Анализ и прогнозирование рыночной конъюнктуры в энергетике

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Глава 1. Анализ функционирования рынков электроэнергии

1.1 Анализ эффективности функционирования оптового рынка электроэнергии

1.2 Цены покупки электроэнергии от производителей делятся на две группы

1.3 Неэффективность формирования розничных тарифов на электроэнергию

Глава 2. Показатели конъюнктуры рынка

Практическая часть

Заключение

Список литература



Введение

Реформирование электроэнергетики привело к образованию такого специфического товара как электроэнергия. Электроэнергия не обладает таким основным свойством присущим остальным товарам, как накопление и возможность удовлетворения растущего спроса запасами. Все это привело к образованию определенного рынка электроэнергии, учитывающего особенности электроэнергии как товара. Поэтому возникла необходимость использования технико-экономического анализа электроэнергетической отрасли. С целью оценить объем и структуру розничного рынка электроэнергии (мощности), определить привлекательных потребителей, произвести оценку конкурентной среды на розничном, а также на оптовом рынках, сформировать стратегии ценообразования на оптовом и розничных рынках. Основной особенностью производства и распределения электроэнергии является его неразрывная связь с потреблением (в каждый момент времени должно производиться и передаваться ровно столько электроэнергии, сколько необходимо в данный момент ее потребителям), что создает проблему использования генерирующих и передающих мощностей. В этих условиях, усугубленных неравномерностью электропотребления, энергокомпании заинтересованы не в максимальном, а в оптимальном объеме производства и распределения энергии, т.е. в обеспечении заявленной мощности потребителей с учетом наличия оперативного резерва, возможности проведения ремонтной кампании и т.д. Основным средством такой оптимизации является тарифная политика - разработка цен и тарифов, в максимальной степени согласовывающих интересы энергокомпаний и ее потребителей.

Кроме того, поскольку режимы работы потребителей электроэнергии и эффективность ее использования в зависимости от условий и процессов существенно различаются, для оптимизации электропотребления нужна глубокая дифференциация цен (тарифов) на электрическую энергию. С изменением условий потребления электроэнергии система цен (тарифов) на электроэнергию должна периодически, т.е. по сути, непрерывно совершенствоваться. Следовательно, то обстоятельство, что в электроэнергетике тарифы, т.е. ценовые факторы, играют значительно более важную роль, чем в других отраслях.

В системе рыночных отношений и рыночного ценообразования соответственно для энергетических компаний вопросы об установлении цен и формировании стратегии ценообразования характеризуются высокой актуальностью и требуют применения соответствующих методических инструментов, отвечающих современным условиям.

Целью данной работы является технико-экономический анализ функционирования энергокомпаний на рынке электроэнергии и мощности.



Глава 1. Анализ функционирования рынков электроэнергии

1.1 Анализ эффективности функционирования оптового рынка электроэнергии

В 1990 году в Великобритании внедрена англо-уэльская модель энергорынка, которая способствовала развитию конкурентной среды, привлечению в энергетику значительных (свыше $5 млрд.) отечественных и зарубежных инвестиций, снижению цены на электроэнергию на 15% при одновременном повышении надежности энергоснабжения, эффективности и прибыльности энергокомпаний.

Тем не менее, в 1998 году началось реформирование рынка, вызванное главным образом тем, что используемая модель «допускает некоторые ценовые «игры» при предложении электроэнергии», и тем, что «правила в пуле слишком сложны».

Пятью годами позже в Украине Указом Президента № 244/94 от 21 мая 1995 года создан оптовый рынок электроэнергии (ОРЭ), в основу которого положена модель энергетического пула Англии и Уэльса.

Оптовый рынок электрической энергии Украины создан на основании договора (ДЧОРЭ) между членами ОРЭ - субъектами хозяйственной деятельности. Модель энергорынка потребовала новой структуры ОЭС Украины, а именно [1,2]

четыре генерирующие акционерные компании тепловых электростанций (Донбассэнерго, Днепроэнерго, Центрэнерго, Западэнерго);

национальная акционерная энергетическая компания Украины (НАК «ЭКУ»), включающую государственную акционерную компанию (ГАК) «Укргидроэнерго» и ряд крупных ТЭЦ (Днепродзержинская, Николаевская, Харьковская, Одесская, Херсонская);

государственное предприятие Национальная атомная энергогенерирующая компания (ГП НАЭК) «Энергоатом»;

27 энергопоставляющих компаний (25 облэнерго и 2 горэнерго);

национальная энергетическая компания (НЭК) «Укрэнерго;

государственное предприятие (ГП) «Энергорынок»;

крупные энергоемкие промышленные предприятия.

Одновременно с развитием оптового рынка электрической энергии создан орган государственного регулирования деятельности субъектов электроэнергетики с помощью механизмов лицензирования, регулирования деятельности природных монополистов, контроля тарифов и процессов ценообразования на оптовом и розничном рынках электрической энергии - Национальная комиссия регулирования электроэнергетики (НКРЭ).

Сегодня в энергетической отрасли Украины сосуществуют элементы частной собственности и централизованное административное управление. Ибо, с одной стороны, государство, выполняя обязательства перед международными финансовыми организациями, согласилось передать в руки частных собственников некоторые областные энергопоставляющие компании (облэнерго), а с другой стороны, не намерено выпускать из своих рук финансовые потоки в энергетике. Монопольными видами являются деятельность по передаче электрической энергии магистральными и межгосударственными электрическими сетями, а также передача электрической энергии местными (локальными) электрическими сетями, которые в основном принадлежат поставщикам электроэнергии по регулируемому тарифу.

Конкурентным сегментом рынка производителей являются энергогенерирующие компании ТЭС, у которых тарифы на отпуск электрической энергии формируются на основе почасовых ценовых заявок. В настоящее время потребители электроэнергии (кроме населения) имеют право выбрать независимого поставщика электрической энергии или поставщика по регулируемому тарифу.

Основными ориентирами при оценке приемлемости принятой модели энергорынка за истекший период должны быть достижение стабильного устойчивого развития отечественной электроэнергетики, повышение надежности энергообеспечения, технического уровня отрасли, эффективности использования производственных мощностей, увеличение производства электроэнергии и снижение тарифов, привлечение в энергетику инвестиций.

1.2 Цены покупки электроэнергии от производителей делятся на две группы

Первая группа - это тарифы, которые «в ручном режиме» формирует Национальная комиссия регулирования электроэнергетики для продажи электроэнергии в Оптовый рынок атомными электростанциями Национальной атомной энергогенерирующей компании ГП НАЭК "Энергоатом", теплоэлектроцентралями, гидроэлектростанциями, ветровыми установками. При этом в тариф для АЭС не заложены огромные затраты на утилизацию ядерного топлива, модернизацию или закрытие атомных реакторов после истечения срока их эксплуатации.

Тариф на передачу электроэнергии по высоковольтным сетям формируется методом «почтовой марки».

Вторая группа - это цены, которые формируются для генерирующих компаний тепловых электростанций по Правилам Оптового рынка электрической энергии.

В англо-уэльской модели энергорынка существенным элементом является рыночный механизм ценообразования на покупную и продаваемую электроэнергию по часам предстоящих суток, реализуемую на конкурентной основе через подачу ценовых заявок и включения в диспетчерский график энергоблоков ТЭС по мере возрастания их заявляемой себестоимости.

В соответствии с правилами энергорынка устанавливается граничная (предельная, маргинальная) цена, по которой оплачивается электроэнергия, закупленная у производителя. Предельная цена системы представляет собой ценовую заявку наиболее дорогого маневренного энергоблока, участвующего в покрытии графика нагрузки в каждый час предстоящих суток.

В ценовой заявке каждого энергоблока ТЭС отражены реальные производственные затраты при работе блока в заданном режиме исходя из оплаты за электроэнергию, заявленную рабочую мощность, маневренность, дополнительной оплаты за пуски блоков, недовыработку (надвыработку) электроэнергии по условиям работы Объединенной энергосистемы Украины. При формировании указанных платежей (оплат) учитывается выполнение каждым блоком диспетчерского графика нагрузки и в случае, если есть нарушения, которые диспетчер фиксирует в электронном диспетчерском журнале, блоки тепловых электростанций "штрафуются", т.е. уменьшается оплата за проданную ими в Оптовый рынок электроэнергию.

Производитель заинтересован в снижении затрат, чтобы получить прибыль за счет маржи между предельной ценой и ценой электроэнергии энергоблока . Чем ниже себестоимость производства электроэнергии у энергоблока, тем больше его маржа при продаже электроэнергии ГП «Энергорынок»

где  - цена электроэнергии g - го энергоблока.

На величину маржи в формуле (1) влияет величина предельной цены электроэнергии . В англо-уэльской модели энергорынка высокие значения предельной цены  обеспечивают газотурбинные установки (ГТУ) - малоэкономичные пиковые мощности. Из-за низкого КПД цена выработки электроэнергии на ГТУ достаточно высока. А поскольку ГТУ включаются в сеть только в часы максимума нагрузки, это увеличивает предельную цену системы и, следовательно, прибыль производителей электроэнергии. Отношение предельных цен в часы максимума нагрузки и в ночное время в англо-уэльской модели . В структуре генерирующих мощностей ОЭС Украины роль пиковых мощностей выполняют ГЭС с их дешевой электроэнергией и пылеугольные ТЭС с вынужденным остановом на ночь, что сказывается на пределиных ценах на электроэнергию, не вызывая заинтересованности производителей в регулировании режимов электропотребления. Отношение предельных цен на электроэнергию в пиковой и ночной зонах суточного графика нагрузки ОЭС Украины не превышает . В таких условиях энергогенерирующие компании ТЭС мало заинтересованы в снижении цены поставляемой в энергорынок электроэнергии.

Кроме того, в англо-уэльской модели имеются гарантированные резервы маневренных мощностей, а предложения генерации всегда превышают спрос.

1.3 Неэффективность формирования розничных тарифов на электроэнергию

Розничные тарифы на электроэнергию, которая поставляется потребителям облэнерго, кроме фиксированных тарифов для населения, формируются как сумма прогнозируемой оптовой рыночной цены (ежемесячно утверждается НКРЭ), тарифа на передачу электроэнергии распределительными сетями, тарифа на поставку электроэнергии (оба тарифа утверждаются НКРЭ отдельно для каждого облэнерго) и предусматривают компенсацию нормативных технических и части нетехнических (коммерческих) потерь электроэнергии при передаче распределительными сетями. Для независимых поставщиков тариф на поставку электроэнергии не регулируется.

Сегодня тарифы на электроэнергию в целом занижены; они компенсируют текущие затраты энергетических компаний, но недостаточны для финансирования или окупаемости инвестиций в электроэнергетике, активы которой, в первую очередь тепловые электростанции и теплоэлектроцентрали, изношены.

В соответствии с Условиями и Правилами осуществления предпринимательской деятельности по поставке электроэнергии на основе оптовой цены областные энергопоставляющие компании рассчитывают розничные тарифы на электроэнергию по классам напряжения (1 класс - 154-35 кВ и 2 класс - 10-0,38 кВ) по формуле

где i - группа потребителей; j - класс напряжения распределительных сетей; - средняя оптовая цена покупки электроэнергии с ОРЭ на расчетный месяц; по расчетам НКРЭ удельный вес оптовой цены в розничной цене электроэнергии составляет около 80 процентов; экономические коэффициенты нормативных технологических потерь электроэнергии на ее передачу через распределительные сети соответствующего класса напряжения.

Тариф на передачу электроэнергии распределительными сетями j - го класса напряжения и тариф на поставку электроэнергии i - му потребителю . регулируются НКРЭ Украины.

Система средних розничных тарифов на электроэнергию по классам напряжения потребителей не учитывает неравномерность режимов производства и потребления электроэнергии по зонам суток.

Чтобы отразить неравномерность удельных затрат на производство электроэнергии, связанную с резко выраженными в течение суток колебаниями потребности в электроэнергии, НКРЭ ввело в практику расчетов с потребителями зонные тарифы на электроэнергию.

Постановлением НКРЭ от 06.12.02. № 1358 ставка зонного тарифа для потребителей j-го класса напряжения определяется путем умножения розничного тарифа для потребителей j-го класса напряжения Тj на тарифный коэффициент kt соответствующего периода суток

j=1,2; t=н, пп, п.

Величины тарифных коэффициентов и продолжительность зонных периодов приведены в таблице.

Таблица. Тарифные коэффициенты и продолжительность зонных периодов н - ночной, пп - полупиковый, п - пиковый

Период времени	Тарифные коэффициенты	Продолжительность периода времени, ч
Ночной	0,4	7
Полупиковый	1,2	11
Пиковый	1,85	6

Выбор тарифных коэффициентов (см таблицу) не учитывает конфигурацию суточных графиков нагрузки потребителей j-го класса напряжения в различных энергопередающих компаниях. Тарифные коэффициенты не могут быть одинаковы для всех облэнерго, поскольку их суточные графики нагрузки имеют различную конфигурацию. Очевидно, что для облэнерго с плотными графиками нагрузки (коэффициент неравномерности kнер=Рмин/Рмах?0,85) и для облэнерго с острыми утренними и вечерними пиками (kнер?0,6) для выравнивания их графиков нагрузки (т.е. приближение коэффициентов неравномерности к единице) необходимы различные тарифные коэффициенты в соответствющих периодах суток. Следовательно, у каждого облэнерго должны быть свои тарифные коэффициенты.

Кроме того, величины тарифных коэффициентов и, следовательно, тарифные ставки, дифференцированные по зонам суток, должны быть выбраны такими, чтобы при их применении суммарная плата по среднему тарифу не изменилась. Плата, получаемая по зонным тарифам от потребителей j- го класса напряжения в течение суток, должна покрывать расчетные затраты энергопередающей компании на электроснабжение указанных потребителей. Между тем плата, получаемая по льготному тарифу в ночной период от потребителей электроэнергии, не будет покрывать расчетные затраты энергопередающей компании в ночное время. В целях компенсации потребители должны нести дополнительные затраты, например, в часы максимумов нагрузки, причем дополнительные затраты в часы максимумов должны быть равны экономии затрат в ночной период [4]. Действующие сейчас тарифные коэффициенты не обеспечивают баланс затрат, т.е. экономия затрат в ночной период не равна (?) перерасходу затрат в полупиковый + пиковый периоды. Следовательно, промышленным потребителям невыгодно применять введенные Постановлением НКРЭ от 06.12.02 № 1358 тарифные коэффициенты для каждого периода суток.

Между тем научнообоснованные пропорции между тарифными ставками различных зон графика нагрузки могли бы стать важным фактором энергосберегающей политики. Стимулируя выравнивание суточного режима электропотребления, они способствуют снижению расхода топлива за счет улучшения режима работы оборудования, уменьшения числа пусков и остановов котлов и турбин (на пуск одного энергоблока мощностью 300 МВт затрачивается 70 т мазута).

Отсутствие резко выраженной максимальной нагрузки ОЭС снизит потери электроэнергии в линиях, трансформаторах и т.д. Снизится необходимость вводов в период максимума нагрузки неэкономичных пиковых электростанций, перевода в форсированный режим всех генерирующих мощностей, что приведет к экономии топлива и т.д.

Крупным недостатком действующей системы розничных тарифов на электроэнергию является тот факт, что концепция их формирования основана на затратной методике (затраты + норма рентабельности) и жестко регулируются НКРЭ. В развитых странах тарифы формируются по предельной (замыкающей) стоимости электроэнергии (топлива), определяемой удельным приростом затрат по ОЭС в целом на 1 кВт·ч дополнительной выработки электроэнергии в долгосрочный период.

Таким образом, дифференцирования системы розничных тарифов лишь по классам напряжения (причем всего по двум классам напряжения) и по зонам суток явно недостаточно. В формировании системы розничных тарифов на электроэнергию отсутствует комплексный подход.



Глава 2. Показатели конъюнктуры рынка

Ценообразование прямо и непосредственно зависит от рыночной конъюнктуры, в связи с этим анализ и изучение конъюнктуры приобретают важное значение. Показатели, по которым изучается и анализируется конъюнктура рынка, делятся на несколько больших групп.

Данные о промышленном производстве.

Показатели внутреннего товарооборота.

Показатели внешней торговли.

Положение в кредитно-денежной сфере.

Дефицит государственного бюджета.

Цены.

Показатели деловой активности.

Состояние промышленного производства анализируют на основании следующих показателей.

1. Валовой внутренний продукт исчисляется в соответствии с методологией Европейской системы интегрированных расчетов и СНС ООН. В России этот показатель применяется с 1989 г.

2. Индекс физического объема промышленной продукции - основной показатель динамики выпуска промышленной продукции. Он свидетельствует о темпах промышленного развития отдельных стран, а сопоставление сводного и отраслевых индексов характеризует специфику происходящих в экономике страны изменений.

3. Использование производственных мощностей - этот показатель применяется только в США, аналогичного показателя в России не существует. Он представляет собой некоторый синтетический показатель, который определяется по данным выборочных обследований и показывает, насколько запас финансовых ресурсов страны привлекается к производству продукции от максимально возможного уровня привлечения капитала. В США этот показатель рассчитывается только по отраслям обрабатывающей промышленности.

4. Индекс цен производителей - характеризует динамику цен на товары производственного назначения без учета налогов, транспортных издержек, торговых наценок.

5. Расходы на капитальное строительство. Для анализа этого показателя используется отчет о стоимости введенных в действие объектов капитального строительства. Показатель используется в США. В России не публикуется.

6. Заказы на товары длительного пользования и прочие товары. Здесь определяется количество заказов, поступивших производителям, а также уровень товарных запасов в промышленности. Этот показатель характеризует покупательную способность населения. В России не рассчитывается.

7. Уровень безработицы - данные о занятости населения и уровне заработной платы являются косвенными показателями, характеризующими изменения в объеме промышленного производства. Расширение производства сопровождается наймом работников, свертывание - их увольнением.

Для анализа состояния внутреннего товарооборота используют следующие показатели.

1. Розничный товарооборот - объем продажи населению товаров через все каналы реализации. Этот показатель позволяет оценить возможности изменения платежеспособного спроса населения.

2. Личные доходы и потребительские расходы - структура денежных доходов и расходов населения, публикуемая в статистических сборниках.

3. Строительство жилья. Аналогичного показателя в российской статистике нет. Этот показатель используется в США.

4. Продажа нового жилья. Общая стоимость проданного нового жилья. В официальной российской статистике не рассчитывается.

5. Товарные запасы и объем продаж в промышленности. Данный показатель характеризует товарные запасы, а также общий объем продаж производителей, объемы оптовой и розничной продажи. В России не используется.

6. Потребительский кредит - данные об объеме выданных населению кредитов на покупку автомобиля, дома и другие цели, в России не рассчитывается.

При анализе показателей внешней торговли рассматривают:

объем экспорта товаров;

объем импорта товаров;

дефицит торгового баланса.

При анализе данных, характеризующих положение в кредитно-денежной сфере, рассматриваются:

1. Учетный процент, или цена банковского капитала. К моменту экономического кризиса он достигает максимального значения. Его снижение начинается обычно к концу периода депрессии.

2. Эмиссия ценных бумаг - выпуск ценных бумаг на рынок с целью мобилизации свободных денежных ресурсов для расширения и обновления основного капитала или увеличения оборотных средств. Размер эмиссии увеличивается в периоды подъема, достигает максимума накануне кризиса и резко падает в фазе кризиса и депрессии.

3. Индексы акций и облигаций. Среди индексов акций особо важны индексы акций торговых и промышленных предприятий. Повышение курсов акции, в первую очередь торговых организаций, свидетельствует о росте конъюнктуры.

4. Повышение или понижение валютного курса - показатель оказывает непосредственное влияние на платежный и внешнеторговый баланс страны, на конкурентоспособность экспортируемых товаров.

Анализ цен проводят на основании:

средних цен по товарным группам;

индекса потребительских цен. Рассчитывается как сводный индекс. Имеются также индексы отдельных компонентов: индекс цен на продовольственные товары, индекс цен на непродовольственные товары и индекс цен на услуги;

индекса - дефлятора ВВП - наиболее общего индикатора инфляции, поскольку он измеряет динамику цен на все товары и услуги как промышленного, так и потребительского назначения.

Показатели деловой активности включают в себя портфель заказов, т. е. объем и число заключенных контрактов (договоров, заказов, соглашений) на покупку или продажу, характеристики совершенных сделок (число, размер, динамику и частоту, а также ряд показателей рынка ценных бумаг, инвестиций). Индексы таких показателей деловой активности используются для анализа рыночной экономики в целом.

Таким образом, ни один из основных подходов регуляторов к ценообразованию не может сравниться по своей эффективности с ценообразованием на конкурентном рынке. В то же время, у регулируемого рынка электроэнергии в виде вертикально - интегрированной монополии есть и ряд преимуществ перед конкурентным рынком.

К ним, прежде всего, следует отнести:

* возможность легко решать такие задачи государственной политики, как субсидирование менее развитых территорий и отраслей экономики, сниженные тарифы для малообеспеченных слоев населения и использование нетрадиционных и возобновляемых источников энергии (в принципе, решение этих задач возможно и на либерализованных рынках, но при этом возникают значительные трудности);

* возможность присутствия на рынке крупных и очень крупных относительно пиковой нагрузки энергосистемы производителей, что на конкурентном рынке неприемлемо из-за их рыночной власти,

* полное использование положительного эффекта масштаба производства;

* возможность привлечения более дешевых кредитов и инвестиций, т.к. риски для инвесторов на монопольном рынке меньше, чем на конкурентном;

* наилучшие возможности для оптимизации режимов электростанций и, соответственно, переменных издержек производства,

* "более высокая надежность энергосистемы из-за централизации вопросов оперативного управления, эксплуатации и развития.

Необходимо также отметить, что преимущества конкурентного ценообразования полностью могут проявиться только на рынках совершенной или абсолютной конкуренции, тогда как на практике большинство рынков, в том числе и рынки электроэнергии, таковыми не являются. Имеющийся на сегодня опыт либерализации рынков электроэнергии в разных странах также неоднозначен - есть успешные примеры, но есть и откровенно неудачные.

Поэтому из сказанного выше можно сделать следующие выводы:

* либерализация может быть эффективна на тех рынках электроэнергии, на которых обеспечен достаточный уровень конкуренции, т.е. имеется много средних и мелких относительно нагрузки энергосистемы производителей и отсутствуют крупные производители, обладающие рыночной властью;

* до перехода к конкуренции необходимо провести тщательный анализ предпосылок и последствий перехода к конкуренции;

Основные формы государственного управления электроэнергетикой

В зависимости от типа экономики страны (плановая или рыночная), вида собственности (государственная или частная) и степени дерегулирования рынка (монополия или конкуренция) применяются разные формы государственного управления отраслью.

При этом можно выделить три основные формы государственного управления отраслью:

* прямое государственное управление отраслью.

При этой форме управления государство владеет и через свои органы (например, министерство) напрямую управляет и отраслью и входящими в нее предприятиями. Объем производства и поставок, ценовая и инвестиционная политика, финансовые показа­тели, направления использования прибыли - практически все важные для предприятий отрасли решения принимаются государством. Инвестиции осуществляются, как правило, централизованно за счет государственных ассигнований. Но поскольку для государства эффективность именно этой отрасли не обязательно является главным приоритетом, то принимаемые решения не всегда отвечают ее интересам. Такая форма управления отраслью имела место в СССР, а также продолжает иметь место в некоторых странах (например, в Китае);

* государственное управление отраслью через государственную корпорацию.

При этой форме управления государство владеет отраслью, но управляет ею не напрямую, а через создаваемую им государственную корпорацию (компанию). Главное отличие этой формы управления от предыдущей заключается в том, что корпорация, несмотря на то, что в целом и общем выполняет волю государства и должна действовать в его интересах, имеет определенную самостоятельность в принятии решений, направленных на повышение эффективности и получение прибыли. Цены, как правило, устанавливаются государственным регулирующим органом;

* государственное регулирование и надзор за функционированием отрасли.

Эта форма управления применяется, если все предприятия отрасли или их часть находятся в частной собственности. При этой форме управления предприятия отрасли максимально самостоятельны в принятии решений, а государство осуществляет управление отраслью через такие рычаги, как лицензирование, регулирование деятельности монополистов, надзор за безопасностью и т.д. Именно эта форма государственного управления является основной на либерализованных рынках электроэнергии.

Государственное регулирование и надзор за электроэнергетикой обычно заключается в:

* лицензировании;

* государственном регулировании цен (тарифов);

* государственном надзоре за надежностью и безопасностью производства, передачи, распределения и потребления электроэнергии;

* установлении общеобязательных правил, связанных с производством,

передачей, распределением и потреблением электрической и тепловой энергии, а также надежностью и безопасностью строительства электроэнергетических установок и их эксплуатации.

Структура государственного управления электроэнергетикой в разных странах отличается большим разнообразием входящих в нее органов управления.

Однако в случае дерегулирования, ввиду важных экономических и социальных последствий реформ в электроэнергетике, необходимым представляется иметь в их составе независимый орган, ответственный за проведение реформ и нормальное функционирование рынка.

Неслучайно в большинстве стран, осуществивших дерегулирование электроэнергетики, было признано необходимым руководство реформами и надзор за функционированием рынка поручить независимым агентствам (FERC в США, OFGEM - в Англии и Уэльсе, Национальная энергетическая администрация - в Швеции и Чили и т.д.). Сфера деятельности этих агентств и их функции в разных странах определены по-разному, но их объединяет то, что они независимы настолько, насколько может быть независимым орган государственного управления.

Независимость создает условия для принятия агентствами решений, направленных, прежде всего, на повышение эффективности и развитие рынка, исходя не из интересов отдельных участников или их групп, а из интересов отрасли и экономики в целом.

Формы конкуренции и структура отрасли

Любая энергосистема, независимо от того, работает она в условиях монопольного или либерализованного рынка, имеет технологическую структуру.

Технологическая структура энергосистемы и границы оптового и розничного рынков

На рис.1. также показаны технологические границы оптового и розничного рынков электроэнергии, которые соответствуют следующему их пониманию:

* на оптовом рынке крупные электростанции и импортеры продают электроэнергию оптовым покупателям - энергоснабжающим организациям (розничным поставщикам) и крупным конечным потребителям, а поставка им электроэнергии осуществляется преимущественно по электрическим сетям высокого напряжения (передающим сетям);

* на розничном рынке энергоснабжающие организации и региональные электростанции продают электроэнергию розничным покупателям (средним и мелким конечным потребителям), а поставка им электроэнергии осуществляется по сетям среднего и низкого напряжения (распределительным сетям).

Переход от монопольного рынка, когда одна вертикально - интегрированная компания (ВИК) монопольно осуществляет производство, передачу, распределение и поставку электроэнергии, к конкурентному рынку, может быть осуществлен различными путями и в различных вариантах. При этом напомним, что конкуренцию на рынке электроэнергии можно организовать в сферах производства и поставки электроэнергии, а сферы ее передачи и распределения в любом случае должны оставаться монопольными и регулироваться государством.



Практическая часть

Оценить адекватность кривой прогнозируемому процессу объема продаж.

Объем родаж (млн.д.е)	Годы
	1	2	3	4	5	6	7	8	9
Yt	13	17	19	16	15	20	23	27	29

Решение:

Для расчетного y^t объема продаж рассчитать параметра линейной модели вида yt = a0 + a1t по формуле табл. № 1.

Yt = 15,88 + 1.41 * t.

Расчитать параметры линейной модели по следующем формула:

a0 = (?-Yt)/n; a1 = (?-YtT)/(?-t 2);

a0 = 179/9=19.8 ; a1 = 106/60= 1,76

Определить расчетный уровень значений продаж по линейной модели.

Рассчитать расчетный yt объем продаж с учетам получившийся линейной модели используя в виде t центральный уровень интервала периода года по табл. 1.

13 * (-4) = - 52

17 * (-3) = - 51

19 * (-2) = - 38

16 * (-1) = - 16

15 * 0 = 0

20 * 1 = 20

23 * 2 = 46

27 * 3 = 81

27 * 4 = 116

? yt = -52-51-38-16+0+20+46+81+116=106.

t2, ? t2;

(-4) 2 = 16

(-3) 2 = 9

(-2) 2 = 4

(-1) 2 = 1

1 2 = 1

2 2 = 4

3 2 = 9

4 2 = 16

? t2 = 16+9+4+1+1+4+9+16 = 60

? yt = 13+17+19+16+15+20+23+27+29 = 179 млн.д

y = a0 + a1t

19,8 + 1,76 * (-4) = 12,76

19,8 + 1,76 * (-3) = 14,52

19,8 + 1,76 * (-2) = 16,28

19,8 + 1,76 * (-1) = 18,04

19,8 + 1,76 * (-0) = 19,8

19,8 + 1,76 * 1 = 21,56

19,8 + 1,76 * 2 = 23,32

19,8 + 1,76 * 3 = 25,08

19,8 + 1,76 * 4 = 26,84

? yt = 12,76+14,52+16,28+18,04+19,8+21,56+23,32+25,08+26,84=178,2



Таблица № 1 «Расчет параметров линейной модели»

№ п/п	Объем продаж (млн.д.е)	Центральный уровень нтер. Период.(года), t	Уtt	t2
1	13	-4	-52	16
2	17	-3	-51	9
3	19	-2	-38	4
4	16	-1	-16	1
5	15	0	0	0
6	20	1	20	1
7	23	2	46	4
8	27	3	81	9
9	29	4	116	16
Итого:	179	-	106	60

1. /?t/ = /-0,24/ = 0,24 млн.д.е.

2. /?t/ = /-2,48/ = 2,48 млн.д.е.

3. /?t/ = /-2,72/ = 2,72 млн.д.е.

4. /?t/ = /2,04/ = 2,04 млн.д.е.

5. /?t/ = /4,8/ = 4,8 млн.д.е.

6. /?t/ = /1,56/ = 1,56 млн.д.е.

7. /?t/ = /0,32/ = 0,32 млн.д.е.

8. /?t/ = /-1,92/ = 1,92 млн.д.е.

9./?t/ = /-2,16/ = 2,16 млн.д.е.

?? t= 0,24+2,48+2,72+2,04+4,8+1,56+0,32+1,92+2,16= 18,24 млн.д.е.

Рассчитать относительную ошибку прогноза относительно фактического значения показателя объема продаж:

дt = (y^t- yt)/yt

дt = (-0.24)/13 = - 0.01 %

дt = (-2,48)/17 = - 0.14 %

дt = (-2,72)/19=-0.14 %

дt = (2,04 )/16 = -0.12 %

дt = 4,8/15=0.32%

дt = 1.56/( 20) = 0.07 %

дt = 0.32/23=0.01 %

дt = (-1.92)/27=- 0.07 %

дt = (-2,16)/29= -0.07 %

дt = -0,24-2,48-2,72+2,04+4,8+1,56+0,32-1,92-2,16 = 0,8 %

Абсолютная относительная ошибка прогноза / дt, % /:

/дt/ = /-0.01/ = 0.01 %

/дt/ = /-0.14/ = 0.14 %

/ дt/ = /-0.14/ = 0.14 %

/дt/ = /0.12/ = 0.12 %

/ дt/ = /0.32/ = 0.32%

/ дt/ = /0.07/ = 0.07 %

/ дt/ = /0.01/ = 0.01 %

/ дt/ = /-0.07/ = 0.07 %

/ дt/ = /-0.07/ = 0.07 %

дt = 0,01+0,14+0,14+0,12+0,32+0,07+0,01+0,07+0,07 = 0,95%

Определить абсолютную ошибку прогноза из разности между прогнозируемым и фактическим значением показателям объема продаж.

?t = y^t - yt, млн.д.е.

?t = 12,76- 13 = - 0,24 млн д.е.

?t = 14,52 - 17 = - 2,48 млн д.е.

?t = 16,28 - 19 = -2,72 млн д.е.

?t = 18,04 - 16 = 2,04 млн д.е.

?t = 19,8 - 15 = 4,8 млн д.е.

?t = 21,56 - 20 = 1,56 млн д.е.

?t = 23,32 - 23 = 0,32 млн д.е.

?t = 25,08 - 27 = -1,92 млн д.е.

?t = 26,84 - 29 = -2,16 млн д.е.

?? t = - 0,24 -2,48 -2,72 +2,04 + 4,8 +1,56 + 0,32 - 1,92 -2,16 = 0,8 млн.д.е.

Определить показатель средней квадратической ошибки:

уt = ?(?_(t-1)^a-(y^t- yt)^2/n)

?t2 = (-0.24)2 = 0.057

?t2 = (-2,48)2 = 6,150

?t2 = (-2,72)2 = 7,39

?t2 = (2,04)2 = 4,16

?t2 = (4,8)2 = 23,04

?t2 = (1,56)2 = 2,44

?t2 = (0,32)2 = 0,10

?t2 = (-1,92)2 = 3,68

?t2 = (-2,16)2 = 4,66

?? t = 0,057+6,150+7,39+4,16+23,04+2,44+0,10+3,68+4,66=51,62

уt = ?(?_(t-1)^a-(y^t- yt)^2/n) = v(51,62/9= 0.79)

Результаты расчетов представим по форме таблицы № 2.

Таблица №2 - « Расчет параметров точности линейной модели»

Годы	Объем продаж (млн, д.е)	Ощибка прогноза (млн д.е), ?t	Абсолютная ошибка прогноза (млн.д.е.), /?t/	Относительная ошибка прогноза дt, %	Абсолютная относительная ошибка прогноза /дt, %/	?t2
	Заданный Уt	Расчетный У^t
1	13	12,76	-0,24	0,24	-0,01	0,01	0,057
2	17	14,52	-2,48	2,48	-0,14	0,14	6,150
3	19	16,28	-2,72	2,72	-0,14	0,14	7,39
4	16	18,04	2,04	2,04	0,12	0,12	4,16
5	15	19,8	4,8	4,8	0,32	0,32	23,04
6	20	21,56	1,56	1,56	0,07	0,07	2,44
7	23	23,32	0,32	0,32	0,01	0,01	0,10
8	27	25,08	-1,92	1,92	-0,07	0,07	3,68
9	29	26,84	-2,16	2,16	-0,07	0,07	4,66
Итого:	179	178,2	-0,8	18,24	0,09	0,95	51,62



Заключение

Новые правила розничного рынка закрывают множество «дыр», существовавших в законодательстве. Если при вступлении в силу 877?го постановления Правительства без изменений стабильная работа гарантирующих поставщиков встала бы под угрозу, то новые правила позволяют ожидать, что основные игроки рынка сохранят стабильное финансовое положение. Решающее значение для экономики сбытовых компаний будет иметь утвержденный ФСТ размер доходности продаж. Кроме того, правила вносят ясность в большую часть операционных процессов, таких как коммерческий учет, обмен данными между субъектами рынка и прочее. Устанавливаются также обязательные правила клиентского обслуживания потребителей.

С другой стороны, наиболее актуальный вопрос - ценообразование - решен не в пользу потребителей. Во-первых, сбытовые компании вновь получат ранее отмененный «маржинальный» доход, пусть теперь он будет более прозрачным и регулируемым. Во-вторых, хотя принципы формирования цены по сути становятся более корректными, они делаются более сложными и менее понятными конечному потребителю. И хотя в новых правилах не предусмотрена оплата резервов сетевой мощности - которая бы значительно увеличила ценовую нагрузку на крупных потребителей, - можно ожидать введения данных норм в дальнейшем.

В выигрыше от новых правил могут оказаться некоторые потребители на ОРЭМ -- в результате изменения правил определения фактического потребления мощности их объем платежей за мощность может уменьшиться. Правила позволяют ожидать некоторого улучшения положения гарантирующих поставщиков, что должно быть подтверждено дальнейшими тарифными решениями регуляторов.

Для полноценного развития рыночной экономики в России возникла необходимость реформирования электроэнергетики, что привело к образованию рынка электроэнергии. По своей структуре этот рынок во многом схож с остальными рынками товаров, но присущие специфические особенности электроэнергии, как товара, такие как невозможность накопления и длительного хранения больших объемов электроэнергии, а так же то, что вся произведенная на оптовом рынке электроэнергия должна быть в это же время потреблена, привело к образованию сложных взаимоотношений между производителями и оптовыми потребителями электрической энергии. Рынок электроэнергии сложен по своей структуре и включает в себя не только производителей и покупателей, но и сложную инфраструктуру позволяющую учесть все особенности электроэнергии как товара и позволить рынку нормально функционировать. Все это позволяет выделить его как отдельный вид рынка.



Список использованной литературы

электроэнергия оптовый конъюнктура цена

1. Владимирова Л.П. Прогнозирование и планирование в условиях рынка: Учеб. пособие,

2. Прогнозирование и планирование экономики: Учеб. пособие Под общ. ред. В.И. Борисевича, Г.А. Кандауровой. Мн.: ИП «Экоперспектива».

3. Мазманова Б.Г. Методические вопросы прогнозирования сбыта. // Маркетинг в России и за рубежом.

4. Харитонов В.И. Прогнозирование рынка. Мн.: ИПП,

Размещено на Allbest.ru

...