-2001,№8.

108. Чубайс А.Б. Проблемы, которые все еще с нами//Энергетик. 2001. № 2. С. 2 3.

109. Шалаев С.А. О тарифах на электрическую и тепловую энергию в Приволжском федеральном округе // Энергоэффективность: опыт, проблемы, решения. 2001. № 3. С. 4 45.

110. Шевелева Г.И., Федотова Г.А. Инвестиционное обеспечение надежности ЭЭС // Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики. Иркутск, 1998. Вып. 49. Т. 1. С. 148 156.

111. Эдельман В.И. Нормативно-правовое регулирование электроэнергетики в переходный период и на перспективу // Вестник ФЭК России. 1998. № 3.

112. Энергетика России в переходный период: проблемы и научные основы развития и управления / Под ред. А.П. Меренкова. Новосибирск: Наука, Сибирская изд. фирма РАН, 1996.359 с.

113. Энергоаудит и нормирование энергоресурсов: Сб. метод, материалов / НГТУ, НИЦЭ. Н. Новгород, 1998.260 с.

114. Экономика в электроэнергетике и энергосбережение посредством рационального использования электротехнологий. СПб.: Энергоатомиздат. СПб. отд-ние, 1998.368 с.

115. Экономическая стратегия в электроэнергетическом комплексе: Тр. НИИ экономики энергетики / Под ред. В.И. Эдельмана, 1998—412 с.

116. Spalding В., Pierce J. The Pacific power electricity exchange market (ELEX) in Australia//CIGRE: Colloguiumpaper 1.5.-1993/1994, p.61 -71.

117. CIGRE: Symposium on Power Electronics in Electric Power Systems, Tokyo, Japen, 22-24 May, 1995.

118. Darin K., Lalader S. et al. Energy Management. 1998. - 180 p.

119. Puttgen H.B., Haubrich H.,Ju., Stotz J. et al. Energy market environments in Europe and United States //IEEE Power Engin. Rev. 1997. V. 17, № 11. P. 3 15.

120. Goel L., Billinton R. Evaluation of interrupted energy assessment rates in distribution systems. // IEEE Transactions on Power deliv. 1991, 6, № 4, p. 1876 - 1882.

121. Helm Dieter. Pool prices, contracts and regulation in the Britisch electricity supply industry .//Fiscal Stud. 1992,13, № 1, p.89-105.

122. The potential impact of demand-side management on future electricity de-mand.//Electra, 1991, № 2336, p.126-145.

123. Ravid S. Abraham. Reliability and electricity pricing.//J.Econ. and Busines, 1992,44, №2, p.151-159.

124. Energiepolitik fuer das vereinte Deutschland. //Bundesministerium fuer WirtschafL-Grunzke&Partner, Sinzig/Rhein, 1992. 116 S.

125. Schiffer Hans-Wilhelm. Energiemarkt Deutschland. 7., voellig bearb. Aufl.-Koeln: TUV-Verl., 1999.-406 S.

126. Impact of Open Trading on Power Systems / Воздействие открытого рынка на энергосистемы. Симпозиум СИГРЭ в г.Тур (Франция) 8-10 июня 1997 // Electra No 174, october 1997, pp.23-50.11риложение П. Структура энергетической системы России5 ! 11. ГЭС 1 J

127. Генераторы Генераторы Генераторы1. Тепловые сети1. Теплоприемники .I

128. Крупные единичные потребители1

129. Распределительные сети ЕЭС России 250 35 кВ1. ТЭЦ1. ТЭСI1. Потребители1. Jr ^

130. Региональные распределительные сети 110 10 к!3I1. Потребителиi