Инструменты формирования стратегии поведения генерирующей компании на оптовом рынке электроэнергии и мощности тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 08.00.05, кандидат наук Амелина, Анна Юрьевна

• Амелина, Анна Юрьевна
• кандидат наук
• 2015

Оглавление диссертации кандидат наук Амелина, Анна Юрьевна

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ И СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ (ОРЭМ)

1.1 Анализ структуры участников оптового рынка электроэнергии и мощности и анализ конкурентоспособности оптовых генерирующих компаний (ОГК)

1.2 Анализ архитектуры оптового рынка электроэнергии и мощности

1.3 Анализ особенностей регулирования оптового рынка электроэнергии и мощности

1.4 Анализ механизма конкурентного ценообразования на оптовом рынке электроэнергии и мощности с учетом основных достижений теории аукционов

1.5 Выводы по Главе 1

ГЛАВА 2 РАЗРАБОТКА ИНСТРУМЕНТОВ СТРАТЕГИЧЕСКОГО ПЛАНИРОВАНИЯ НА ОРЭМ

2.1 Исследование особенностей базовых стратегий генерирующих компаний на «рынке на сутки вперед» (PCB)

2.2 Факторный анализ ценообразования на PCB

2.3 Разработка модели определения цены PCB как инструмента стратегического планирования

2.4 Формирование стратегии поведения генерирующей компании на PCB с применением модели определения состава включенного генерирующего оборудования

2.5 Выводы по Главе 2

ГЛАВА 3 ФОРМИРОВАНИЕ И ВЫБОР СТРАТЕГИИ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ НА ПРИМЕРЕ ОБЪЕДИНЕННОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ ЮГА (ОЭС ЮГА)

3.1 Анализ региональных особенностей ОЭС Юга

3.2 Выбор стратегии поведения генерирующей компании на PCB с помощью теории игр в условиях неопределенности и с учетом ограничений

3.3 Анализ эффективности и рекомендации по выбору стратегий генерирующих компаний на PCB на примере ОЭС Юга

3.4 Выводы по Главе 3

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ПРИЛОЖЕНИЕ Б

ПРИЛОЖЕНИЕ В

ПРИЛОЖЕНИЕ Г

ПРИЛОЖЕНИЕ Д

ПРИЛОЖЕНИЕ Е

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Инструменты формирования стратегии поведения генерирующей компании на оптовом рынке электроэнергии и мощности»

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность исследования. Электроэнергетическая отрасль является значимой частью топливно-энергетического комплекса (ТЭК). Существующий в настоящее время в России рынок электроэнергии, называемый Оптовым рынком электроэнергии и мощности (ОРЭМ), представляет принципиально новую модель электроэнергетики, функционирующую на конкурентных условиях, характерных для «совершенно состязательных рынков». Появление рынков электроэнергии в США и наиболее развитых странах Европы связано с ростом недовольства качеством услуг ряда отраслей естественной монополии, а также нарастающими процессами глобализации и создания единых глобальных рынков.

ОРЭМ создавался в целях обеспечения достаточных стимулов для инвестиций в развитие отрасли и повышения эффективности использования электроэнергии у потребителей. Однако правила централизованного двустороннего аукциона, проводимого на «рынке на сутки вперед» (PCB) между продавцами и покупателями электроэнергии, не позволяют сформировать цену на номинальном (конкурентном) уровне при использовании предельного метода ценообразования генерирующими компаниями, что приводит к формированию неверных ценовых сигналов и недополучению части прибыли генерирующими компаниями.

В условиях завершения формирования системы рынков в энергетике, обозначенных в Энергетической стратегии России на период до 2030 года, решение описанной выше проблемы становится актуальной задачей, требующей адаптации поведения генерирующих компаний к новым конкурентным условиям.

Особую актуальность приобретает формирование стратегий генерирующих компаний на PCB, поскольку, несмотря на продолжающиеся рыночные преобразования в энергетике, модель PCB с конца 2008 года не претерпевает глобальных концептуальных изменений и обеспечивает до 80% от суммарного

объема электроэнергии по двум ценовым зонам оптового рынка электроэнергии и мощности (ОРЭМ) согласно официальным данным АТС.

В результате тему формирования стратегии генерирующей компаний на ОРЭМ можно считать актуальной.

Степень разработанности проблемы. Проблеме развития рынков электроэнергии посвящены научные труды следующих зарубежных ученых: Боренштейн С., Бушнелл Д., Стофт С., Тироль Ж., У ил сон Р., Фелдер Ф., Хоган В., Яффе А. и др.

Среди отечественных исследователей в этой области следует выделить таких ученых, как Агеев М.К., Баринов В.А., Гительман Л.Д., Джангиров В.А., Китушин В.Г., Кузовкин А.И., Овсянникова Г.В., Петровский Е.С., Пыхтин Р.В., Ратников Б.Е., Рыжкова Р.В., Тукенов A.A., Филатов C.B., Фомина В.Н., Хлебников В.В., Чубайс А.Б.

В существующих диссертационных работах приведены методика формирования стратегии генерирующей компании, позволяющая определить диапазон цен для подачи заявок в централизованную систему торгов на ОРЭМ с помощью комбинированного применения затратного метода ценообразования и методов линейного моделирования; сформулированы методические подходы к формированию стратегии генерирующей компании на основе современной теории стратегического управления, а именно матрицы «продукт-рынок», концепции конкурентных преимуществ, теории и методов портфельной оптимизации и др.; разработан метод выбора конкурентных стратегий на основе применения методики формирования ценовой политики; проанализирован математический аппарат зарубежных исследований рынков электроэнергии, а именно исследовано применение на рынках электроэнергии теории игр, линейного и нелинейного программирования, статистики, цепей Маркова и т.д.

Анализ исследований показал, что в существующих исследованиях в области управления предприятиями топливно-энергетического комплекса недостаточно отражены инструменты формирования стратегии генерирующей компании на ОРЭМ, учитывающие специфику формирования оптовой цены

электроэнергии в условиях двустороннего аукциона.

Возникает научное противоречие. Использование традиционных инструментов внутрифирменного и стратегического планирования деятельностью генерирующих компаний, не учитывающих особенностей формирования оптовой цены электроэнергии в условиях двустороннего аукциона, приводит к недостаточной реализации имеющихся рыночных возможностей и возникновению упущенных выгод у генерирующих компаний.

Цели и задачи исследования. Целью исследования является разработка теоретических положений и практических рекомендаций по формированию стратегии поведения генерирующей компании на ОРЭМ с использованием инструментов внутрифирменного и стратегического планирования, учитывающих специфику двустороннего аукциона в конкурентном секторе электроэнергетического рынка.

Для достижения указанной цели необходимо было решить задачи исследования.

1. Выявить ключевые факторы и определить условия формирования стратегий генерирующих компаний на ОРЭМ.

2. Исследовать специфические особенности ценообразования на ОРЭМ и разработать управленческий инструмент стратегического планирования, позволяющий учесть специфику ценообразования в условиях двустороннего аукциона на PCB.

3. Исследовать особенности процедуры выбора состава генерирующего оборудования (ВСВГО), предшествующей торгам на PCB и разработать управленческий инструмент стратегического планирования, позволяющий учесть влияние процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования (ВСВГО).

4. Разработать способ увеличения прибыли генерирующих компаний на PCB с использованием инструментов стратегического планирования.

5. Проанализировать существующие тенденции стратегического планирования на ОРЭМ и разработать стратегию генерирующей компании на

ОРЭМ и оценить экономический эффект от ее применения на примере объединенной энергосистемы Юга.

На защиту выносятся следующие научные результаты:

1. Научно обоснованный выбор факторов, влияющих на равновесную цену РСВ, с учетом их причинно-следственного влияния.

2. Управленческий инструмент, представленный моделью, отражающей процесс определения цены РСВ.

3. Управленческий инструмент, представленный моделью, отражающей процесс определения состава включенного генерирующего оборудования.

4. Алгоритм определения цены электроэнергии на ОРЭМ для генерирующей компании на основе усовершенствованного механизма финансового изъятия.

5. Стратегия поведения генерирующих компаний на ОРЭМ с использованием инструментов внутрифирменного и стратегического планирования, учитывающих специфику двустороннего аукциона.

Область исследования. Представленные в диссертации научные положения соответствуют формуле и области исследования паспорта специальности ВАК 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством: экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами (промышленность), а именно:

Пункту 1.1.19. «Методологические и методические подходы к решению проблем в области экономики, организации управления отраслями и предприятиями топливно-энергетического комплекса».

Пункту 1.1.4. «Инструменты внутрифирменного и стратегического планирования на промышленных предприятиях, отраслях и комплексах».

Объектом диссертационного исследования являются генерирующие компании, работающие на ОРЭМ.

Предметом исследования является процесс стратегического планирования с использованием инструментов формирования стратегии поведения генерирующей компании.

Теоретической и методологической основой выступают причинно-

следственный анализ связей предметной области, базовые положения экономической теории, теории аукционов и современной концепции энергорынков. Для решения поставленных задач использованы методы экономико-математического моделирования, а именно теория графов, нелинейное программирование, а также методы теории статистических решений.

Информационной базой исследования послужили данные Росстата, Минэнерго России, материалы инфраструктурных организаций (Федеральной служб по тарифам РФ, Федерального антимонопольного комитета, НП «Совет рынка», ОАО «Администратор торговой системы», ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» и др.), а также отчетные данные о результатах деятельности оптовых и территориальных генерирующих компаний РФ.

Научную новизну диссертационного исследования представляют следующие научные результаты, полученные лично автором:

1. Предложен и обоснован минимальный набор факторов, позволяющий адекватно определить цену «рынка на сутки вперед», отличающийся учетом причинно-следственного влияния факторов на цену «рынка на сутки вперед».

2. Разработан управленческий инструмент формирования стратегии генерирующей компании, отражающий процесс определения равновесной цены «рынка на сутки вперед», представляющий собой модель «рынка на сутки вперед», которую отличает учет суммарного объема потребления электроэнергии потребителями, объемов предложения электроэнергии и соответствующих им цен.

3. Разработан управленческий инструмент формирования стратегии генерирующей компании, отражающий процесс определения состава включенного генерирующего оборудования, представляющий собой модель процедуры выбора состава включенного генерирующего оборудования, которую отличает учет суммарного объема потребления электроэнергии потребителями, располагаемой мощности оборудования, маржинальных (предельных) затрат на производство электроэнергии и затрат на пуск оборудования.

4. Разработан алгоритм ценообразования на «рынке на сутки вперед»,

представляющий собой усовершенствованный механизм финансового изъятия, позволяющий компании сформировать ценовое предложение на приближенном к конкурентному ценовом уровне, который отличает учет суммарного объема потребления электроэнергии потребителями, объемов предложения электроэнергии и соответствующих им цен.

5. Разработана стратегия поведения генерирующей компании, представляющая собой устоявшийся алгоритм подачи ценовых заявок на «рынке на сутки вперед», отличающаяся учетом суммарного объема потребления электроэнергии потребителями, объемов предложения электроэнергии и соответствующих им цен, располагаемой мощности оборудования, маржинальных (предельных) затрат на производство электроэнергии и затрат на пуск оборудования.

Достоверность полученных автором результатов обеспечивается применением классических положений экономической теории, теории аукционов и общепринятых методов экономического анализа и экономико-математического моделирования.

Выводы и предложения диссертационного исследования не противоречат общеизвестным теоретическим и практическим результатам, содержащимся в трудах известных ученых по вопросам экономики, организации и управления промышленными предприятиями, в том числе в электроэнергетической отрасли.

Практическая значимость исследования. Разработана система рекомендаций по формированию стратегии поведения генерирующей компании, позволяющая руководителю энергопредприятия повысить прибыль компании на электроэнергетическом рынке до 20%.

Материалы исследования могут быть также использованы при подготовке учебных программ, лекционных курсов, методических материалов и учебных пособий по дисциплинам «Экономика и управление инновационной деятельностью», «Стратегическое планирование» и др.

Апробация и внедрение результатов исследования. Результаты исследования были доложены на секции «Экономика и управление на

предприятии» Международной конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (г. Москва, НИУ «МЭИ» 2011, 2013-2014 гг.), на 1-ой научно-образовательной конференции ОЭПЭЭ/1АЕЕ «Экономика энергетики как направление исследований: передовые рубежи и повседневная реальность» (г. Москва, МГУ, 2012 г.) и шестой международной конференции школа-семинар молодых ученых «Энергосбережение. Теория и практика» (г. Москва, НИУ «МЭИ» 2012 г.).

По результатам проведенного исследования выполнена научно-исследовательская работа «Анализ экономического потенциала модернизации ТЭЦ ВТИ в условиях работы на ОРЭМ».

Разработанная методика подачи заявок в централизованную систему торгов ОРЭМ использовалась для оценки технико-экономического потенциала всережимных ТЭЦ. Данные методические рекомендации позволили рассчитать экономический эффект от выхода ОАО «ВТИ» на ОРЭМ (акт об использовании результатов кандидатской диссертационной работы от 24.06.2014 г.)

Результаты исследования использовались при расчете экономического эффекта от применения стратегии поведения для ряда генерирующих компаний ОЭС Юга.

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ОСОБЕННОСТЕЙ И СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ОПТОВОГО РЫНКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ И МОЩНОСТИ (ОРЭМ)

1.1 Анализ структуры участников оптового рынка электроэнергии и мощности и анализ конкурентоспособности оптовых генерирующих

компаний (ОГК)

Рынок электроэнергии в России возник относительно недавно в результате реформирования электроэнергетики. Формирование существующей модели рынка происходило на протяжении 2003-2008 гг. в ходе расформирования РАО ЕЭС. Поскольку РАО ЕЭС была монополистом на рынке электрической и тепловой энергии, цены на услуги компании устанавливались Федеральной службой по тарифам - ФСТ. В 2006 г. Постановлением Правительства РФ [9] были введены новые правила функционирования ОРЭМ, призванные постепенно сформировать конкурентную среду, регулировавшиеся до этого Постановлением Правительства РФ от 24.10. 2003 г. № 643 «О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода» [5].

Согласно ст.З 35-Ф3 «Об электроэнергетике» [34] участниками ОРЭМ являются поставщики и покупатели электрической энергии и мощности, получившие статус субъектов оптового рынка и право на участие в торговле электрической энергией и мощностью на оптовом рынке.

Основная часть генерирующих мощностей рынка электроэнергии России принадлежит двум типам частных компаний - оптовым и территориальным генерирующим компаниям (ОГК и ТГК), объединяющих, как правило, нескольких крупных электростанций. Входящие в состав генерирующих компаний станции обладают разными техническими характеристиками

генерирующего оборудования (ограничения на максимальные и минимальные допустимые значения производства активной мощности, скорость сброса и набора нагрузки, запасы и структура топлива и гидроресурсы).

ОГК образовались на базе крупных государственных районных электростанций (ГРЭС), специализирующихся в основном на производстве электрической энергии. В состав ОГК также входит РусГидро, состоящее из гидроэлектростанций (ГЭС). ТГК объединяют территориально близко расположенные теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), являющиеся основой теплоэнергетики России [73, 75].

При организации эти компании получили деньги частных инвесторов, а новые собственники обязательства по строительству дополнительных мощностей, призванные восполнить износ основных фондов генерации, приближающийся на тот момент к критической отметке в 60%.

Атомные электростанции (АЭС) входят в состав компании Росэнергоатом.

В собственности государства также остается и большая часть ГЭС.

Согласно принципам маржинального ценообразования на ОРЭМ при подаче заявок на PCB вначале удовлетворяется предложение наиболее дешевых станций. Поскольку в большей степени себестоимость электроэнергии определяется долей топливных затрат, наименьшую себестоимость производства электроэнергии имеют ГЭС и АЭС. Далее загружаются угольные станции и -наиболее крупные газовые КЭС и ТЭЦ. Также, ввиду особенностей эксплуатации их генерирующего оборудования (безопасность, природоохранные меры, использование природных ресурсов, а также режимы работы), ГЭС и АЭС более конкурентоспособны на рынках электроэнергии.

В свою очередь ГЭС и АЭС несут большие, чем ТЭС, расходы по поддержанию генерирующих мощностей в готовности к несению нагрузки, что делает ТЭС более конкурентоспособными на рынке мощности. Несмотря на низкую себестоимость электроэнергии, строительство ГЭС и АЭС требует больших капитальных вложений, чем строительство ТЭЦ или КЭС. Также они более удалены от населенных пунктов в виду того, что строительство ГЭС

требует близости к водным ресурсам, а АЭС из-за тяжелых последствий аварий [67, 72,81,95,94, 103].

Различные типы генерирующих компаний существенно отличаются по своим особенностям, что позволяет сделать вывод о том, что они по-разному организуют свою деятельность на конкурентном рынке и, как следствие, требуют индивидуального подхода при формировании стратегии поведения на ОРЭМ.

В ходе исследования основных производственных и технических показателей генерирующих станций была собрана, систематизирована и проанализирована информация [123-129] о шести генерирующих компаниях оптового рынка электроэнергии и мощности за 2011 г.

После проведения анализа ОГК по всем выделенным показателям было произведено ранжирование (Таблица 1.1).

1. На основе полученных данных можно сделать следующие выводы. Максимальная выработка электроэнергии приходится на компанию ОГК-4, несмотря на то, что по установленной электрической мощности ОГК-4 проигрывает четырем другим компаниям. Это означает, что генерирующее оборудование ОГК-4 работает с более высоким коэффициентом использования, то есть оборудование загружено более полно, чем в ОГК-1 и прочих компаниях, что в свою очередь может быть объяснено более выгодным расположением производственных мощностей.

2. Низкая выработка ОГК-3 может быть связана с небольшой установленной электрической мощностью.

3. ОГК-4 обладает минимальным средним по всем станциям удельным условным расходам топлива на производство электроэнергии, имеет наибольшую рентабельность себестоимости и как следствие наиболее эффективное производство. В то же время, ОГК-2 и ОГК-6, обладающие наименее экономичным удельным расходом условного топлива на производство электроэнергии, по рентабельности себестоимости занимают последние строчки рейтинга. Это свидетельствует о явной обратной зависимости между рентабельностью себестоимости и удельным расходом условного топлива.

Таблица 1.1 - Рейтинг оптовых генерирующих компаний ОРЭМ (2011г.)

№ Показатели ОГК1 ОГК2 огкз ОГК4 ОГК5 ОГК6

1 Установленная электрическая мощность ! * 3 5 6 4 2

2 Установленная тепловая мощность 1 5 6 4 3 2

3 Выработка электроэнергии 2 3 6 ч 4 5

4 Выработка тепловой энергии 6 3 5 4 2

5 КИУМ 3 2 6 4 5

6 Расход условного топлива 4 л!' ь 6 3 5 2

7 Возрастной состав оборудования 5 4 3 6 1 « 2

8 Рентабельность себестоимости 3 6 4 1 2 5

9 Удельный расход условного топлива на выработку электроэнергии 5 2 3 6 4 1 ^ г 1 4 * % V

10 Удельный расход условного топлива на выработку тепловой энергии 2 5 т > «й». 3 6 4

11 Объем продаж электроэнергии 1 и Л) ' 3 5 2 4 6

12 Доля электроэнергии, проданной на конкурентных условиях 2 3 6 5 4

13 Тарифы на электроэнергию 3 5 6 4 2

14 Тарифы на мощность 4 6 3 5 2 "1 "

15 Тарифы на тепловую энергию »1 ^ *%. ии, * 5 3 6 4 2

16 Доля газа в топливном балансе 1 3 4 2 5 6

17 Доля угля в топливном балансе 6 4 3 5 2 1 V

18 Доля мазута в топливном балансе 4 5 1 Л М 6 3 2

19 Рентабельность продаж 3 6 4 1 2 5

4. Высокие затраты условного топлива при сравнительно небольшой выработке электроэнергии ОГК-6 объяснимы достаточно высоким производством тепла.

5. Наиболее высоким КИУМ-ом обладают компании с наименее изношенным оборудованием: ОГК-1, ОГК-2 и ОГК-4. Таким образом, в данном случае также прослеживается явная обратная зависимость.

Опираясь на результаты ранжирования компаний по отдельным показателям, трудно выделить однозначных лидеров среди ОГК на ОРЭМ и оценить их конкурентоспособность.

В целях определения лидеров среди ОГК на ОРЭМ был произведен анализ с применением общеизвестного метода радара [60]. Данный метод удобен тем, что позволяет однозначно определить конкурентное положение рассматриваемых компаний относительно друг друга с помощью расчета площади радаров для всех компаний [42].

Площадь радара определяется по следующей формуле:

Я, =0,5-

п-1

Аи ■ • + ЕАи ■ ■ эт(2я-/п)

/=1

(1.1)

где Я. - площадь радара у'-й компании; А1} - /-й относительный

показатель у-й компании (определяется в долях от максимального значения); п -количество рассматриваемых показателей.

Оценка конкурентоспособности ОГК проводилась на основе двух разработанных автором моделей:

1) семифакторной, учитывающей как тепловую, так и электрическую выработку электроэнергии;

2) четырехфакторной, описывающей конкурентоспособность ОГК без учета тепловой выработки.

Для анализа конкурентоспособности ОГК были выбраны следующие показатели:

1) установленная тепловая (Nycmm) и электрическая (Nустэ) мощности;

2) коэффициент использования установленной мощности (КИУМ);

3) средний удельный расход условного топлива на производство электрической (Ьэ) и тепловой {Ът) энергии;

4) средний тариф ФСТ на электрическую {Тт) и тепловую (Тэ) энергию. Причины выбора этих параметров заключаются в следующем: первые три

показателя характеризуют масштабы производственной деятельности компаний, удельные расходы топлива - эффективность и экономичность производства, а тарифы - эффективность операционной деятельности. При оценке конкурентоспособности на уровне ОРЭМ эти показатели равны средним значениям по ОГК.

В Таблицах 1.2, 1.3. представлена сравнительная характеристика радаров ОГК на основе вышеназванных показателей.

Таблица 1.2 - Рейтинг ОГК методом радара с учетом производства тепловой энергии

ОГК Площадь эадара Ранг компании

2009 2010 2011 2009 2010 2011

ОГК-1 1,97 1,87 1,98 4 4 4

ОГК-2 2,13 2,12 2,09 3 2 2

огк-з 1,49 1,44 1,56 6 6 6

ОГК-4 2,27* * г^ 1 % ^ "1 * * 1 8

ОГК-5 2,14 2,08 2,03 2 3 3

ОГК-6 1,82 1,59 1,72 5 5 5

Как можно заметить из Таблиц 1.2, 1.3, представленных выше, производство тепловой электроэнергии обеспечивает компании ОГК-5 более высокую конкурентоспособность, что объясняется большим количеством ТЭЦ в составе ОГК-5.

При оценке конкурентоспособности на уровне объединенных энергосистем относительные показатели были определены следующим образом:

X Л,у,£

ЬУ т

к=1

(1.2)

Таблица 1.3 - Рейтинг ОГК методом радара без учета производства тепловой энергии

ОГК Площадь эадара Ранг компании

2009 2010 2011 2009 2010 2011

ОГК-1 1,75 1,49 1,59 3 3 2

ОГК-2 1,77 1,61 1,50 2 2 3

огк-з 1,29 1,12 1,14 6 5 6

ОГК-4 1,94 1,84 ;1 .... 1 1 Л * ж," Г-. »

ОГК-5 1,60 1,46 1,45 4 4 4

ОГК-6 1,38 1,03 1,14 5 6 5

где А{ к - 1-й относительный показатель к-й станции, входящей в состав /-й

компании в исследуемом регионе; к - объем выработки к-й станции,

входящей в состав у'-й компании в исследуемом регионе; т - количество станций компании в регионе.

Ниже представлено ранжирование конкурентоспособности ОГК по ОЭС. Согласно проведенному исследованию на основе семифакторной модели (Таблица 1.4) ОГК-5 и ОГК-6 являются лидерами сразу в двух регионах. ОГК-4 несмотря на высокую общую конкурентоспособность на уровне всей энергосистемы России, как и ОГК-2 не является лидером ни в одном из регионов, а так же занимает самую слабую конкурентную позицию в ОЭС Центра. Это может быть объяснено неравномерностью расположения генерирующих мощностей между ОЭС, так как кроме крупнейшей Сургутской ГРЭС-2, расположенной в ОЭС Урала, в остальных ОЭС ОГК-4 представлена сравнительно небольшими станциями, имеющими небольшой КИУМ. По электрическим показателям (Таблица 1.5) ОГК-4 лидирует в ОЭС Сибири и ОЭС Урала.

Таблица 1.4- Ранжирование конкурентоспособности ОГК по ОЭС (2011 г.) с учетом производства тепловой энергии

огк/оэс Сибири Урала Средней Волги Юга Центра Северо-запада

ОГК-1 4 1 3

ОГК-2 3 2 3

огк-з 3 5 1 Ч 9Ж * 2

ОГК-4 2 2 2 5

ОГК-5 Ч £4« t М V ё . - 4

ОГК-6 Р " f 11 If 3 2 W *

Таблица 1.5 - Ранжирование конкурентоспособности ОГК по ОЭС (2011 г.) без учета производства тепловой энергии

ОГК/ОЭС Сибири Урала Средней Волги Юга Центра Северо-запада

ОГК-1 4 If ||i Ptffc«. ] 1 »/¡^ « Ц 3

ОГК-2 2 t i 3

огк-з 3 5 1 ,, 2

ОГК-4 -п. 1 S 2 5

ОГК-5 3 3 4

ОГК-6 2 2 2 X 1

Вторую позицию конкурентоспособности по общим показателям занимает ОГК-5. По результатам анализа регионов по семифакторной модели ОГК-5 является лидером в двух из трех ОЭС (ОЭС Урала и Юга). ОГК-5 имеет высокие показатели, касающиеся производства тепловой энергии, однако по четырехфакторной модели эта компания не имеет высоких конкурентных позиций ни в одной ОЭС.

ОГК-2 превосходит ОГК-5 в ОЭС Юга по электрическим показателям и занимает сильную конкурентную позицию в ОЭС Урала.

ОГК-1 лидирует только в ОЭС Средней Волги, где имеет две станции, которые по совокупной установленной мощности значительно превосходят единственного конкурента (из ОГК) ОГК-4. Однако сложно говорить о значительном превосходстве по показателям эффективности производства энергии.

ОГК-6 по семифакторной модели лидирует в ОЭС Сибири и ОЭС Северо-запада, а также занимает высокую конкурентную позицию в ОЭС Центра. По четырехфакторной модели ОГК-6 лидирует только в ОЭС Северо-запада, но занимает высокие позиции в остальных трех ОЭС.

ОГК-3 лидирует в ОЭС Центра, но имеет низкие показатели конкурентоспособности в ОЭС Сибири и ОЭС Урала.

Использование метода радара позволило прийти к следующим выводам.

Низкие показатели ОГК-3 обусловлены низким коэффициентом загрузки мощностей и высокими затратами на производство, которые можно объяснить низкой эффективностью входящей в состав компании Черепетской ГРЭС и наличием станции, находящейся в неценовой зоне - Печорской ГРЭС. ОГК-4 и ОГК-5 являются наиболее конкурентоспособными на оптовом рынке электроэнергии. ОГК-4 обладает среди ОГК тремя максимальными значениями показателей их семи (удельный расход топлива на выработку электроэнергии; тариф на электроэнергию, отпускаемую по РД; КИУМ) и сравнительно высокими прочими четырьмя показателями. Среди преимуществ ОКГ-4 следует выделить наличие стратегического иностранного инвестора в составе собственников компании. Компания принадлежит крупнейшей германской энергокомпании Е.Оп. ОГК-5 также находится под контролем иностранного инвестора: значительная доля (более 50%) компании принадлежит итальянской компании Епе1. Конкурентоспособность ОГК-5 в большей степени объясняется неплохими показателями по тепловой генерации. Наименее удовлетворительными показателями обладают ОГК-3 и ОГК-6, что обусловлено низкой загрузкой станций, сравнительно высокими тарифами и высокими расходами условного

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Амелина, Анна Юрьевна, 2015 год

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Гражданский кодекс Российской Федерации часть вторая глава 30, §6 Энергоснабжение от 26.01.1996 г. №14-ФЗ: принят Гос. Думой 22 дек. 1995 г.

2. «Кодекс российской федерации об административных правонарушениях» (КоАП РФ) от 30.12.2001 N 195-ФЗ. Принят ГД ФС РФ 20.12.2001.

3. Постановление Правительства РФ от 14.11.2009 г. № 929 «О порядке осуществления государственного регулирования в электроэнергетике, условиях его введения и прекращения и о внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

4. Постановление Правительства РФ от 14.11.2009 г. №929 «О порядке осуществления государственного регулирования в электроэнергетике, условиях его введения и прекращения и о внесении изменений в Правила оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

5. Постановление Правительства РФ от 24.10.2003 г. № 643 «О Правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода».

6. Постановление Правительства РФ от 26.02.2004 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».

7. Постановление Правительства РФ от 27.12.2010 г. №1172 «Об утверждении Правил оптового рынка электрической энергии и мощности и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросам организации функционирования оптового рынка электрической энергии и мощности».

8. Постановление Правительства РФ от 28.06.2008 г. №476 «О внесении изменений в некоторые постановления Правительства Российской Федерации по

вопросам организации конкурентной торговли генерирующей мощностью на оптовом рынке электрической энергии (мощности)».

9. Постановление Правительства РФ от 31.08.2006 г. №529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)».

10. Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 13.10.2006 г. №256 «Об утверждении типов электрических станций, в отношении которых дифференцируются уровни максимальных экономически обоснованных расходов на производство электрической энергии (без учета мощности), используемые для установления случаев манипулирования ценами на оптовом рынке».

11. Приказ Минэнерго РФ от 06.04.2009 Г. №99 «Об утверждении порядка определения зон свободного перетока электрической энергии (мощности)».

12. Приказ Федеральной антимонопольной службы от 14.11.2007 г. №378 «Об утверждении Порядка установления случаев манипулирования ценами на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке электрической энергии (мощности)».

13. Проект приказа от 05.04.2011 «Об утверждении Методики определения соответствия ценовых заявок на продажу электрической энергии требованиям экономической обоснованности» // Рос. газета. - 2011. - №5447. - 5 апр.

14. РД 153-34.1-09.111-2001 Отраслевой руководящий документ. Методика расчета потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках теплофикационных агрегатов мощностью 60-250 МВт тепловых электростанций.

15. РД 153-34.1-30.737-97 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-65-75-130-13 JIM3.

16. РД 34.09.106-94. Отраслевой руководящий документ. Нормы потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков мощностью 160 - 1200 МВт тепловых электростанций.

17. РД 34.09.165-94 Отраслевой руководящий документ. Методика расчета потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках энергоблоков мощностью 1601200 МВт.

18. РД 34.30.703, ТХ 34-70-010-85 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-80-100-130-13 ЛМЗ.

19. РД 34.30.704 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата Р-100-130-15 ТМЗ.

20. РД 34.30.705 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-60-90-13 (ВПТ-50-2) ЛМЗ.

21. РД 34.30.706 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата Т-50-130 ТМЗ.

22. РД 34.30.708 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-50-90-2 (ВК-50-2).

23. РД 34.30.709 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-50-90-3 (ВК-50-3) ЛМЗ.

24. РД 34.30.710 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-100-90-6 (ВК-100-6) ЛМЗ.

25. РД 34.30.711 Типовая нормативная характеристика турбоагрегата ПТ-60-130-13 ЛМЗ.

26. РД 34.30.713 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-300-240 ЛМЗ (для турбин до заводского №1198).

27. РД 34.30.716 Типовая нормативная характеристика турбоагрегата Т-100-130 ТМЗ.

28. РД 34.30.717 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата К-100-90 (ВК-100-5).

29. РД 34.30.719, ТХ 34-70-004-83 Типовая энергетическая характеристика турбоагрегата ПТ-135-165-130-15 ТМЗ.

30. СО 34.09.112-2001 (РД 153-34.1-09.112-2001). Отраслевой руководящий документ. Нормы потерь топлива, электроэнергии и пара при пусках теплофикационных энергоблоков мощностью 60 - 250 МВт тепловых электростанций.

31. Уголовный кодекс Российской Федерации от 13.06.1996 г. № 63-Ф3: принят Гос. Думой 24.05.1996 г.; одобр. Советом Федерации 05.06.1996 г.

32. Федеральный закон от 26.07.2006 г. № 135-ФЭ «О защите конкуренции»: принят Гос. Думой 08.07.2006 г.; одобр. Советом Федерации 14.07.2006 г.

33. Федеральный закон от 17.08.1995 г. № 147-ФЗ «О естественных монополиях»: принят Гос. Думой 19.07.1995 г.

34. Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-Ф3 «Об электроэнергетике»: принят Гос. Думой 21.02.2003 г.; одобр. Советом Федерации 12.03.2003 г.

35. Федеральный закон от 26.03.2003 г. № Зб-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике»: принят Гос. Думой 21.02.2003 г.; одобр. Советом Федерации 12.03.2003 г.

36. Федеральный закон от 27.07.2010 № 210-ФЗ «Об организации предоставления государственных и муниципальных услуг»: принят Гос. Думой 07.07.2010 г.; одобр. Советом Федерации 14.07.2010 г.

37. Александров, A.C. Выбор состава работающего генерирующего оборудования в условиях конкурентного рынка электроэнергии и мощности: дис. ... канд. техн. наук: 05.14.02 / A.C. Александров. - Екатеринбург. - 2007. - 157 с.

38. Амелина, А.Ю. Сценарный подход к формированию инновационной стратегии генерирующей компании / А.Ю. Амелина // Вестник Российской академии естественных наук. - 2014 г. - № 4. - С. 28-31.

39. Амелина, А.Ю. Оценка влияния тепловой- генерации на конкурентовпособность оптовых генерирующих компаний / А.Ю. Амелина // Социально-экономические проблемы развития предприятий и регионов: Сб. Мат. XIII Межд. науч.-практ. конф. - Пенза: Приволжский дом знаний, 2011. - С. 1821.

40. Амелина А.Ю. Факторы выбора стратегии поведения генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии / А.Ю. Амелина // Проблемы

современной экономики: Сб. мат. III межд. науч.-практ. конф. - Новосибирск: Издательство НГТУ, 2011. - Ч. 2. - С. 229-234.

41. Амелина, А.Ю. Анализ проведения конкурентного отбора мощности на примере ОЭС Юга / А.Ю. Амелина, Е.С. Карпик // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: сб. мат. XX межд. науч.-практ. конф. - М.: Издательский дом МЭИ, 2013. - Т. 3. - С. 271.

42. Амелина, А.Ю. Оценка конкурентоспособности оптовых генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии (мощности) России / А.Ю. Амелина, Г.Н. Курдюкова, Н.Д. Рогалев, O.E. Прун // Вопросы развития национальной экономики: российский и зарубежный опыт: сб: мат. межд. науч.-практ. конф. - Пермь: Издательство ПТУ, 2010. - С. 137-149.

43. Амелина, А.Ю. Выбор оптимальной стратегии поведения генерирующей компании на PCB в условиях неопределенности / А.Ю. Амелина, Е.М. Лисин, Ю.А., Анисимова, В. Стриелковск // Вектор науки ТГУ. - 2013. № 4. -С. 63-68.

44. Амелина, А.Ю. Разработка стратегической инновации генерирующей компании на основе применения модели финансового изъятия на рынке электроэнергии / А.Ю. Амелина, Е.М. Лисин // тр. шестой межд. конф. шк.-сем. мол. уч. «Энергосбережение. Теория и практика». - 2012. - С. 399-408.

45. Амелина, А.Ю. Формирование инновационной стратегии генерирующей компании с учетом особенностей ВСВГО / А.Ю. Амелина, Е.М. Лисин, В. Стриелковски // Экономика и управление. - 2013. - № 11(97). - С. 8085.

46. Амелина, А.Ю. Анализ участия генерирующих компаний в процедуре ВСВГО / А.Ю. Амелина, A.B. Помощников // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Сб. Мат. XX Межд. науч.-практ. конф. - М.: Издательский дом МЭИ, 2013.-Т. З.-С. 281.

47. Амелина, А.Ю. Оценка конкурентоспособности оптовых генерирующих компаний на рынке электроэнергии и мощности / А.Ю. Амелина, Н.Л. Кетоева, O.E. Прун // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: Сб.

Мат. XVII межд. науч.-практ. конф. - Москва: Издательский дом МЭИ, 2011. - Т. 2.-С. 633-634.

48. Амелина, А.Ю. Алгоритм формирования стратегии генерирующей компании на основе упрощенной модели оптового рынка электроэнергии и применением теории игр / А.Ю. Амелина, Н.Д. Рогалев // Сб. по итогам 1-ой научно-образовательной конференции ОЭПЭЭ/IAEE «Экономика энергетики как направление исследований: передовые рубежи и повседневная реальность». -Москва: ОЭПЭЭ, 2012. - С.83-84.

49. Амелина, А.Ю. Анализ последствий применения генерирующими компаниями рыночных стратегий на оптовом рынке электроэнергии и мощности / А.Ю. Амелина, Н.Д. Рогалев // Сб. Мат. II Межд. науч.-практ. конф. мол. уч. -Москва: Издательство «Спутник+», 2011. - С. 277-281.

50. Амелина, А.Ю. Исследование инновационной среды формирования стратегий генерирующих компаний на рынке электроэнергии / А.Ю. Амелина, Н.Д. Рогалев // Инновации. - 2013. - №3. - С. 73-77.

51. Амелина, А.Ю. Стратегия продажи электроэнергии генерирующей компании на PCB / А.Ю. Амелина, Н.Д. Рогалев // Надежность и безопасность энергетики. 2013. - №2(21). - С. 20-24.

52. Амелина, А.Ю., Факторный анализ ценообразования на ОРЭМ / А.Ю. Амелина, Н.Д. Рогалев // Радиоэлектроника, электротехника и энергетика: сб. мат. XVII межд. науч.-практ. конф. - М.: Издательский дом МЭИ, 2013. - Т. 3 - С. 214.

53. Ансофф, И. Стратегический менеджмент. Классическое издание / И. Ансофф. - СПб.: Питер, 2011. - 344 с.

54. Анфилатов B.C. Системный анализ в управлении // B.C. Анфилатов, A.A. Емельянов, A.A. Кукушкин; Под ред A.A. Емельянова. - М.: Финансы и статистика, 2002. - 368 с.

55. Афанасьев, М.Ю. Исследование операций в экономике: модели, задачи, решения: учеб. пособие / М.Ю. Афанасьев, Б.П. Суворов. - М.: ИНФРА-М, 2003. -444 с.

56. Балдин, K.B. Математическое программирование. / K.B. Балдин, A.B. Рукосуев, H.A. Брызгалов. - М.: Дашков и К, 2012. - 218 с.

57. Баумоль, У. Состязательные рынки: мятеж в теории структуры отрасли. Теория отраслевых рынков. Вехи экономической мысли. Том 5. Под ред. А.Г.Слуцкого / У. Баумоль. - СПб.: Экономическая школа, 2003. - с. 110-140.

58. Битеряков, Ю.Ф. К вопросу формирования цен на конкурентных рынках электроэнергии / Ю.Ф. Битеряков, С.А. Кутинов // Вестник Ивановского государственного энергетического университета - 2005. - Вып. 2. - С. 65-70.

59. Бородкин, Ф.М. Статистическая оценка связей экономических показателей / Ф.М. Бородкин. - М.: Статистика, 1968. - 203 с.

60. Виханский, О.С. Стратегическое управление: учебник. 2-е изд. / О.С. Виханский. - М.: Экономиста», 2004. - 288 с.

61. Воропай, Н.И. Надежность либерализованных систем энергетики / Н.И. Воропай, В.Г. Китушин, А.Д. Тевяшев, Ю.В. Целебровский, А.И. Шалин и др. -Новосибирск: Наука, 2004. - 333 с.

62. Воробьев, H.H. Основы теории игр. Бескоалиционные игры / НН Воробьев. - М.: ФИЗМАТ ЛИТ, 1984. - 496 с.

63. Гиршфельд В.Я. Режимы работы и эксплуатация ТЭС: учебник для вузов / В.Я. Гиршфельд, A.M. Князев, В.Е. Куликов. - М.: Энергия, 1980. - 288 с.

64. Гительман, Л.Д. Энергетический бизнес: учеб. пособие / Л.Д. Гительман, Б.Е. Ратников. - М.: Дело, 2006. - 600 с.

65. Давидсон, М.Р. Математическая модель конкурентного оптового рынка электроэнергии в России / М.Р. Давидсон, Ю.В. Догадушкина и др. // Известия РАН. Теория и системы управления. - 2004. - № 3. - С. 72-83.

66. Дж. фон Нейман. Теория игр и экономическое поведение / Дж. Фон Нейман, О. Моргенштерн. - М.: Изд. "Наука", 1970. - 707 с.

67. Джангиров, В.А. Рыночные отношения и системы управления в электроэнергетике / В.А. Джангиров, В.А. Баринов // Электрические станции -2001,-№6.-С. 2-19.

68. Друкер, П. Менеджмент. Вызовы XXI века / П. Друкер. - М.: «Манн, Иванов и Фербер», 2012. -256 с.

69. Иванов, A.A. Математическая модель формирования стратегий энергосбытовой компании на оптовом рынке электроэнергии (мощности) / A.A. Иванов // Экономические науки. - 2008. - №9. - С. 181-185.

70. Иванов, Е.Ю. Методика прогнозирования спотовых цен на электроэнергию на оптовом энергетическом рынке: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / Е.Ю. Иванов. - Санкт-Петербург, 2005. - 189 с.

71. Качан, А.Д. Режимы работы и эксплуатации тепловых электрических станций: учеб. пособие / А.Д. Качан. - Минск: Вышэйшая, 1978. - 288 с.

72. Китушин, В.Г. Проблемы развития электроэнергетики / В.Г. Китушин // ЭКО: Всероссийский экономический журнал. -2011.- № 5. - С. 151-155.

73. Корнилов, А. ОГК: Слияния и поглощения позади / А. Корнилов, Э. Кулиева // Альфа-банк. - 2008. - 207 с.

74. Королёв, М. Составляем заявки на продажу / М. Королев, Д. Углов // Энергорынок. - 2004. - № 6.

75. Лямин, М. Оптовые генерирующие компании. Начало освещения / М. Лямин, 3. Елена // Банк Москвы. - 2008. - 59 с.

76. Международный опыт реформирования электроэнергетики. Англия и Уэльс // РАО «ЕЭС России». - 2003 - 16 с.

77. Международный опыт реформирования электроэнергетики. Соединенные Штаты Америки // РАО «ЕЭС России». - 2005 - 20 с.

78. Международный опыт реформирования электроэнергетики. Страны Скандинавии // РАО «ЕЭС России». - 2003 - 16 с.

79. Мельник, Л.Б. Стратегии энергосбытовых компаний в условиях перехода к конкурентному рынку электроэнергии: дис. ... канд. экон. наук:08.00.05 / Л.Б. Мельник. - Москва, 2008. - 165 с.

80. Мескон, М. X. Основы менеджмента: перевод с английского / М.Х. Мескон, М. Альберт, Ф. Хедоури. - М.: Издательство "Дело", 1997. - 704 с.

81. Монахова, Е. В энергетическом безвременье / Е. Монахова, С. Пшеничников // Эксперт. - 2009. - №12. - С. 72-78.

82. Мягкова, Е.С. Методические основы оценки перспективной конкурентоспособности генерирующих компаний: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / Е.С. Мягкова. - Москва, 2009. - 229 с.

83. Николенко, С.И. Теория экономических механизмов: учеб. пособие / С.И. Николенко. - М.: Бином, 2009. - 207 с.

84. Овсянникова, Г.В. Методика формирования стратегии ценообразования энергокомпаний в условиях конкурентного рынка электроэнергии (мощности): дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / Г.В. Овсянникова. - Москва, 2007. - 146 с.

85. Озеров, C.JI. Стратегия формирования и функционирования территориальных генерирующих компаний: организационно-экономический аспект: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / C.JI. Озеров. - Иваново, 2005. - 151 с.

86. Опыт энергорынков. Уроки, извлеченные из либерализации рынков электроэнергии. ОЭСР/МЭА - 2005. - 274 с.

87. Основы функционирования рынков электроэнергии: учеб.-метод, пособие. Ч. 2 / под ред. Л.В. Ширяевой. - М.: ЗАО «УК КЭУ». 2009. - 184 с.

88. Панов, И. Возможности генерирующих компаний на ОРЭМ / И. Панов, Е. Пахомова // Энергорынок - 2007. - №8 (45), с. 68-71.

89. Печерский, С.Л. Теория игр для экономистов. Вводный курс. (Учебное пособие) / С.Л. Печерский, A.A. Беляева. - СПб.: Изд-во Европейского университета, 2001. - 234 с.

90. Прузнер, Л. Экономика энергетики СССР: Учебник для вузов / Л. Прузнер, А.Н. Златопольский, A.M. Некрасов.-М.:Высшая школа, 1978. —471 с.

91. Пыхтин, Р.В. Выбор стратегий развития генерирующих электроэнергетических предприятий в условиях формирования конкурентного рынка электроэнергии: на примере Смоленской области: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / Р.В. Пыхтин. -Москва, 2007. - 183 с.

92. Регионы России. Социально-экономические показатели. 2009. Статистический сборник / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М, 990 с.

93. Рогалев, H.Д. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов под ред. Рогалева Н.Д. / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, В.И. Мастерова и др. - 2005. - 288 с.

94. Розанова, Н.М. Экономика отраслевых рынков / Н.М. Розанова. - М.: Юрайт, 2010. -906 с.

95. Российская Энергетика: потенциал роста. «Оптово генерирующие компании (ОГК)»: Аналитический обзор / ЗАО КБ «Ланта-Банк» -2010.-5 с.

96. Российский статистический ежегодник. 2009: Стат. сб. / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М., 2009. - 795 с.

97. Россия в цифрах. 2010: Крат. стат. сб. / Федер. служба гос. статистики (Росстат). - М, 2010. - 558 с.

98. Рыжкова, Ж.В. Методические подходы к формированию стратегии генерирующих компаний на рынках энергии и мощности: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / Ж.В. Рыжкова. - Москва, 2010.- 192 с.

99. Сапожникова, Н.Т. Естественная монополия: опыт реформирования электронергетики Великобритании / Н.Т. Сапожникова, С.И. Сауткин // Менеджмент в России и зарубежом. - 2001. - №6. - С. 31-35.

100. Стивен, С. Экономика энергосистем. Введение в проектирование рынков электроэнергии / С. Стивен. - М.: Мир, 2006. - 623 с.

101. Тепловые и атомные электрические станции. Справочник. Т.З // под общ ред Григорьева В.А. и Зорина В.М. М.: Энергоатомиздат - 1989 - 604 с.

102. Томпсон A.A. Стратегический менеджмент. Искусство разработки и реализации стратегии / A.A. Томпсон, А.Дж. Стрикленд. - М.: ЮНИТИ, 1998. -577 с.

103. Тукенов, A.A. Рынок электроэнергии: от монополии к конкуренции / A.A. Тукенов. -М.: Энергоатомиздат. 2005 - 416 с.

104. Уланов, Д-А- Оптимальная стратегия генерации электрической энергии на ТЭС / Д.А. Уланов, В.П. Жуков, Е.В. Барочкин, Г.В. Ледуховский // Вестник Ивановского государственного энергетического университета - 2009, -Вып. 1.-С. 14-16.

105. Филатов, С.А. Модели и методы формирования оптимальных стратегий поведения генерирующих компаний на оптовом рынке электрической энергии: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.13 / С.А. Филатов. - Санкт-Петербург, 2005. - 213 с.

106. Флаксман, A.C. Методические основы оценки и прогнозирования конкурентоспособности генерирующих компаний на оптовом рынке электроэнергии и мощности: дис. ... канд. экон. наук: 08.00.05 / A.C. Флаксман. -Москва, 2006. - 192 с.

107. Хант, С. Конкуренция и выбор в электроэнергетике / С. Хант, Г. Шаттлуорт // National Economic Research Association - 1996 - 256 с.

108. Черемных, А.Ю. Методика планирования и корректировки свободных двусторонних договоров на конкурентном оптовом рынке электроэнергии: дис. ... канд. техн..наук: 08.00.05 / А.Ю. Черемных. - Иркутск, 2008. - 180 с.

109. Шелобаев, С.И. Математические методы и модели в экономике, финансах, бизнесе: Учеб. пособие для студ. вузов, обуч. по эконом, спец. / С.И. Шелобаев. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2001 - 368 с.

110. Шумпетер, И. Теория экономического развития (Исследование предпринимательской прибыли, капитала, кредита, процента и цикла конъюнктуры): пер.с англ. / И. Шумпетер. - М.: Прогресс, 1982. - 455 с.

111. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учебник для студ. высш. учеб. заведений / Т.Ф.Басова, Е.И.Борисов, В.В.Бологова и др.; Под ред. Н.Н.Кожевникова. - М.: Издательский центр «Академия», 2004. - 432с.

112. Экономика и управление в современной электроэнергетике: пособие для менеджеров электроэнергетических компаний / под ред. А.Б. Чубайса. - М.: НП "КОНЦ ЕЭС", 2009. - 615 с.

113. Chandler, Alfred D. Strategy and Structure: Chapters in the History of the American Industrial Enterprise / Chandler, D. Alfred // Cambridge, MA: MIT Press. 1962/1998.

114. Demsetz, H. Why Regulate Utilities / H. Demsetz // Journal of Law and Economics, v.ll. 1968. P. 55-66.

115. Electricity Australia 2002 // Electricity Supply Association of Australia: ESAA, 2002.

116. Klemperer, P.D. Auction Theory: A Guide to the Literature / P.D. Klemperer // Journal of Economic Surveys. 1999. Vol. 13, No 3. P. 227-286.

117. Stigler, G. The Organisation of Industry / G. Stigler // Homewood, III.: Richard D. Irwin, 1968.

118. Szkuta, B.R. Electricity price short-term forecasting using artificial neural networks / B.R. Szkuta, L.A. Sanabria, T.S. Dillon // IEEE Trans.Power Systems. 1999

119. Vickrey, W. Counterspeculation, Auctions, and Competitive Sealed Tenders / W. Vickrey // Journal of Finance. 1961. P.8-37.

120. Panzar, J.C. «Free Entry and Stability of Natural Monopoly / J.C. Panzar, R.D. Willig // Bell Jornal of Economics, v.8. 1977.

121. Baumol, W.J. Contestable Markets: An Uprising in the Theory of Industrial Structure / W.J. Baumol // American Economic Review, 1982.

122. William, W. Hogan Market power and electricity competition / William W. Hogan // 50th Annual Antitrust Law Spring Meeting, American Bar Association, Washington, DC. 2002.

123. Годовой отчет (2008-2012 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «АТС». -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.atsenergo.ru. - Загл. с экрана.

124. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «ОГК-1».

- Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.ogkl.com. - Загл. с экрана.

125. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «ОГК-2».

- Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.ogk2.ru. - Загл. с экрана.

126. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «ОГК-3».

- Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.ogk3.ru. - Загл. с экрана.

127. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «ОГК-6».

- Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.ogk6.ru. - Загл. с экрана.

128. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «Э.ОН Россия». - Электрон, дан. - Режим доступа: http://eon-russia.ru. - Загл. с экрана.

129. Годовой отчет (2008-2010 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «Энел ОГК-5». - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.ogk-5.com. - Загл. с экрана.

130. Годовой отчет 2008 [Электронный ресурс] / ООО «ЮГК ТГК-8». -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.tgk-8.ru. - Загл. с экрана.

131. Годовой отчет 2009 [Электронный ресурс] / Госкорпорация «Росатом». - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.rosatom.ru. - Загл. с экрана.

132. ГОСТ 21027-75. Системы энергетические. Термины и определения. [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.docload.ru

133. ГОСТ 19431-84. Энергетика и электрификация. Термины и определения [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://www.docload.ru

134. Договор о присоединении [Электронный ресурс] - Электрон, дан. -Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

135. Доклад о состоянии конкуренции в Российской Федерации // Федеральная антимонопольная служба. - Москва, 2011 [Электронный ресурс] — Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.fas.gov.ru. - Загл. с экрана.

136. Единая энергетическая система России // Отраслевой информационный портал «Новости энергетики». [Электронный ресурс] - Режим доступа: http://novostienergetiki.ru

137. Методика назначения и присвоения статуса режимных генераторов от 18.08.2011 [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru - Загл. с экрана.

138. Модель конкурентного отбора заявок для выбора оборудования // Регламенты рынка [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.so-ups.ru - Загл. с экрана.

139. Объемы и индексы по ОЭС Юга (Операционные сутки - 12.07.2013) [Электронный ресурс] / ОАО «АТС». - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.atsenergo.ru. - Загл. с экрана.

140. Приложение №1 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент допуска субъектов оптового рынка электроэнергии

к торговой системе оптового рынка электроэнергии» [Электронный ресурс] -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

141. Приложение №10 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент коммерческого учета электрической энергии оптового рынка электроэнергии переходного периода» [Электронный ресурс] -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

142. Приложение №11 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Технические требования переходного периода к системам коммерческого учета электрической энергии субъекта ОРЭ» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

143. Приложение №12 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент определения объемов, инициатив и стоимости» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. -Загл. с экрана.

144. Приложение №13 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

145. Приложение №13 А к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Временный регламент покупки/продажи электроэнергии участниками оптового рынка для дальнейшего использования в целях экспорта/импорта в зарубежные энергосистемы» [Электронный ресурс] -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

146. Приложение №14 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Перечень определений и принятых сокращений» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. -Загл. с экрана.

147. Приложение №2 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент внесения изменений в расчетную модель

электроэнергетической системы» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. -Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

148. Приложение №3 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент актуализации расчетной модели и формирования предварительных диспетчерских графиков» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

149. Приложение №4 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент подачи участниками оптового рынка электроэнергии уведомлений о составе и параметрах генерирующего оборудования и плановом почасовом потреблении Системному оператору» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. -Загл. с экрана.

150. Приложение №5 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент подачи субъектами оптового рынка электроэнергии ценовых заявок Администратору торговой системы для участия в конкурентном отборе сектора свободной торговли» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. -Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

151. Приложение №6 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент регистрации и учета двухсторонних договоров купли-продажи электрической энергии» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. -Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

152. Приложение №7 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка электроэнергии» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

153. Приложение №8 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии в секторе свободной торговли

оптового рынка электроэнергии» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

154. Приложение №9 к «Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка»: «Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов генерации и объектов потребления с регулируемой нагрузкой ЕЭС России» [Электронный ресурс] - Электрон, дан. -Режим доступа: http://www.np-sr.ru. - Загл. с экрана.

155. Раскрытие информации субъектом оптового и розничных рынков электроэнергии (2008-2009 годы) [Электронный ресурс] / ОАО «РусГидро». -Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.rushydro.ru. - Загл. с экрана.

156. Функционирование и развитие энергетики России в 2005 г.: Первый выпуск ежегодного публичного информационно-аналитического Доклада / АГБЭ [Электронный ресурс] - Электрон, дан. - Режим доступа: http://www.e-apbe.ru -Загл. с экрана.

Данные для расчета конкурентоспособности ОГК за 2011 г.

ОГК ОЭС Местоположение Тонливная структура, % Выработка Установленная мощность КИУМ Уд. Расх Тариф

уюль газ мазут млн. кВт-ч тыс. Гкал МВт Гкал/ч % г/кВт ч кг/Ткал руб./тыс.кВтч р> б./Гкал

Сибирь

огк-з Гусипоозерская Респ Бурятия 99,6 - 0,4 4 550 302 1100 221 47 2 368,6 184,8 577 69 477 09

огк-з Харанорская Читинская обл 99,8 - 0,2 2 674 141 430 128 71 0 351,0 185,7 414 85 485 04

ОГК-6 Красноярская-2 Красноярск 99,8 - 0,2 5 860 1 263 1250 1176 53 5 386,0 163,3 378 39 379 33

ОГК-4 Березовская Красноярская обл 99,8 - 0,2 9 288 774 1500 860 70 7 338,2 143,0 414 85 485 04

Урал

ОГК-2 Сургутская-1 Челябинская обл - 100,0 - 24 406 1 604 3280 958 84 9 325,2 142,8 547 81 324 82

ОГК-4 Сургутская-2 Тюмень - 100,0 - 36 623 1 016 4800 840 87 1 306,9 163,8 525 6 418 79

ОГК-1 Нижневартовская Тюмень - 100,0 - 11 339 256 1600 758 80 9 303,2 168,3 499 32 688 06

ОГК-1 Уренгойская Тюмень - 100,0 - 178 120 24 410 84 6 437,5 154,6 986 04 892 92

ОГК-З Южноуральская Челябинская обл 36,4 63,5 0 1 5 153 408 882 395 66 7 388,6 178,4 867 65 407 89

ОГК-2 1 роицкая Тюмень 100,0 - - 7 295 513 2059 315 40 4 392,0 173,9 575 94 456 88

ОГК-1 Верхнета! ильская Свердловская обл 29,5 70,3 0,2 7 227 213 1497 480 55 1 398,0 188,2 814 94 768 98

ОГК-5 Рефт инская Свердловская обл уголь газ мало 23 100 448 3800 350 69 4 344,5 179,3 563 88 445 02

ОГК-5 Среднеуральская Свердловская обл уголь газ мало 7 084 4 144 1182 1193 68 4 311,0 137,1 785 99 370 66

ОГК-2 Серовская 9 Свердловская обл 30,0 70,0 - 2 893 116 538 220 61 4 463,4 183,9 885 48 449 28

Средняя Волга

ОГК-1 Ириклинская Ориенбургская обл - 97,9 2,2 11 378 124 2430 121 53 5 336,9 175,4 766 47 529 0978

ОГК-4 Яйвинская Пермская обл 2,8 97,2 - 3 840 104 600 69 73 1 363,1 173,7 754 49 902 41

ОГК-1 Пермская Пермская обл - 100,0 - 14 796 306 2400 620 70 4 306,3 167,8 642 09 899 1521

lOi

ОГК-6 Новочеркасская Ростовская обл 56,1 43,3 0,6 10 847 79 2112 75 58 6 369,9 196,2 81057 1274 67

ОГК-2 Ставропольская Ставропольская обл - 97,0 3,0 10 757 66 2400 220 51 2 330,7 171,2 941 37 621 93

ОГК-5 Невинномыеская Ставропольская обл уголь мало 5 739 1 688 1290 729 50 8 351,7 132,8 931 9 457 26

Цент р

ОГК-4 Смоленская Смоленская обл 15,5 84,4 0,2 1 928 71 630 66 34 9 372,0 J 189,8 986 04 892 92

ОГК-З Черепетская Тульская обл 92,0 - 8,0 3 550 148 1285 94 31 5 410,8 200,8 1107 52 700 7

ОГК-4 Шатурская Московская обл 2,9 94,1 0,52 (2,57) 4 112 430 1493 4 344 3 31 4 378,5 151,8 1119 63 778 8

ОГК-1 Каширская Московская обл 23,9 75,4 0,8 7 439 312 1910 458 44 5 347,8 164,8 923 52 752 08

ОГК-6 Рязанская Рязанская обл 38,2 59,9 1,<> 7 008 261 2650 180 30 2 350,0 182,3 948 78 654 05

ОГК-6 ГРЭС-24 Рязанская обл - 100,0 - 1 081 0 420 0 29 4 327,7 0,0 867 56 0

ОГК-З Костромская Костромская обл - 98,3 1,7 12 560 215 3600 450 39 8 306,3 170,6 782 58 457

ОГК-5 Конаковская Тверская обл газ мало 9 195 241 2500 120 42 0 330,4 177,4 800 06 582 78

Северо-запад 0 0 0 0 0 0 0

ОГК-6 Череповецкая Вологодская обл 45,4 54,0 0,6 3311 115 630 39 60 0 372,4 184,3 830 66 645 58

ОГК-6 Кнришская Ленинградская обл - 98,1 1,9 6 779 2 635 2100 1234 36 9 344,6 141,4 927 48 635 84

ОГК-2 Псковская Псковская обл - 100,0 - 2 236 83 430 121 59 4 331,0 171,8 855 89 613 6

ОГК-3 Печорская Респ Коми - 98,9 1,1 3 648 298 1060 327 39 3 328,2 167,0 682 64 | 550 27

ПРИЛОЖЕНИЕ Б Структура субъектов ОРЭМ энергозоны Юга по состоянию на 2013 г.

Таблица П.Б.1 - Структура поставщиков ОРЭМ энергозоны Юга

Поставщики

Субъект Филиал Станция

Ставропольская энергосистема

ОАО «Энел ОГК-5» Невинномысская ГРЭС Невинномысская ГРЭС

ОАО «ОГК-2» Ставропольская ГРЭС Ставропольская ГРЭС

ООО "ЛУКОЙЛ" Ростовэнерго Кисловодская ТЭЦ

ООО "ЛУКОЙЛ" «Северо-Осетинский филиал» Головная ГЭС Ардонского каскада Зарамагских ГЭС

ОАО «РусГидро» ОАО «Каскад Кубанских ГЭС» Кубанская ГЭС-1 Кубанская ГЭС-2 Кубанская ГЭС-3 Кубанская ГЭС-4 Кубанская ГАЭС Егорлыкская ГЭС Сенгилеевская ГЭС, Новотроицкая ГЭС Свистухинская ГЭС

Кубанская энергосистема

ООО "ЛУКОЙЛ" Кубаньэнерго Краснодарская ТЭЦ

Экоэнерго Белореченская ГЭС Майкопская ГЭС Краснополянская ГЭС

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС» Филиал "Сочинская ТЭС" Сочинская ТЭС

ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» Крымская ГТ-ТЭЦ

ОАО "Мобильные ГТЭС" Мобильные ГТЭС на ПС "Кирилловская"

Ростовская энергосистема

ОАО «Концерн Росэнергоатом» Ростовская АЭС

ОАО «ОГК-6» Новочеркасская ГРЭС Новочеркасская ГРЭС

ОАО«Экспериментальная ТЭС» Экспериментальная ТЭС

ООО «Шахтинская Газотурбинная Электростанция» Шахтинская Газотурбинная Электростанция

ОАО «ГТ-ТЭЦ Энерго» Элистинская ГТ-ТЭЦ

ООО "ЛУКОЙЛ" Ростовэнерго Ростовская ТЭЦ-2 Волгодонская ТЭЦ-1 Волгодонская ТЭЦ-2

Экоэнерго Цимлянская ГЭС

Волгоградская энергосистема

ОАО «РусГидро» Филиал «Волжская ГЭС» Волжская ГЭС

ООО "ЛУКОЙЛ" Волгоградэнерго Волгоградская ТЭЦ-2 Волжская ТЭЦ-1 Волжская ТЭЦ-2 Камышинская ТЭЦ

Астраханская энергосистема

ООО "ЛУКОЙЛ"-Астраханьэнерго Астраханьэнерго Астраханская ГРЭС Астраханская ТЭЦ-2

Дагестанская энергосистема

ОАО «РусГидро» Дагестанский филиал Чиркейская ГЭС Миатлинская ГЭС Каскад Чир-Юрт ГЭС Гунибская ГЭС, Гергебельская ГЭС Гельбахская ГЭС

Филиал "Ирганайская ГЭС" Ирганайская ГЭС

ООО "ЛУКОЙЛ" Ростовэнерго Махачкалинская ТЭЦ Каспийская ТЭЦ

Карачаево-Черкесская энергосистема

ОАО «РусГидро» Карачаево-Черкесский филиал Зеленчукские ГЭС

Кабардино-Балкарская энергосистема

ОАО «РусГидро» Кабардино-Балкарский филиал Аушигерская ГЭС Баксанская ГЭС Кашхатау ГЭС

Северо-Осетинская энергосистема

ОАО «РусГидро» Северо-Осетинский филиал Эзминская ГЭС Дзауджикауская ГЭС Гизельдонская ГЭС

Таблица П.Б.2 - Структура покупателей ОРЭМ энергозоны Юга

Потребители Ставропольская энергосистема

ОАО «Монокристалл»

ОАО «Горэлектросеть» (г. Невинномысск)

ОАО «ГОРЭЛЕКТРОСЕТЬ» (г. Кисловодск)

ОАО «Ставропольэнергосбыт»

ОАО «Пятигорские электрические сети»

ОАО «ЕвроХим-Энерго» (ОАО «Невинномысский Азот»)

ОАО «Горэлектросеть» (г. Ессентуки)

ООО «РН-Энерго»

МУП г. Буденновска «Горэлектросеть» ГУП СК «Ставрополькоммунэлектро» ООО «ТД Энергосервис»

Кубанская энергосистема

ОАО «Кубаньэнергосбыт»

ОАО «ННАЭС»

ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

ООО «РРУСЭНЕРГОСБЫТ»

ОАО «НЭСК»

ЗАО «МАРЭМ+»

ООО «ДизажМ»

ООО «РН-Энерго»

ОАО «ИНТЕР РАО ЕЭС»

ООО «Транснефтьсервис С»

ООО «РЭК»

Ростовская энергосистема

ООО «ЭПМ-Энерго»

ОАО «Энергосбыт Ростовэнерго»

ООО «ДЭС»

ОАО «ННАЭС»

ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

ЗАО «Энергомаш - Атоммаш»

ОАО «Энергосбытовая компания «Восток»

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

ООО «МЕЧЕЛ-ЭНЕРГО»

ООО «Транснефтьсервис С»

ОАО «Мосэнергосбыт»

ООО «Энерголинк»

ЗАО «ЕЭК»

Волгоградская энергосистема

ОАО «Межрегионэнергосбыт» ОАО «Волгоградэнергосбыт»

ОАО «Промышленная энергетика»

ОАО «Оптовая электрическая компания» ОАО «Волжский абразивный завод» ОАО «Волжский трубный завод» ОАО «Себряковцемент» ОАО «ННАЭС»

ООО «РУСЭНЕРГОРЕСУРС»

ООО «РУСЭНЕРГОСБЫТ»

ОАО «СУАЛ»

ОАО «Сибурэнергоменеджмент»

ООО «Дизаж М»

ООО «ТД Энергосервис»

Астраханская энергосистема

ОАО «Астраханская энергосбытовая компания»

ООО «Русэнергосбыт»

ОАО «Межрегионэнергосбыт»

ОАО «ВСК-энерго»

Дагестанская энергосистема

ОАО «Дагестанская энергосбытовая компания»

ОАО "ИНТЕР РАО ЕЭС"

Карачаево-Черкесская энергосистема

ОАО «Карачаево-Черкесскэнерго»

Кабардино-Балкарская энергосистема

ОАО «Каббалкэнерго»

Северо-Осетинская энергосистема

ОАО «Севкавказэнерго» ОАО «Победит» ЗАО «ЭПК»

ОАО «Калмэнергосбыт» ОАО «Ингушэнерго» ОАО «Нурэнерго»

Распределение числа и оборота предприятий по видам деятельности в ОЭС Юга на начало 2012 г.

Всего в том числе по видам экономической деятельности*

сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство рыболовство, рыбоводство добыча полезных ископаемых обрабатывающие производства производство и распределение электроэнергии, газа и воды строительство оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования

тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб. тыс. шт. млрд. руб.

Российская Федерация 4823,3 63540,6 193,4 985,9 9,2 87,2 17,3 6205,0 402,5 17789,6 30,3 6043,6 431,8 2328,4 1788,5 19722,9

Южный федеральный округ 311,6 3102,3 23,3 149,9 1,0 1,0 1,2 57,6 25,4 966,3 2,4 292,9 31,1 157,0 91,7 1075,4

Республика Адыгея 7,1 30,3 0,5 2,7 0,0 0,0 0,1 0,5 0,8 14,3 0,1 3,0 0,6 3,7 1,8 4,8

Республика Калмыкия 8,2 8,8 1,0 1,5 0,0 - 0,1 1,6 0,5 0,3 0,1 2,3 0,5 0,4 2,9 2,1

Краснодарский край 130,9 1411,8 12,2 92,5 0,4 0,4 0,5 14,5 10,4 265,4 0,8 86,3 14,6 91,7 35,7 620,7

Астраханская область 18,2 104,9 1,2 1,0 0,2 0,2 0,0 4,7 1,4 47,1 0,2 19,2 1,8 6,0 4,7 14,8

Волгоградская область 56,5 637,2 3,2 14,3 0,1 0,0 0,1 24,6 4,2 338,3 0,6 72,4 5,2 22,6 17,5 120,5

Ростовская область 90,7 909,2 5,3 38,0 0,2 0,4 о,з 11,7 8,1 301,0 0,6 109,7 8,3 32,6 29,1 312,5

СевероКавказский федеральный округ 129,7 652,9 23,6 43,7 0,3 0,1 0,7 13,2 10,4 162,0 1,1 ' 180,6 13,5 50,0 29,0 135,1

Республика Дагестан 28,0 55,9 4,4 1,1 0,1 0,0 0,2 2,2 2,0 13,2 0,2 12,9 3,6 12,0 5,5 2,7

Республика Ингушетия 4,0 4,3 0,3 0,1 0,0 - 0,0 0,4 0,3 0,0 0,0 2,1 1,1 0,1 0,8 0,8

Кабардино-Балкарская Республика 12,1 43,1 1,2 2,3 0,0 0,0 0,1 0,3 1,7 16,6 0,2 6,6 1,1 1,7 2,7 13,7

Карачаево-Черкесская Республика 6,7 27,6 0,8 1,0 0,0 0,1 1,3 0,6 14,7 0,1 5,0 0,6 0,4 1,5 4,1

Республика Северная Осетия -Алания П,4 25,6 1,1 0,5 0,0 0,0 0,1 0,2 1,3 8,7 0,2 5,3 1,0 2,0 2,3 7,4

Чеченская Республика 10,1 39,7 1,6 0,6 0,0 0,0 0,0 4,0 0,6 0,9 0,1 7,1 2,6 17,8 1,3 5,8

Ставропольский край 57,3 456,7 14,1 38,1 0,1 0,1 0,1 4,9 3,9 108,0 0,4 141,7 3,5 15,8 14,8 100,6

*Без субъектов малого предпринимательства, бюджетных организаций, банков, страховых и прочих финансово-кредитных организаци

Значения расчета затрат на пуск тепловых станций ОЭС Юга на основе

данных за 2013 г.

Компания Оборудование ДВ,т.у .т Затраты на пуск, руб/Мвт

ОГК-2 Ставропольская ГРЭС 8хК-300-240-2 (ХТЗ) 151,36 1509,665

ОГК-5 Невинномысская ГРЭС 5К-150-130 68,26 1361,651

К-160-130 70,41 1316,755

К-145-130 57,8 1192,753

ГТ-25-710 10,2 1220,818

ОГК-6 Новочеркасская ГРЭС ЗК-264(300)-240 140 1586,773

5К-310-23,5 173,7 951,0865

ТГК-8 ПВК-150 68,26 1361,651

Сочинская ТЭС ГТУ-СТЮС 12,6 1346,49

Экспериментальная ТЭЦ К-55-8,8 28,5 749,0422

Шахтинская ТЭЦ ГТУ 7 1360,091

Мобильные ГТЭС ГТЭС 10,13 1347,155

ОГК-5 Невинномысская ГРЭС 2ПТ-30/35-90/10 23 2752,825

ПТ-80/100-130/12 57,7 2158,125

Р-50-130-1 35 2094,541

Р-30-130/15 24,15 2408,722

ТГК-8 Кисловодская ТЭЦ 2Р-6-35/5м 4,2 2094,541

Астраханская ГРЭС 2ПТ-25-90/10-4 17,5 2094,541

2Т-25-90-5 20,13 2409,32

Астраханская ТЭЦ-2 2ПТ-80/100-130/13 57,7 2158,125

2Т-110/120-130 59,6 1621,229

Волжская ТЭЦ-1 2ПТ-61(65)/115(130)/13 49 2403,571

2Т-97(100)/115(130) 59,6 1838,507

ПТ- 133(135)/115(130)/1 5 60 1349,865

Волгоградская ТЭЦ-2 ПТ-60-130/13 56,35 2810,175

2Р-50-130/13 35 2094,541

ПТ-65/75-130/13 49 2255,659

Камышинская ТЭЦ 2ПТ-11(12)-35/10 9 2448,164

2ПР-25-90/10/0,9 17,5 2094,541

Волжская ТЭЦ-2 ПТ-80/100-130/13 57,7 2158,125

ПТ-140/165-130/15 96,3 2058,207

Волгоградская ГРЭС Т-20-28 14 2094,541

Р-12-90/31М 8,4 2094,541

Р-22-90/31 17,71 2408,722

Р-18-29/9 12,6 2094,541

Махачкалинская ТЭЦ ЗПР-6-35/10/1,2 4,2 2094,541

Каспийская ТЭЦ Р-6-35/5 4,83 2408,722

ПТ-12-29/10-1 8,4 2094,541

Краснодарская ТЭЦ ЗТ-113/160-140 59,6 1578,187

Р-20-90/1.2 14 2094,541

Р-22-90/10 14 1904,128

ВПТ-50-2 40,25 2408,722

Т-42-90 29,4 2094,541

ВолгодонскаяТЭЦ -2 ПТ-60-130/13 49 2443,631

2Т-110/120-130-3 68,54 1864,413

ПТ-140/165-130 96,3 2058,207

Ростовская ТЭЦ-2 2ПТ-80/100-130/13 57,7 2158,125

Сочинская ТЭЦ Сочинская ТЭЦ 2Т-10/11-5,2 8,05 2408,722

Крымская ГТ ТЭЦ Крымская ГТ ТЭЦ ГТЭ-009 6,3 2094,541

Элистинская ГТ-ТЭЦ Элистинская ГТ-ТЭЦ ГТЭ-010 6,3 2094,541

Шахтинская ТЭЦ Шахтинская ТЭЦ ДЖ-59 12,72 2408,911

Т-12-3,6/0,12 8,4 2094,541

Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства ОЭС Юга за

2009-2010 гг.

Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства 2009 2010 2011

Добыча угля , тыс. тонн 4938 4725 5281

Добыча нефти, тыс. тонн 10989 11168 11266

Добыча природного газа, млн. куб.м. 15490 17431 17902

Производство удобрений минеральных и химических, тыс. тонн 1102 1292 1246

Производство пластмасс, тыс. тонн 465 563 565

Производство шин, тыс. шт. 1984 2206 2228

Производство стальных труб, тыс. тонн 1453.3 2165.8 2405.4

Производство легковых автомобилей, тыс. шт. 28.2 39 53.9

Производство металлорежущих станков, шт. 213 324 319

Производство тракторов для сельского и лесного хозяйства, шт. 908 721 929

Выплавка стали, тыс. тонн 2366.3 3207.8 3059.2

Производство готового проката черных металлов, тыс. тонн 248.3 559.9 864.2