Применим для ОАО «Чукотэнерго» методику прогнозирования уровня спотовых цен на электроэнергию для решения сбыта энергоснабжения для предприятий, отличающаяся:
- применением стохастического дифференциального исчисления для прогнозирования уровня цен на электроэнергию в условиях ОРЭ;
- применением R/S анализа для финансовых последовательностей;
- разработаны алгоритмы и написаны соответствующие программы реализующие модель прогнозирования уровня спотовых цен.
Энергоснабжающая компания ОАО «Чукотэнерго» является субъектом оптового рынка. Для решения проблемы прогнозирования спотовых цен на электроэнергию предлагается следующая методика основанная на теории стохастического дифференциального исчисления. В качестве базисной последовательности используется модель броуновского движения, предложенного Л. Башелье и расширенная К. Ито. Мысль о том, что логарифмы цен подчиняются данной зависимости (винеровскому процессу) получила затем свое развитие в работе нобелевского лауреата П. Самуэльсона, введшего в финансовую теорию и практику понятие экономического броуновского движения.
Представим процесс описывающий динамику спотовых цен на электроэнергию в виде суммы циклической и стохастической составляющей:
,
(1)
где циклическая, стохастическая составляющая.
Циклическая составляющая объясняет свойства финансового ряда следовать некоторым ритмам, циклам, трендам, выявление которых дает основу для прогнозирования движения уровня спотовых цен. Стохастическая составляющая тот факт, что последовательность изменения финансовой характеристики носит случайный характер.
Стохастическую составляющую цены за 1 МВт-ч электроэнергии запишем в виде стохастического дифференциального уравнения
(2)
Точное решение уравнения (2) имеет вид:
(3)
где , - показатель Харста. В ходе доказательства приведенного в работе получили:
,
(4)
Для проверки гипотезы о применимости базовой модели использовали методы R/S анализа, необходимого для установления значения показателя Харста и позволяет выявить в статистических данных такие свойства как кластерность, тенденцию следовать по направлению тренда, фрактальность и др. Критерием применимости базисной модели служит отношение:
(5)
В ходе работы получили следующие результаты: , . Расхождение значений левой и правой части критерия (5) в 8,7% является допустимой для методов R/S анализа. Таким образом подтвердилась гипотеза о том, что изменение спотовых цен на электроэнергию в условиях оптового рынка электроэнергии подчиняется диффузионной модели, являющейся стохастической моделью непрерывного времени.
Согласно центральной предельной теореме, показатель Харста для общих моделей берется равным 0,5, например в модели Блэка и Шоулса, за что они не раз подвергались критике, т.к. при рассмотрении реальных финансовых последовательностей наблюдается некоторое отклонение от нормального распределения колебаний цен.
Для условий российского оптового рынка электроэнергии в условиях реформирования было установлено значение показателя Харста =0,65. Это означает, что для процесса динамики движения спотовых цен характерно следующее: сильное последствие, сильная память и настойчивость (рис. 3.6).
Рис. 3.6. Прогноз изменения спотовой цены 1 МВт-ч электроэнергии ОАО «Чукотэнерго» на сутки вперед
Таким образом, подтверждается факт существования оптового рынка электроэнергии как все еще полностью не конкурентного. Погрешность вычисления не превышает 2,5%. Приведенные на рисунке 3.6 результаты показывают прогнозируемые изменения значений спотовых цен в течении суток.
Данный график отражает динамику равновесных цен на ОРЭ в результате особенностей режима работы генерирующего оборудования, сложившегося спроса и предложения на электроэнергию, что говорит о применимости разработанной модели прогноза для сложившихся условий в ходе реформирования электроэнергетики.
В ходе разработки оптимального варианта энергоснабжения крупных предприятий построена, алгоритмизирована и реализована модель, которая позволяет определить оптимальный тариф на электроэнергию и плату за резерв для структур входящих в ОАО «Чукотэнерго», с учетом минимизации ущерба от возможного прекращения электроснабжения потребителя.
Предприятия - потребители энергоносителей настороженно относятся к проводимым реформам электроэнергетики и не имеют ясных ориентиров относительно своего поведения в новых условиях. Разработка энергетической стратегии ОАО «Чукотэнерго» является адекватной реакцией на проблему электроснабжения крупных предприятий. Базовой ценностью либерализованного рынка электроэнергии является свобода потребительского выбора. В разработанной стратегии ОАО «Чукотэнерго» оптимальное поведение потребителя энергии определяется как стремление максимально использовать преимущества и возможности энергорынков, собственных генерирующих мощностей, а также методов и рекомендаций по энергосбережению для сокращения издержек энергоснабжения.
Разработанная модель, позволяющая определить оптимальные параметры электроснабжения, является статической. Это обусловлено тем, что энергетическое оборудование ОАО «Чукотэнерго» имеет длительные сроки выхода в рабочий режим, в месте тем либерализация электроэнергетики влечет либерализацию рынка газа, данный процесс сильно повлияет на расчет сроков окупаемости генерирующего оборудования.
Целью модели является возможность рассчитать оптимальную стоимость электроэнергии предприятия ОАО «Чукотэнерго» с учетом определения объема электроэнергии покупаемой на спотовом рынке, объема электроэнергии покупаемой на рынке двусторонних договоров, объема собственной генерируемой электроэнергии, определить оптимальный тариф на электроэнергию и плату за резерв для структур, входящих в холдинг, с учетом минимизации ущерба от возможного прекращения электроснабжения потребителя.
В соответствии с существующим законодательством РФ в области энергетики, а также принятой величиной резерва собственных генерирующих мощностей в 10%, функция минимизации имеет вид:
где - итоговая цена электроэнергии для промышленного предприятия, руб/(МВт-ч);
- электропотребление промышленного предприятия, МВт-ч;
- цена электроэнергии при покупке на спотовом рынке, руб/(МВт-ч);
- объем закупаемой электроэнергии на спотовом рынке, МВт-ч;
- цена электроэнергии при покупке на рынке двусторонних договоров, руб/(МВт-ч);
- объем закупаемой электроэнергии на рынке двусторонних договоров, МВт-ч;
- тариф на собственную электроэнергию, руб/(МВт-ч);
- объем генерируемой электроэнергии, МВт-ч;
- стоимость резерва электроэнергии, руб/(МВт-ч);
- объем резерва, МВт-ч;
- удельный ущерб от перерыва электроснабжения, руб/(МВт-ч);
- коэффициент независимости электропотребления, %.
В ходе моделирования выявлены два направления:
- Направление, ориентированное на покупку электроэнергии на ОРЭ, с учетом резервирования энергоснабжения, путем собственной генерации.
- Направление, ориентированное на собственную генерацию электрической энергии, с учетом резервирования путем покупки на ОРЭ.
Таблица 3.3. Изменение выходных параметров модели в зависимости от изменения установленного тарифа на собственную электроэнергию ОАО «Чукотэнерго» (направление 1).
, руб/(МВт-ч) , МВт-ч
, МВт-ч , МВт-ч , МВт-ч , руб
, %
500 1284,31 142,70 65,69 7,30 549,765 4,87
600 1278,09 142,01 71,91 7,99 544,850 5,33
641 1275,58 141,73 74,42 8,27 557,199 5,51
700 1271,99 141,33 78,00 8,67 560,844 5,78
750 1268,97 140,97 81,03 9,00 564,176 6,00
800 1265,95 140,66 84,05 9,34 567,73 6,22
900 1259,97 140,00 90,03 10,00 575,496 6,67
1000 1254,05 139,34 95,95 10,66 584,129 7,11
При этом коэффициент независимости электропотребления по первому варианту не превышает 10%, по второму превышает 90%. Разработанный алгоритм и программа расчета позволяет определить оптимальный вариант электроснабжения холдинга. Результаты расчетов для варианта электропотребления в 1500 МВт представлены в таблицах 3.3-3.4.
Расчетами установлено, что оптимальная ставка тарифа на электроэнергию составила 641 руб. за МВт-ч., а цена электроэнергии для корпоративной структуры 557,199 руб. за МВт-ч. Для сравнения второй вариант представлен в таблице 3.4.
Таблица 3.4. Изменение выходных параметров модели в зависимости от изменения установленного тарифа на собственную электроэнергию ОАО «Чукотэнерго» (направление 2).
, руб/(МВт-ч) , МВт-ч , МВт-ч , МВт-ч , МВт-ч , руб
, %
500 65,69 7,30 1284,31 142,70 502,545 95,13
600 72,01 8,00 1278,00 142,00 597,456 94,67
641 74,55 8,28 1275,45 141,72 636,102 94,48
700 78,20 8,69 1271,80 141,31 691,445 94,21
750 81,27 9,03 1268,73 140,97 738,099 93,98
800 84,33 9,37 1265,67 140,63 784,528 93,75
900 90,41 10,05 1259,59 139,955 876,716 93,30
1000 96,42 10,71 1253,58 139,29 968,024 92,86
Расчетами установлено, что оптимальная ставка тарифа на электроэнергию составила 641 руб. за МВт-ч., а цена электроэнергии для корпоративной структуры 636,102 руб. за МВт-ч.
Расчеты показывают, что оптимальная цена электроэнергии выгоднее для крупного промышленного субъекта при первом направлении (таблица 3.3). Это обусловлено тем, что на рынке присутствуют производители дешевой электроэнергии, такие как АЭС и ГЭС.
Исходя из этого, применение данного комплекса мер, позволит оптимально управлять электроснабжением крупных корпоративных структур в условиях сложившегося положения в ходе реформирования электроэнергетики.
Приложение 1.
Бухгалтерский баланс Код строки 2005г 2006г Изменение % 2007г Изменение
%
Внеоборотные активы
Нематериальные активы 110
Основные средства 120 3 580 589 4 148 796 116 4 230 949 102
Незавершенное строительство 130 228 471 296 195 130 253 201 85
Доходные вложения в материальные ценности 135
Долгосрочные финансовые вложения 140 241 704 241 702 100 241 642 100
Отложенные налоговые активы 145 54 841 61 121 111 67 555 111
Прочие внеоборотные активы 150
Итого по разделу I 190 4 105 605 4 747 814 116 4 793 347 101
Оборотные активы
Запасы, в т.ч.: 210 638 454 681 317 107 772 195 113
сырье, материалы и др.ценности, из них: 211 629 797 669 860 106 741 570 111
мазут 21101 3 114 2 232 71
уголь 21102 404 547 406 866 101 471 176 116
дизельное топливо 21103 1 809 8 124 449 1 355 17
др. технологическое топливо 21104 1 044
запасные части 21105 47 933 57 849 121 66 301 115
прочие сырье и материалы 21107 174 464 193 907 111 200 506 103
животные на выращивании 212
затраты в незавершенном пр-ве 213
гот. продукция и товары для перепродажи 214 1 512 1 804 119 1 268 70
товары отгруженные 215
расходы будущих периодов 216 7 145 9 653 135 29 357 304
прочие запасы и затраты 217
Налог на добавленную стоимость 220 33 868 11 163 33 7 886 71
Дебиторская задолженность (свыше 12 месяцев) в том числе: 230 0 4 875 0
покупатели и заказчики 231
векселя к получению 232
задолженность дочерних и зависимых обществ 233 4 875
авансы выданные 234 0 0 0
-сырье и материалы
- топливо
- покупная электроэнергия
- ремонты
- инвестиционная деятельность
-прочие
прочие дебиторы 235
Дебиторская задолженность (до 12 месяцев) в том числе: 240 876 505 901 436 103 1 072 389 119
покупатели и заказчики 241 677 800 739 712 109 922 786 125
векселя к получению 242
задолженность дочерних и завис. обществ 243 38 604 17 135 44 3 725 22
задолженность участников по взносам в уставной капитал 244
Бухгалтерский баланс Код строки 2005г 2006г Изменение % 2007г Изменение
%
авансы выданные 245 27 827 33 409 120 47 903 143
-сырье и материалы 12 109 14 009 116 15 425 110
- топливо 946 858 91 0
- покупная электроэнергия
- ремонты 242 157 65 117 75
- инвестиционная деятельность 7 474 7 937 106 27 602 348
-прочие 7 056 10 448 148 4 759 46
прочие дебиторы 246 132 274 111 180 84 97 975 88
Краткосрочные финансовые вложения 250 2 205 0
Денежные средства 260 15 317 34 215 223 17 847 52
Прочие оборотные активы 270
Итого по разделу II 290 1 566 349 1 633 006 104 1 870 317 115
Баланс (сумма строк 190+290) 300 5 671 954 6 380 820 112 6 663 664 104
КАПИТАЛ И РЕЗЕРВЫ
Уставный капитал 410 609 512 609 512 100 609 512 100
Собственные акции, выкупленные у акционеров 415
Добавочный капитал 420 3 925 834 4 575 739 117 4 571 674 100
Резервный капитал 430 25 972 26 888 104 30 476 113
Целевые финансирование и поступления 450
Нераспределенная прибыль прошлых лет 460 18 327 355 056 1937 152 164 43
Непокрытый убыток прошлых лет 465 -186 339 -149 369 80 0
Нераспределенная прибыль отчетного года 470 5 956
Непокрытый убыток отчетного года 475
Итого по разделу III 490 4 393 306 5 417 826 123 5 369 782 99
ДОЛГОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Займы и кредиты 510
Отложенные налоговые обязательства 515 99 314 119 571 120 140 473 117
Прочие долгосрочные обязательства 520 390 233 0 0 127 117
поставщикам и подрядчикам (52001) 0 0
-сырье и материалы
- топливо
- покупная электроэнергия
- ремонты
- инвестиционная деятельность
-прочие
социальным фондам (52002) 389 193 0
бюджету и по налогу на прибыль (52008+52020) 1 040 0
прочие долгосрочные обязательства
Итого по разделу IV 590 489 547 119 571 24 267 590 224
Бухгалтерский баланс Код строки 2005г 2006г Изменение % 2007г Изменение
%
КРАТКОСРОЧНЫЕ ОБЯЗАТЕЛЬСТВА
Займы и кредиты 610 216 000 372 000 172 664 000 178
Кредиторская задолженность 620 443 956 341 320 77 338 364 99
поставщики и подрядчики, в т.ч. 621 181 389 100 623 55 115 862 115
-сырье и материалы 5 781 0
- топливо 115 055 10 787 9 21 005 195
- покупная электроэнергия 23 640 53 568 227 55 765 104
- ремонты 7 094 4 940 70 2 587 52
- инвестиционная деятельность 1 729 3 726 216 3 081 83
-прочие 28 090 27 602 98 33 424 121
векселя к уплате 622
задолженность перед дочерними и зависимыми обществами 623 17 084 26 834 157 13 810 51
задолженность по оплате труда перед персоналом 624 23 005 27 067 118 41 609 154
задолженность перед государственными внебюджетными фондами 625 8 230 9 222 112 7 077 77
по налогам и сборам 626 19 560 47 399 242 56 102 118
авансы полученные 627 52 532 37 601 72 28 189 75
прочие кредиторы 628 142 156 92 574 65 75 715 82
Задолженность участникам (учредителям) по выплате доходов 630 2 028 2 986 147 23 928 801
Доходы будущих периодов 640 127 117 127 117 100 0
Резервы предстоящих расходов 650
Прочие краткосрочные обязательства 660
Итого по разделу V 690 789 101 843 423 107 1 026 292 122
Баланс (сумма строк 490+590+690) 700 5 671 954 6 380 820 112 6 663 664 104
|
обратная связь
