Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ формирования спроса ТЭС на угольное топливо и методические подходы к его прогнозированию угольными компаниями 9
1.1 Анализ состояния компаний угольной промышленности России и факторов, влияющих на рынок угля для ТЭС 9
1.2 Анализ состояния электроэнергетики России, структуры и параметров рынка электроэнергии 19
1.3 Обзор и анализ параметров национальной энергетической стратегии и роль угля в ТЭК 27
1.4 Обзор и анализ методических разработок для прогнозирования спроса на уголь для ТЭС 36
Выводы по главе 1 40
Глава 2. Исследование закономерностей спроса ТЭС на уголь .42
2.1 Исследование зависимости потребления электроэнергии от производства ВВП и ВРП 42
2.2 Исследование закономерностей выработки электроэнергии на ГЭС Ангаро-Енисейского каскада 54
2.3 Исследование структуры и параметров производства энергии АЭС, ГЭС и другими типами электростанций в России и мире 62
2.4 Исследование зависимости стоимости добычи природного газа от вовлечения в разработку новых месторождений 73
Выводы по главе 2 82
Глава 3. Разработка модели прогнозирования спроса ТЭС на уголь 83
3.1 Концепция модели прогноза спроса на электроэнергию ТЭС 83
3.2 Разработка модели прогноза спроса на электроэнергию ТЭС в системе ФОРЭМ 91
3.3 Разработка модели прогноза спроса на уголь для ТЭС России 100
3.4 Оценка чувствительности модели 113
Выводы по главе 3 117
Глава 4. Разработка рекомендаций и внедрение результатов исследований 118
4.1 Апробация прогнозных моделей на статистических данных 2001 г. 118
4.2 Методические рекомендации, прогноз параметров спроса ТЭС РФ на уголь на 2-ое полугодие 2002 г. и период до 2005 г. и оценка эффективности внедрения модели 127
Выводы по главе 4 137
Заключение 138
Список литературы 140
- Анализ состояния компаний угольной промышленности России и факторов, влияющих на рынок угля для ТЭС
- Исследование зависимости потребления электроэнергии от производства ВВП и ВРП
- Концепция модели прогноза спроса на электроэнергию ТЭС
- Апробация прогнозных моделей на статистических данных 2001 г.
Введение к работе
Актуальность работы. Кризис перепроизводства топлива для электростанций, который произошел в России впервые в 2001 году, является сильным сигналом экономики о том, что она в полной мере вошла в рыночные отношения. Сокращение рынка энергетических мощностей и вытеснение тепловых угольных электростанций с федерального оптового рынка электроэнергии и мощностей (ФОРЭМ) не было так заметно, как перепроизводства энергетических углей в объеме 18 млн. тонн.
Особенно болезненно перепроизводство протекало для угледобывающих предприятий, которые, после реструктуризации отрасли и лишения ее государственных дотаций, едва начав работать эффективно в 1999-2000 гг., вновь встали в 2001 г. перед лицом банкротства. В соответствии с Энергетической стратегией России на дальнюю перспективу угольную энергетику ожидал новый подъем. Это послужило сигналом для угольных компаний к мобилизации своих производственных мощностей. Однако взятые компаниями кредиты на поддержку и расширение производства на практике оказались использованными неэффективно.
Во многом сказалась непоследовательная позиция концерна «Газпром», объявившего о ежегодном сворачивании поставок газа на тепловых электростанциях (ТЭС) в объемах не менее 10 млрд. м3, а фактически -увеличившего в 2001г. поставки газа энергетикам 2 млрд. м3 по заниженным ценам на. Сами энергетики увеличили закупку импортных экибастузских углей на 6,3 млн. т и снизили ожидаемый объем выработки электроэнергии с 3% до 1,5%. Кроме того, высокие притоки воды в водохранилища существенно - на 3 млрд. кВт.ч - увеличили выработку электроэнергии на гидроэлектростанциях (ГЭС). Быстрыми темпами, на 2% выше, чем предполагалось в государственном прогнозе, наращивали выработку атомные электростанции (АЭС). В довершение всего, наблюдалось общее потепление климата, превышающее многолетнюю среднегодовую температуру, что привело к сокращению потребления топлива.
Перечисленные факторы, приведшие к перепроизводству угля, только наполовину могут быть отнесены к факторам риска. Другая половина может и должна быть прогнозируема как компаниями, так и экономическими ведомствами, ответственными за государственное регулирование энергетического рынка.
Однако осуществление такого энергетического мониторинга затруднено из-за отсутствия методики, позволяющей комплексно подходить к оценке спроса на уголь для электроэнергетики в условиях, когда отсутствует полная и достоверная информация о деятельности и намерениях энергетических компаний. Это и послужило основанием для выбора данной темы диссертации, имеющей важное научное и практическое значение.
Целью работы является разработка методики прогнозирования спроса тепловых электростанций на уголь для повышения точности планирования деятельности угольных компаний их маркетинговыми службами.
Идея работы состоит в прогнозировании спроса на уголь при условии минимизации затрат на выработку электроэнергии ТЭС.
Объектом исследования являются базовые угольные компании России, крупнейшие ГЭС, АЭС, ТЭС, предприятия электроэнергетики в виде АО-энерго и объединенные энергетические системы, работающие в условиях ФОРЭМ.
Предметом исследования является конкуренция энергетического угля на рынке котельно-печного топлива с учетом изменения структуры генерирующих мощностей на рынке ФОРЭМ.
Научные положения, разработанные лично соискателем: 1. Повышение устойчивости работы угольной компании в условиях рыночной экономики необходимо осуществлять путем прогнозирования спроса ТЭС на уголь и своевременной корректировки текущего плана с помощью оценивания двух факторов: емкости рынка электроэнергии ТЭС, как результата конкуренции генерирующих мощностей на ФОРЭМ, и емкости рынка энергетического угля, как результата конкуренции поставщиков топлива для ТЭС (газа, угля, мазута).
2. В угольных компаниях при прогнозировании спроса на уголь расчет параметров генерирующих мощностей должен осуществляться на моделях четырех объединенных энергозон: объединенных энергосистем (ОЭС) Европейской части России, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и южной части ОЭС Востока, - где региональные энергетические системы технологически связаны сетями ЛЭП в сегменты рынка электроэнергии, на которых конкурируют различные типы электростанций, с учетом оптимальной сезонной загрузки установленных мощностей.
3. Краткосрочное и среднесрочное прогнозирование спроса ТЭС на уголь должно осуществляться маркетинговыми службами угольных компаний с помощью предлагаемой квартальной и годовой модели конкуренции электростанций, работающих на газе и угле путем минимизации полных затрат на выработку электроэнергии с учетом прогнозных оценок затрат на поставку топлива до конечных потребителей каждой из четырех энергозон.
Новизна работы заключается в том, что впервые:
• установлено, что спрос народного хозяйства России на электроэнергию в зависимости от темпов экономического развития формируется из двух составляющих, зависящих и независящих от темпов роста валового внутреннего и регионального продуктов (ВВП и ВРП), которые выявляются в ходе регрессионного анализа;
• разработана упрощенная расчетная схема прогнозирования маркетинговыми службами динамики выработки электроэнергии на ГЭС Сибири, отличающаяся от существующего метода статистического моделирования многомерных случайных процессов с гамма-распределением тем, что в предлагаемом подходе использован комбинированный метод регрессионного и спектрального анализа временных рядов стока и выработки электроэнергии на ГЭС;
• разработана методика краткосрочного прогнозирования спроса ТЭС на уголь с учетом выявленных закономерностей, основанная на экономико-математической модели, состоящей из электроэнергетического и топливного блоков с дифференциацией по четырем энергозонам с поквартальной имитацией работы, позволяющая прогнозировать спрос на уголь на глубину от 1 квартала до 5 лет в зависимости от четырех параметров: темпов роста ВВП (ВРП), изменения железнодорожных (ж.д.) тарифов и изменения цен поставщиков газа и угля.
Научное значение работы состоит в установлении количественных зависимостей конкурентоспособности электроэнергии, выработанной на угольных ТЭС, от параметров предложения угля и альтернативного топлива, а также оптимального графика загрузки генерирующих мощностей основных типов электростанций, работающих в условиях рыночной экономики.
Практическое значение диссертационной работы состоит в том, что разработанная методика позволяет угольным компаниям и другим субъектам рынка прогнозировать на краткосрочную и среднесрочную перспективы спрос тепловых электростанций на энергетические угли и, за счет этого, существенно уменьшать риск кризиса перепроизводства угля и повышать эффективность хозяйственной деятельности.
Обоснованность и достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждается:
- соответствием методологии, принятой в исследованиях, основным положениям экономической теории, а также практике решения маркетинговых задач, связанных с созданием устойчивых и эффективных рынков сбыта электроэнергии и угольной продукции;
- комплексностью подхода при разработке обобщенной модели ФОРЭМ для выявления эффективных ниш по типам электростанций с позиций оценки вероятного спроса ТЭС на уголь;
- совпадением теоретических рекомендаций и прогнозируемых параметров, полученных на основании реализации предлагаемой методики, фактическим показателям рынка энергии и угля за первое полугодие 2002 года.
Реализация выводов и рекомендаций. Основные научные положения, выводы и рекомендации использованы при подготовке проекта новой (2002г.) редакции Энергетической стратегии России. Рекомендации по методологии формирования спроса на энергетические угли переданы руководству Департамента угольной промышленности Минэнерго России для использования в мониторинговой системе рынка угля.
Апробация работы. Результаты исследований доложены на заседаниях кафедры «Экономики и планирования горного производства» МГГУ (октябрь 2002 г.), Секции экономики и реформирования электроэнергетики Научно-технического Совета РАО «ЕЭС России» (октябрь 2002 г.), а также на международной конференции «Неделя горняка 2003 г.» (январь 2003).
Анализ состояния компаний угольной промышленности России и факторов, влияющих на рынок угля для ТЭС
Эффективное развитие экономики требует адекватного функционирования топливно-энергетического комплекса, который призван обеспечивать народное хозяйство страны относительно дешевой электроэнергией в необходимых объемах и в сроки, определенные сезонными и суточными колебаниями потребительского спроса [1]. Особая роль для России в этом процессе принадлежит угольной промышленности [2]. Пройдя трудный путь реструктуризации [3 - 6], угольная промышленность России вновь начинает занимать важное место в развитии топливно-энергетического комплекса страны. Это отражено в Энергетической стратегии России на период до 2020 г. [7] и федеральной целевой программе «Энергоэффективная экономика» [8]. Длительный период, в течение которого объемы добычи угля ежегодно снижались на десятки млн. т в год, завершился около трех лет назад. В 1999 г. прирост добычи составил 17 млн. т, в 2000 г. - 8,5 млн. т, в 2001г. - 11 млн. т, что явно говорит о стабилизации и устойчивом росте добычи. Из общего объема поставок угля 39,7% поставлено на ТЭС, 16,2% на нужды металлургии, 16,4% на экспорт, 10,6% для коммунально-бытовых потребителей, в т.ч. населения, и 17,1% на прочие нужды. Основными факторами, стимулирующими стабильное увеличение угледобычи, стали - повышение спроса на угольную продукцию практически во всех секторах экономики России; - повышение доли в оплате денежными средствами за угольную продукцию (в 2000 г. - 56,4%, в 2001 г. - 68,3%); - снижение уровня социальной напряженности в угледобывающих регионах. С ростом объемов добычи угля и общей рационализации производства заметно выросли технико-экономические показатели угольной промышленности. Производительность труда производственно- промышленного персонала (ППП) за последние три года возросла на 30% и в 2001 г. достигла 117,3 т/мес. Закрытие более 160 убыточных угледобывающих предприятий положительно сказалось на состоянии шахтного фонда, улучшилось финансовое состояние большинства угольных компаний. Отрасль из убыточной стала рентабельной. За 2001 г. рентабельность продукции (отношение балансовой прибыли к затратам на производство) составила 6% РІ-За счет сокращения количества очистных забоев средняя нагрузка на действующий очистной забой возросла в 1,7 раза и в 2001 г. достигла величины 1224 т, из них на комплексно-механизированный забой - 1497 т. В отрасли на 30% снизился производственный травматизм. Позитивные изменения также замечены в росте инвестиций в угольную отрасль. В 2001 г., впервые после длительного снижения, произошел прирост производственных мощностей по добыче угля. Суммарный объем инвестиций за 2001 г. составил 13,5 млрд. руб., из которых средства государственного бюджета, выделяемые на возвратной основе, составили всего 1,2 млрд. руб. Это позволило за год ввести 21,5 млн. т производственных мощностей, в том числе за счет нового строительства - 6,0 млн. т, и за счет технического перевооружения и реконструкции действующих предприятий - 15,5 млн. т. Одним из важнейших результатов реструктуризации угольной промышленности России за 1994-2000 гг. является формирование рынка угля. На фоне общих рыночных реформ, проводимых в экономике России и в отраслях топливно-энергетического комплекса (ТЭК), рынок угля оказался практически полностью лишен влияния государственного регулирования. В то же время цены на электроэнергию, природный газ и железнодорожные перевозки подвержены жесткому государственному регулированию, как цены естественных монополий. Как результат, на рынке топлива и энергии сформировалась противоречивая картина: - цены на энергетический уголь приблизились к мировому уровню; - цены на электроэнергию и газ сдерживаются на уровне в 2-3 раза ниже мирового уровня, который может обеспечивать конкурентоспособность угля с другими видами топливно-энергетических ресурсов (ТЭР); - электростанции снижают закупки энергетических углей, ожидая снижения отпускных цен и наращивая при этом объемы потребления природного газа и экибастузских углей. Угольное топливо оказывается «замыкающим» в структуре топливно-энергетического баланса (ТЭБ) страны и занимает всего 12% от общего объема первичных энергоресурсов. При этом колебания спроса на ТЭР совокупным образом отражаются в изменениях спроса на уголь. Так, в начале 2001 г. угольная промышленность страны была ориентирована официальным прогнозом на добычу 260 млн.т угля. По факту угольные компании добыли 269 млн.т угля, надеясь на рост экспорта и замещение падающих поставок газа на внутреннем рынке. Однако, как показывают исследования Института конъюнктуры рынка угля (ИНКРУ), фактическое потребление угля составило на 18 млн.т меньше планируемого уровня [10]. На снижение спроса на уголь повлияли следующие факторы: - несоответствие планируемых высоких темпов роста экономики России фактически достигнутым; - снижение выработки на ТЭС - 11,9 млн.т (в результате увеличения выработки на ГЭС и общего снижения потребления электроэнергии, в т.ч. из-за теплой зимы); - рост поставок газа на ТЭС - 3,4 млн.т; - рост импорта экибастузских углей - 5,7 млн.т. Единственным фактором, способствовавшим увеличению спроса на уголь, стал рост его потребления на 4,4 млн. т в коммунально-бытовом секторе. При общем сокращении спроса электроэнергетики на уголь относительно планируемого уровня на 21 млн.т, невостребованным остался объем в 16,6 млн.т (табл. 1.1, рис.1.1). В соответствии с изменением спроса на уголь менялась и динамика отпускных цен. Так, в конце 2000 г. - начале 2001 г. на фоне повышенного спроса и дефицита угля цены интенсивно росли со средним темпом 10-12% в месяц, а к середине 2001 г. эта тенденция изменилась на противоположную, и к началу 2002 г. уровень цен опустился до отметки января-февраля 2001 г. Однако, с позиций рынка колебания спроса на 6% вполне допустимы. Очевидно, что подобные колебания будут повторяться. Планируемый экономический рост будет происходить на фоне повышения роли энергосберегающих технологий.
Исследование зависимости потребления электроэнергии от производства ВВП и ВРП
В практике прогнозирования объемов электропотребления традиционно принято использовать показатель электроемкости ВВП. При этом вначале прогнозируют динамику электроемкости ВВП, исходя из предполагаемого сценария энергосбережения. Затем задают динамику ВВП, определяемую в сопоставимых ценах базового года, основываясь на намечаемых темпах социально-экономического развития страны. Далее, перемножая эти два показателя, определяют объем потребления электроэнергии на прогнозируемый период. При этом предполагается, что существует прямо пропорциональная зависимость между ВВП и объемом потребления электроэнергии. Однако анализ статистических данных за последние годы показывает, что существует не прямо пропорциональная зависимость между вышеназванными показателями, а более сложная регрессионная зависимость, в которой выделяются зависимые и независимые затраты электроэнергии на производство ВВП или ВРП, если речь идет о субъектах федерации. Обоснование этого тезиса является целью настоящего параграфа. Для иллюстрации описанной выше традиционной логики, которая вытекает из популярного в плановой экономике тезиса о прямом влиянии электрификации народного хозяйства на рост производительности общественного труда, воспользуемся примером анализа названных показателей в России в составе б. СССР и развитых странах мира. Показатель электроемкости ВВП или ему аналогичные (электроемкость валового национального продукта, электроемкость национального дохода), широко используются в практике долговременного прогнозирования уровней потребности в электроэнергии и оцениваются по формуле (4): где Et - потребность в электроэнергии в году t\ объем валового внутреннего продукта на год t\ - электроемкость ВВП, определяемая как функция, зависящая от времени, с помощью одного из принятых методов экстраполяции временных рядов, как это показано на рис.2.1, построенном на основе данных табл.2.1, с экстраполяцией на 2002 г. с помощью встроенных функций стандартного пакета программ MS Excel. Однако этот количественный метод не учитывает качественных изменений, происходящих в экономике переходного периода, и поэтому оказывается слишком огрубленным. Действительно, в России происходят глубокие качественные и структурные изменения. Эффективность общественного производства в условиях рынка возрастает. Это подтверждает динамика электроемкости, которая возрастала до 1997 г. включительно, а затем данная тенденция была переломлена и рассматриваемый показатель принял естественную для большинства экономик мира тенденцию к снижению. Вместе с тем прямая экстраполяция этой естественной тенденции энергосберегающего пути развития может привести на больших интервалах прогнозируемого периода российской переходной экономики к существенной ошибке. Во-первых, темпы снижения электроемкости ВВП оказываются чрезвычайно высокими на уровне 8-10% за год, что выпадает из понятия нормального хода развития национальной экономики. Во-вторых, существует некоторый минимально необходимый уровень электрообеспечения, обусловленный энергетической и экономической безопасностью России, ниже которого государство не позволит снижаться данному показателю с помощью неэкономических методов регулирования, хотя «естественная» тенденция показывает на дальнейшее снижение энергопотребления. Эти рассуждения подтверждают данные анализа динамики электроемкости США и Японии. Как видно на рис.2.1 в названных странах наблюдается устойчивая тенденция к монотонному снижению электроемкости ВВП. Вместе с тем, анализ коэффициентов эластичности потребления электроэнергии от ВВП показывает, что характер этих зависимостей в США и Японии, с одной стороны, и России, с другой стороны, имеет принципиальные отличия. В США и Японии электроемкость снижается относительно стабильно с темпами соответственно 2-5% и 5-14% на протяжении всего рассматриваемого периода 1990-2001 гг. В этот период в России удалось переломить тенденцию роста электроемкости ВВП, которая сложилась в первой половине рассматриваемого периода при вхождении в рыночные реформы, когда электроемкость возрастала с темпом 5-10% в год из-за быстрого падения производства ВВП при относительно медленном снижении потребления электроэнергии. Во второй половине рассматриваемого периода, начиная с 1996 г., падение ВВП удалось остановить, и появились первые признаки экономического роста, приведшие к снижению электроемкости с темпом до 11% в год. Суммарно за 1996-2001 гг. электроемкость снизилась на 30%. Однако этот процесс, хотя и характеризует начавшееся повышение энергетической эффективности российской экономики, в большей степени связан не с переходом на новые технологии, а с упорядочиванием ответственности за расточительное расходование энергии и со структурными изменениями, произошедшими в промышленности России. До сих пор загрузка генерирующих мощностей электроэнергетики продолжает оставаться на уровне 70%. Наблюдается избыток генерирующих мощностей, который создает на рынке ФОРЭМ ситуацию избыточности электроэнергии. Следует обратить внимание на то, что Россия сегодня проходит стадию формирования эффективного индустриального общества, в то время как США и Япония преодолели этот рубеж не менее 20 лет назад и развиваются на более высоком уровне постиндустриального общества. Как показано в работах отечественных и западных ученых [54 - 58] многие процессы, в том числе касающиеся непосредственно энергетики, принимают качественно новый прогрессивный характер с переходом на иную ступень развития общества. Поэтому в России ожидается начало бурного роста промышленного развития на основе нового технологического уклада, которое потребует значительных объемов поставки электроэнергии, как это показал в свое время пример КНР [59, 60]. В связи с этим электроэнергетическая политика государства в неявном виде нацелена на сохранение генерирующих мощностей в электроэнергетике в ожидании бурного роста электропотребления. Затянувшаяся «газовая пауза» так же свидетельствует об этом латентном процессе.
Концепция модели прогноза спроса на электроэнергию ТЭС
Модель прогноза спроса на электроэнергию ТЭС в системе ФОРЭМ является одной из двух составляющих частей общей системы построения прогноза спроса ТЭС на уголь в структуре планирования деятельности угольной компании.
Общий вид этой системы представлен на рис.3.1. Система состоит из двух пар блоков, два из которых блоки А1 и А2 являются моделью прогноза спроса на электроэнергию ТЭС соответственно в годовом и квартальном разрезах. Блоки Б1 и Б2 представляют собой модель прогноза спроса ТЭС на угольное топливо, которая также позволяет осуществлять расчеты в годовом и квартальном разрезах. Унификация представленных блоков позволяет существенно упростить алгоритм расчетов и обеспечивает удобство восприятия пользователя модели за счет возможности последовательного вывода всей цепочки выполняемых расчетов.
Главной особенностью такой организации системы прогнозных расчетов является наличие двух модульных блоков типа А (модель ФОРЭМ) и типа Б (модель рынка КПТ для ТЭС), которые структурируются по 4 регионам и 4 кварталам прогнозируемого года. При этом внутренняя логика блоков не меняется, оставаясь постоянной по структуре и обеспечивая необходимую преемственности при переходе к региональным и квартальным показателям.
Одним из основных объектов представленной модели являются энергозоны (или объединенные энергозоны, ОЭЗ), на которые разделена энергосистема России (рис.3.2). В энергозону, условно названную Европейской (А) входят 4 объединенные энергосистемы (ОЭС) ФОРЭМ:
ОЭС Волги, Центра, Северо-Запада и Северного Кавказа. Прочие энергозоны Б, В и Г в точности соответствуют ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Полученные таким образом агрегированные энергозоны позволяют рассматривать энергосистему России с точки зрения структуры производящих мощностей, которая сложилась в под воздействием природо-ресурсных и экономических условий [112].
Существование дефицитных и избыточных энергозон, объединенных ФОРЭМ, приводит к возникновению межсистемных перетоков (МСП), величина которых по различным оценкам колеблется от 2-5% от потребляемой в дефицитной энергозоне электроэнергии. На основе статистических данных РАО «ЕЭС России» определены следующие значения МСП: для ОЭЗ Европы (А) - 4% (поставка электроэнергии из Б в А) и для ОЭЗ Урала (Б) - 2,2% (поставка электроэнергии из В в Б) (рис.3.2,в). В силу географической удаленности Дальневосточного региона от промышленных центров Европы, Урала и Сибири и малым количеством высоковольтных линий и подстанций межсистемные перетоки между зонами В и Г не осуществляются. Найденные величины межсистемных перетоков были учтены в модели на этапе расчета спроса на электроэнергию в энергозонах с учетом пропускной способности ЛЭП в виде задаваемых неизменных значений. Перетоки электроэнергии между государствами в работе отдельно не рассматриваются, так как по данным РАО «ЕЭС России» величина экспорта и импорта электроэнергии приблизительно равны, и их разница не значительно влияет на общий объем производства электроэнергии по энергозонам.
В результате неоднородности распределения природных ресурсов России регионы в различной степени зависят от поставок угля и газа на ТЭС. Однако среди прочих факторов: развитой инфраструктуры, близости к поставщикам топлива на ТЭС, экологической ситуации - наибольшей вес в настоящее время имеет экономический фактор. Так в условиях рыночной экономики при наличии информации о стоимости угля или газа ряда месторождений и затратах на их поставку электростанции планируют закупки топлива, стремясь минимизировать топливные затраты на производство электроэнергии [113,114].
Покупателями на рынке котельно-печного топлива выступают его перепродавцы и непосредственные потребители Ai - А3, Б - Б3, В, - В3, П - Г2. Часть топлива от перепродавцов идет на экспорт и часть поступает из соседних стран. Импорт топлива осуществляется в тех регионах, где это экономически более выгодно, чем закупка российского топлива. Экспортно-импортные поставки и их направления также схематически обозначены на рис.3.2,а и 3.2,6. Величину спроса на КПТ определяют покупатели.
Продавцами КПТ являются компании, разрабатывающие месторождения угля и газа. Со своей стороны продавцы определяют величину предложения.
На рис.3.2,в нанесены условные «центры» потребления газа и энергетического угля в регионах газовыми, газо-угольными и угольными ТЭС. «Центр» определяется как средневзвешенная величина поставок КПТ с учетом типов потребляемого топлива, расстояния поставок топлива до электростанций и объемов его потребления. Наблюдаемое перемещение «центров» в пределах энергозоны отражает изменение тарифов на железнодорожную перевозку и объемов поставок топлива на ТЭС, что позволяет предположить обратное: прогнозируя смещение «центров» определять вероятные объемы поставок компаний (потребление топлива на электростанциях) и дистанции поставок (железнодорожные тарифы) для отдельных месторождений угля и газа. Это дает возможность качественно и количественно проиллюстрировать изменения, происходящие в структуре потребления угля и газа на ТЭС по энергозонам и по России в целом.
Апробация прогнозных моделей на статистических данных 2001 г.
В данном параграфе проанализированы результаты применения разработанной имитационной экономико-математической модели для 2001 г. За основу базового года для данного прогноза и дальнейшего прогноза на период до 2005 г. был принят 2000 г. Параллельно с фактическими данными проведено сравнение с прогнозом, предлагаемым энергетической стратегией России. Для оценки корректности использования модели прогноза электроэнергии по ВВП (ВРП) на 2001 г. с зависимыми и независимыми составляющими электроэнергии, также был построен прогноз по традиционному методу, т.е. по динамике электроемкости, темп которой задан в ЭС-2020. Так в соответствии с ЭС-2020 ежегодно до 2005 г. коэффициент электроемкости ВВП будет уменьшаться на 0,7% в соответствии с пессимистическим вариантом прогноза и на 2,5% в соответствии с оптимистическим вариантом. Данная динамика в абсолютных значениях отображена на рис.4.1,а, где также кружками и пунктиром обозначены верхняя и нижняя границы ожидаемых изменений электроемкости ВВП. Здесь же сплошной линией обозначены фактические данные, включая проверочный 2001 г. Очевидно, что даже оптимистический прогноз ЭС-2020 на 2001 г. оказался заниженным по отношению к фактическому значению электроемкости на 3,8%. Однако объемы ожидаемого ВВП оказались ниже реально полученного на 2,7%. Таким образом, совокупности более высокий показатель энергоемкости скомпенсировал низкий ожидаемый ВВП, что в результате привело к завышению ожидаемой величины выработки электроэнергии на 1-3% (рис.4.1,6). Использование предлагаемой модели, также приведенной на рис.4.1,6 в виде треугольников, дало ошибку -1%, или 9,3 млрд.кВт.ч, что приблизительно соответствует непоставленным 4 т у.т. по России в целом. По энергозонам ошибка выработки электроэнергии отличалась от общей по России и для Европейской части составила -2,7% (или -5,1 млн. т у.т.), для энергозоны Урала - 3,5% (или 2,9 млн. т у.т.), для энергозоны Сибири - 3,1% (или 2,5 млн. т у.т.), а для энергозоны Востока - -16,3% (или -4,2 млн. т у.т.). Однако суммарная ошибка в целом по России не значительна и не превышает допустимой погрешности. Подобное расхождение между выработкой электроэнергии по России в целом и величиной, полученной для каждой из энергозон, говорит о необходимости корректировки величины межсистемных перетоков электроэнергии и уточнения зависимостей в будущем, поскольку в условиях развивающейся рыночной экономики данные зависимости нельзя считать постоянными на долгосрочной перспективе. Проверка точности расчетов с помощью выявленных на имеющейся статистике закономерностей для выработки электроэнергии на ГЭС проводилась на основе сравнения фактической выработки электроэнергии за 1970 - II квартал 2002 г. и данных, экспериментально полученных с помощью разработанного метода, описанного в параграфах 2.2 и 3.2 («Прогноз электроэнергии на ГЭС»). Проверка экспериментально полученных данных, осуществленная на предложенной выборке по годам и по кварталам, показала, что величина ошибки определения водостока для рек Ангара и Енисей не превышает 8% по водостоку каждой из рек и является следствием сработки Братского водохранилища на 5 метров до значения нормы, тогда ошибка выработки электроэнергии на ГЭС для всей гидросистемы Сибири --6,2% (или -2,7 млн. т у.т.) и для России в целом - -4,8% (или -3,5 млн. т у.т.). В силу того, что прогноз предложения электроэнергии на АЭС осуществляется на основе прогноза концерна «Росэнергоатом», то величина 1 ошибки крайне незначительна и составляет по Европейской части России и стране в целом +1% (или 0,6 млн. т у.т.). Совокупное влияние ошибок прогноза, приведенных выше, на выработку электроэнергии на ТЭС представлено в табл.4.1. Максимального значения ошибка определения величины выработки электроэнергии на ТЭС достигла для энергозоны Востока и составила -8,3% от действительной выработки. Также необходимо отметить, что при расчете ошибки для ТЭС для всех рассматриваемых энергозон наибольший вес приходится на этап расчета выработки электроэнергии по энергозоне. Здесь требуется уточнение зависимости, так как для корректности проведения эксперимента в данном случае при расчете коэффициентов не учитывалась динамика изменения ВВП 2001-2002 гг. Однако для выработки электроэнергии на ТЭС по России ошибка прогноза выработки электроэнергии на ГЭС, явившаяся следствием случайного процесса (административного фактора) в работе ГЭС Сибири, нивелировала ошибку производства электроэнергии. Таким образом, для России величина ошибки по электроэнергии на ТЭС не превысила 0,5%. На основе методики построен прогноз спроса для ТЭС на уголь на перспективу до 2005 г. Было рассчитано множество сценариев конкуренции газа и угля на ТЭС исходя из предположений о конкурентном характере рынка КПТ. Мазут не рассматривается в качестве сильного конкурента угольного топлива в силу ряда особенностей его положения на рынке. По условиям энергетической политики России данный вид топлива закупается РАО «ЕЭС России» в полном объеме в соответствии с государственным прогнозом. Цена на топочный мазут также сильно завышена, что делает его низко конкурентным и малопривлекательным для ТЭС, способных выбирать тип и объемы потребляемого топлива. Несколько сценариев спроса на КПТ при разных условиях развития конъюнктуры рынка представлены на рис.4.2а,б, где наглядно отображено изменение соотношения спроса на уголь и газ при росте цены на газ и на уголь для всех типов электростанций на примере энергозоны Урала. Если полученные результаты прогнозной модели по определению спроса на электроэнергию ТЭС соответствуют реальным фактам, то из предложенного множества сценариев выбирается тот сценарий, для которого наблюдаемые реальные темпы изменения ВВП (ВРП), железнодорожного тарифа на перевозку, цен на газ и уголь приблизительно равны управляющим параметрами модели. Таким образом, если на каждом этапе выбирается только одно значение, аналитик получает единственный наиболее вероятный оптимальный сценарий развития системы. При этом априори полагается, что все участники рынка ведут себя рационально. Однако если наблюдается систематическая ошибка расчета спроса на электроэнергию ТЭС в зависимости от темпов роста ВВП, то аналитик осуществляет смещение управляющих параметров на величину наблюдаемой ошибки таким образом, чтобы величина спроса на электроэнергию ТЭС отличалась от первоначального прогнозного значения на величину задаваемого отклонения. Если следовать описанной выше схеме с учетом вводимой ошибки, на последнем этапе определяется множество равновероятных сценариев, которые позволяют оценить ожидаемый спрос на уголь со стороны энергетики. Анализ одного из сценариев, полученных данным способом приведен в табл.4.2. Из свойств разработанной модели следует, что представленный результат является оптимальным для энергетики, т.е. наилучшим из всех возможных. Поэтому фактические значения не обязательно будут совпадать со значениями модели, но, тем не менее, в условиях конкурентного рынка к ней будут стремиться, так как это следует из условия задачи, нацеленной на минимизацию себестоимости производства электроэнергии на ТЭС. Однако, каждая из энергозон, рассматривалась отдельно от других, и не учитывала приоритетов потребления газа или угля в другой зоне, тем не менее, модель позволяет определить характер ожидаемых изменений.
