Анализ системы ценообразования в энергохозяйстве предприятия

Содержание
Введение
Глава 1 Научно-методические основы ценообразования в электроэнергетике
1.1 Основы ценообразования в российской электроэнергетике
1.2 Методика формирования стратегии цен энергокомпаний в условиях конкурентного рынка
1.3Выбор методики формирования стратегии цен
Глава 2 Анализ системы ценообразования при формировании тарифов на электроэнергию
2.1 Развитие конкурентного рынка электроэнергии в России
2.2 Характеристика предприятия МУП «Городские электрические сети»
2.3 Анализ структуры тарифов на электроэнергию
Глава 3 Разработка методики формирования стратегии цен в рыночных условиях для МУП «ГЭС»
3.1 Варианты расчетов тарифов на электроэнергию
3.2 Анализ результатов расчетов и выбор экономически эффективного для предприятия
Заключение
Список используемой литературы:

По мере снижения объемов продаж по регулируемым тарифам будет расти объем продаж на рынке «на сутки вперед», где цены формируются на основе взаимодействия спроса и предложения.
Организационная структура и подчинённость СП
(Организационная схема)
Начальник района Управление Главный инженер района Заместитель начальника по оперативной работе Группа хозяйственного обслуживания Участок по ремонту и техническому обслуживанию распредсетей 0,4-10кВ Районный диспетчерский пункт Участок по ремонту и ТО ТП и КЛ 0,4-10кВ
Оперативно-выездная бригада распредсетей Участок учета электрической энергии
Основной целью КрасРЭС является передача, преобразование и распределение электрической энергии.
Задачи, которые решает КрасРЭС:
Обеспечение круглосуточного оперативно-диспетчерского управления оборудованием ПС, ВЛ, распределительных сетей зоны обслуживания КрасРЭС посредством Районного диспетчерского пункта (РДП).
обеспечение бесперебойного и качественного энергоснабжения потребителей;
локализация и устранение повреждений, восстановление энергоснабжения потребителей;
ведение надежных и экономических режимов работы сетей зоны обслуживания РЭС;
обеспечение согласованной работы оперативного и оперативно-ремонтного персонала РЭС;
обеспечение плановых и аварийных переключений персоналом РЭС;
выдача разрешений на подготовку рабочих мест и допуск бригад к работам;
осуществление постоянного контроля режимов работы оборудования, нагрузок ВЛ, оборудования, положений переключающих устройств; уровней напряжения в контрольных точках сетей, у потребителя, исправности средств связи и диспетчерского управления (ССДТУ);
прием, оформление и согласование заявок на вывод в ремонт оборудования;
ведение в установленном порядке оперативной документации;
контроль за ликвидацией дефектов на подведомственном оборудовании;
поддержание нормальной схемы сети.
Обеспечение готовности оборудования подстанций и линий электропередач к передаче и распределению электрической энергии, посредством выполнения ремонтов, технического обслуживания и модернизации объектов зоны обслуживания.
Создание безопасных условий труда, безаварийной работы персонала при обслуживании и ремонтах электроустановок.
Обеспечение противопожарной безопасности и сохранности основных фондов и других материальных ценностей.
Защита персонала и оборудования зоны обслуживания от чрезвычайных ситуаций, а также при ведении боевых действий или вследствие этих действий.
Ведение финансово экономической деятельности в рамках предприятия.
Обеспечение не превышения заданного норматива потерь электроэнергии.
2.3 Анализ структуры тарифов на электроэнергию
Расчет тарифа (цены) на электрическую энергию и мощность в двухставочном выражении проводится на основе представленных выше исходных данных и Методических указаний по расчету тарифов применительно к атомным и тепловым станциям (см. Глава 2).
Как отмечалось выше, расчет тарифов электростанций осуществляется исходя из общей их потребности в финансовых средствах. При этом при расчете тарифов в двухставочном выражении условно -постоянные затраты включаются в тарифную ставку на мощность, а переменные (в основном затраты на топливо) в тарифную ставку на электроэнергию. Прибыль, которая по сути является необходимыми затратами, также распределяется на тарифные ставки на мощность и электроэнергию [42,49,85,87].
Поскольку на рынке на сутки вперед покупка-продажа электроэнергии осуществляется по равновесной цене (в одноставочном выражении) целесообразно наряду с расчетами тарифов в двухставочном выражении провести расчеты одноставочных тарифов.
Несмотря на общий подход к определению тарифов на электроэнергию (мощность) различных типов станций (исходя из общей потребности в выручке) существует определенная специфика расчета затрат и прибыли и их распределения на ставки тарифов на электрическую энергию и мощность различных типов производителей (АЭС и ТЭС):
1) При расчете ставки тарифа на электроэнергию атомных станций учитываются не только затраты на оплату свежего ядерного топлива, но и затраты на обращение с облученным ядерным топливом, которые рассчитываются исходя из стоимости работ по обращению с отработавшими тепловыделяющими сборками, осуществляемых специализированными организациями.
2) Расчет стоимости свежего ядерного топлива имеет свои особенности. Выгружаемое во время частичной перегрузки ядерное топливо может быть списано и отнесено на себестоимость только по цене его приобретения [87]. Поскольку топливо в реакторе находится («работает») несколько лет, цена по которой его можно будет списать после выгрузки, отражает цену приобретения 3-4 летней давности, т.е. объективно более низкую, чем цена, по которой может быть приобретено топливо для текущей загрузки. Недостаток средств, возникший вследствие указанной разницы в цене, компенсируется из чистой прибыли по направлению «пополнение оборотных средств» с соответствующим налоговым сопровождением [87].
Для сравнения тепловая энергетика не имеет данной особенности в силу технологии производства - все органическое топливо полностью сжигается при производстве электроэнергии.
3) Прибыль, относимая на тарифную ставку на электроэнергию тепловых станций, определяется исходя из величины норматива рентабельности по отношению к топливной составляющей себестоимости конкурирующих ГРЭС (10%). Прибыль, относимая на ставку тарифа на мощность, определяется по остаточному принципу (разность между суммарной прибылью и прибылью, относимой на тарифную ставку за электроэнергию).
В одноставочном выражении тариф на электроэнергию (мощность) (среднеотпускной тариф) для любого типа станций рассчитывается по следующей формуле 12:
(12)
где
Тср - среднеотпускной тариф на электроэнергию (мощность);
Эплан - плановый объем поставок в рассматриваемый период;
Тэ/э - ставка тарифа на электрическую энергию;
i - число месяцев в периоде регулирования;
Тм - ставка тарифа на электрическую мощность.
Глава 3 Разработка методики формирования стратегии цен в рыночных условиях для МУП «ГЭС»
3.1 Варианты расчетов тарифов на электроэнергию
Предположим, что цель ценообразования компании - максимизация дохода на рынке. Данная цель ценообразования выделяется в связи с предстоящими переменами как на рынке электроэнергии (мощности) (энергокомпании, работая в условиях свободного рынка будут стараться максимизировать выручку).
Исходные данные для расчета по объекту исследования РЭС на годовую перспективу поквартально приведены в таблицах 15, 16, 17,18,19.
Таблица 15
Общие характеристики условного объекта исследования компании МУП «ГЭС».
Показатель Значение Название объекта МУП «ГЭС» Вид производимой энергии Электрическая энергия (мощность) Установочная мощность 3000 МВт Состав рабочего оборудования Мощность 6 блоков по 500 МВт Расход электроэнергии на собственные нужды 5%
Таблица 16. Выработка электроэнергии, млн.кВт.ч
1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал Год 4426,1 3789,4 3060 4456,8 15732,3
Таблица 17. Полезный отпуск электроэнергии, млн.кВт.ч
1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал Год 4204,8 3600 2907 4234 14945,8
Таблица 18.Необходимая валовая выручка компании, тыс.руб.
1 квартал 2 квартал 3 квартал 4 квартал Год 1 349 126,68 1 149 126,68 1 049 126,68 1 449 126,68 4 996 506,7
Таблица 19 Перечень расходов ТЭС-1 на производство электрической энергии (мощности) (годовой показатель)

Продолжение таблицы 19
Расчет тарифа (цены) на электрическую энергию и мощность в двухставочном выражении проводится на основе представленных выше исходных данных и Методических указаний по расчету тарифов применительно к атомным и тепловым станциям (см. Глава 2).
Как отмечалось выше, расчет тарифов электростанций
осуществляется исходя из общей их потребности в финансовых средствах. При этом при расчете тарифов в двухставочном выражении условно -постоянные затраты включаются в тарифную ставку на мощность, а переменные (в основном затраты на топливо) в тарифную ставку на электроэнергию. Прибыль, которая по сути является необходимыми затратами, также распределяется на тарифные ставки на мощность и электроэнергию [42,49,85,87].
Поскольку на рынке на сутки вперед покупка-продажа электроэнергии осуществляется по равновесной цене (в одноставочном выражении) целесообразно наряду с расчетами тарифов в двухставочном выражении провести расчеты одноставочных тарифов.
Определим среднегодовое ценовое предложение компании МУП «ГЭС» в двухставочном и одноставочном выражении (таблица 21)
Таблица 21 Расчет для условной компании ТЭС-1,
Далее произведем расчет минимально необходимого ценового предложения по кварталам производится аналогично.
Таким образом уровень среднегодового экономически обоснованного минимально необходимого тарифа (цены) условной ТЭС-1 составляет 334 руб./тыс.кВт.ч. По каждому кварталу соответственно: 321 рус.тыс.кВт.ч, 319руб./тыс.кВт.ч, 361 руб./тыс.кВт.ч, 342 руб./тыс.кВт.ч.
Учитывая вышеуказанное, а также результаты применения метода полных затрат следует выделить следующее:
1. Для каждого типа электростанций тарифы на электрическую энергию и мощность рассчитываются исходя из объема необходимой валовой выручки с учетом их специфичных особенностей. Для АЭС особенности, главным образом, состоят во включении в тариф средств на обеспечение надежной и безопасной работы атомных электростанций (резервы и инвестиции), а также в способе расчета и учета стоимости свежего ядерного топлива и во включении в тарифную ставку на электрическую энергию помимо затрат на приобретение свежего ядерного топлива затрат на обращение с отработавшим топливом.
2. Применение энергокомпаниями результатов методики полных затрат позволяет достичь несколько нетипичных для рыночных условий целей ценообразования: покрытие издержек компании или получение минимально необходимого объема выручки.
3. Данные необходимые для применения методики полных затрат легкодоступны и их объем незначителен - это состав расходов компании и объем необходимой прибыли компании, а также плановые показатели по отпуску продукции.
4. «Выходные» данные применяемой методики полных затрат также ограничены. В результате применения методики определяется минимально необходимый уровень ценового предложения, обеспечивающий получение планового объема выручки компании (в одноставочном и двуставочном выражении). При этом рассчитанный показатель не учитывает ряд факторов внешней среды, в том числе деятельность конкурентов на рынке. В то же время этот показатель составляет основу формирования стратегии ценового поведения на рынке.
Применение комбинированной методики строится на результатах использования метода полных затрат и результатах использования оптимизационной модели российского оптового рынка электрической энергии (мощности).
Результаты, полученные с помощью метода полных затрат, представлены выше. Их следует рассматривать совместно с результатами применения модели российского оптового рынка электрической энергии и мощности.
Применяемая оптимизационная модель и ее основные характеристики и особенности были очерчены в Главе 1, обратимся непосредственно к результатам применения модели. В целях настоящего исследования рассмотрим следующие выборки данных (таблица 22, рисунки 28,29,30,31) по ОЭС Центра.
Таблица 22
Расчетный полезный отпуск электроэнергии генерирующих предприятий в ОЭС Центра (в % от суммарного объема отпуска электроэнергии)
Рисунок 28. Результаты моделирования - возможные ценовые предложения генерирующих предприятий ГЭС по ОЭС Центра(руб./МВт.ч)
Рисунок 29. Результаты моделирования - возможные ценовые предложения генерирующих предприятий АЭС по ОЭС Центра(руб./МВт.ч)
Рисунок 30. Результаты моделирования - возможные ценовые предложения генерирующих предприятий ГРЭС по ОЭС Центра (руб./МВт.ч)
Из рисунков 28-30 очевидна конкурентная ситуация на рынке в годовом разрезе по показателю цена. С учетом особенностей покрытия графика нагрузки и динамики производства электроэнергии в течение года каждый вид производителя имеет свою нишу на рынке и поэтому оценка конкурентных позиций должна проводиться в рамках определенной конкурентной группы (ГЭС, ГРЭС и проч.). В этой связи интерес представляет полученные с помощью моделирования среднегодовые доли поставок электроэнергии генерирующих предприятий по ОЭС Центра (рисунок 31).
Рисунок 31. Результаты моделирования -среднегодовые доли поставок электроэнергии генерирующих предприятий по ОЭС Центра (%)
Из рисунка 31 видно, что по ОЭС Центра максимальную долю рынка имеют АЭС, работающие значительную часть года и покрывающие базовую часть графика нагрузки. По результатам моделирования это более 50% всего объема поставок. Такая доля АЭС в общем объеме производства по рассматриваемой ОЭС Центра объясняется также высокой концентрацией атомных станций в Европейской части страны. За АЭС следуют крупные тепловые станции (ГРЭС), доля которых на рынке также существенна (по результатам моделирования это более 25%). ГЭС производят незначительный объем электроэнергии, поскольку, главным образом, работают в полупиковом и пиковом режимах.
Принимая во внимание результаты применения метода полных затрат и данные по ценовым предложениям конкурентов выделяем ближайшего конкурента компании МУП «ГЭС». Из рисунка 30 очевидна конкурентная позиция компании на рынке. Основными конкурентами компании являются Костромская ГРЭС, Конаковская ГРЭС, Рязанская ГРЭС. Гидравлические электростанции объективно не конкуренты, так же как и Черепетская ГРЭС, у которой самый высокий уровень ценового предложения. Наиболее «опасным» периодом для компании является третий и особенно второй кварталы, когда конкурентные позиции на рынке ухудшаются - ценовые показатели работы основных конкурентов вплотную приближаются к тарифам (ценам) компании. Первый и четвертые кварталы наоборот демонстрируют определенные дополнительные возможности в виде «конкурентного» преимущества (разницы между ценами компании и ценами конкурентов).
Исходя из предложенной методики, целей ценообразования компании (получение максимального дохода на рынке) и полученных результатов стратегия ценового поведения может состоять в установлении цен в 1 квартале на уровне выше минимальной необходимой, но ниже цены ближайшего конкурента (т.е. в пределах от 321 руб./тыс.кВт.ч до 339 руб./тыс.кВт.ч). В 4 квартале в пределах от 303 руб./тыс.кВт.ч до 333 руб./тыс.кВт.ч. Во 2 и 3 кварталах следует придерживаться минимально необходимого уровня цен (347 руб./тыс.кВт.ч и 309 рубУтыс.кВт.ч соответственно).
В заключение следует подчеркнуть, что окончательное решение о стратегии цен компании необходимо принимать по завершении каждого из этапов определения стратегии цен (рис. 23).
Таким образом предлагаемая методика формирования стратегии цен энергокомпаний может быть охарактеризована следующим:
1. Предлагаемая методика основана на комбинированном использовании результатов применения метода полных затрат и метода рыночного моделирования.
2. Предложенная методика позволяет обеспечить достижение целого ряда целей ценообразования: покрытие издержек компании или получение минимально необходимого объема выручки, получение максимально возможного дохода на рынке и сохранение существующего положения и прочие.
3. Объем требуемых данных, позволяющих использовать предложенную методику, значителен, но в то же время использование этих данных дает более широкие возможности в сравнении с традиционной методикой. Эти данные следующие:
состав расходов компании и объем необходимой прибыли компании, а также плановые показатели по отпуску продукции.
данные по энергообъектам ЕЭС России. 4. В целях формирования стратегии ценового поведения согласно предложенной в работе методике используются следующие данные:
минимально необходимый уровень ценового предложения, обеспечивающий получение планового объема выручки компании,
минимально необходимые уровни ценового предложения компаний-конкурентов на рынке по ОЭС,
объемы поставок компаний-конкурентов на рынок по ОЭС. По результатам сопоставления полученных данных и учитывая выделенные типовые условия формирования стратегии ценообразования в зависимости от конкурентоспособности компании на энергорынке определяется конкретная стратегия ценового поведения компании.
4. В целом предложенная методика позволяет более комплексно подойти к формированию стратегии цен энергокомпании на рынке и имеет преимущества в сравнении с традиционной.
3.2 Анализ результатов расчетов и выбор экономически эффективного для предприятия
Экспериментальные расчеты были проведены по двум вариантам -согласно традиционной методике ценообразования и предложенной, базирующейся на использовании результатов применения традиционного метода ценообразования (метод полных затрат) и моделирования российского оптового рынка электрической энергии (мощности).
Проведенный анализ методики полных затрат показал, что данный метод составляет и будет составлять основу для принятия решений о ценах энергокомпаний, поскольку дает возможность оценить минимально возможный уровень ценового предложения компании на рынке. В то же время в условиях рынка «качество» применяемой стратегии цен определяется, в том числе количеством тех факторов, которые были учтены при ее формировании. В этой связи следует подчеркнуть, что метод полных затрат позволяет учесть только уровень издержек компании и величину минимально необходимой прибыли. Такие факторы как деятельность конкурентов, правила организации рынка, величина спроса методом полных затрат не учитываются.
Предложенная методика формирования стратегии цен позволяет преодолеть недостатки традиционного подхода к ценообразованию энергокомпаний. Наряду с результатами использования метода полных затрат в предлагаемой методике обозначена целесообразность использования результатов моделирования российского оптового рынка электроэнергии (мощности). Представленная в работе оптимизационная модель имеет многоцелевой характер использования. Применительно к настоящему исследованию модель дает возможность определить минимально необходимые ценовые предложения компаний - производителей электроэнергии по ОЭС Европейской части России и их объемы поставок электроэнергии на оптовый рынок.
Данные, полученные с помощью моделирования, имеют высокую ценность особенно в условиях дерегулирования отрасли и перспективы не установления тарифов для поставщиков ФСТ России. Эти данные позволяют оценить конкурентные позиции энергокомпании на рынке и в совокупности с минимально необходимым уровнем собственного ценового предложения компании предоставляют широкие возможности в части планирования ценовой стратегии поведения на рынке на годовую перспективу.
Экспериментальные расчеты показали, что результаты моделирования в совокупности с результатами применения метода полных затрат действительно позволяют обеспечить более комплексный подход к проблеме формирования стратегии цен энергокомпаний в условиях рынка и дают значительное преимущество, поскольку позволяют определить возможные конкурентные позиции и количественно оценить возможный диапазон ценового предложения компании на рынке.
Заключение
В системе рыночных отношений и рыночного ценообразования соответственно для энергетических компаний вопросы об установлении цен и формировании стратегии ценообразования характеризуются высокой актуальностью и требуют применения соответствующих методических инструментов, отвечающих современным условиям.
В дипломной работе выделены особенности ценообразования на электроэнергию (мощность) и показано, что существующих методов ценообразования, применяемых в энергетике, для установления цен и формирования полноценной стратегии ценообразования недостаточно, поскольку они не позволяют учесть основные факторы, оказывающие влияние на уровень цен на электроэнергию (мощность) в условиях рынка (спрос, деятельность конкурентов, правила организации рынка и так далее).
Предложенная в работе методика формирования стратегии цен энергокомпаний базируется на комбинированном использовании результатов применения затратного метода ценообразования (метод полных затрат) и оптимизационной модели российского оптового рынка электроэнергии (мощности), позволяющих определить возможный диапазон уровня ценового предложения энергокомпании на рынке. Выделенные типовые условия формирования стратегии ценообразования в зависимости от конкурентоспособности энергокомпании и установленный диапазон цен позволяют упростить процесс формулировки стратегии ценового поведения энергетических компаний на рынке.
В результате проведенных расчетов установлено, что метод полных затрат составляет основу методики формирования стратегии ценового поведения энергокомпании и позволяет определить минимально необходимый уровень ценового предложения на рынке. Ценовые предложения ближайших конкурентов, полученные по результатам имитационного моделирования, дают возможность оценить конкурентные позиции компании на рынке и максимально возможный уровень ценового предложения. В результате может быть получен диапазон ценового предложения энергокомпании на рынке. В работе предложены типовые условия конкурентоспособности компании на энергетических рынках, на основе которых формируется конкретная стратегия ценового поведения. Выявлено, что в силу отраслевых особенностей развитие конкурентных отношений возможно между однотипными производителями (ГЭС, ГРЭС и т.д.), а также между АЭС и крупными ГРЭС. При этом различные типы производителей имеют свою специфику в области ценообразования. Предлагаемая методика была апробирована на примере экспериментальных расчетов в масштабах Европейской части ЕЭС России для типовой АЭС.
В целом предложенная методика позволяет более комплексно подойти к проблеме формирования стратегии цен энергокомпаний, так как позволяет учесть специфику отрасли и ряд факторов, оказывающих влияние на уровень цен энергокомпании в условиях рынка.
Список используемой литературы:
1. Антикризисное управление: теория, практика, инфраструктура: Учебно-практическое пособие/Отв. ред. Г.А. Александров. - М.: Издательство БЕК, 2002.-544 с;
2. Александров Ю.Л. Проблемы совершенствования организации и экономических методов управления в электроэнергетике России. - Иваново: Ивановский Государственный Энергетический Университет, 1997.-296 с;
3. Анализ производственно-хозяйственной деятельности энергетических предприятий./Под ред. Р.Е.Лещинера и М.А.Саркисова. - М.: Энергоатомиздат, 1983.- 176 с;
4. Артюгина И.М., Окороков В.Р. Методы технико-экономического анализа в электроэнергетике. - Л.: Наука, 1998. - 264 с;
5. Архипов В.М Стратегический менеджмент.: Учебное пособие. - СПб.: Издательство СП6ГУЭФ,1998. - 161 с;
6. Афонин И.В. Управление развитием предприятия: Стратегический менеджмент: инновации, инвестиции, цены: Учебное пособие. - М.: Издательско-торговая корпорация «Дашков и Ко», 2002. - 380 с;
7. Афонин И.В. Основы стратегии ценообразования предприятия (фирмы): Учебное пособие. М.: Издательство МГОУ, 2002 - 89 с;
8. Афанасьев В.Я., Куликова К.А. Стратегический менеджмент: (На примерах компаний топливно-энергетического комплекса): Учеб. М. , 2003 (ИЦГОУВПО ГУУ - 128 сил., карт., табл.,20 см. - Библиогр.: с 125-126.;
9. Беляева И.Ю., Панина О.В., Головинский В.В. Цены и ценообразование. Управленческий аспект: Учебное пособие. - М.:КНОРУС, 2004. - 160 с;
10. Бизнес-планирование в акционерных обществах энергетики и электрификации./Под ред. СВ. Образцова. ЮЦПК РП «Южэнерготехнадзор», Пятигорск, 1997. - 104 с;
11. Герасименко В.В. Ценообразование: Учебное пособие. - М.: ИНФРА -М, 2005.-422 с;
12. Гительман Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания: экономика, менеджмент, реформирование.- М.: ЗАО «Олимп-Бизнес». 2002.-с.544;
13. Деева А.И. Цены и ценообразование: Учебное пособие - М.: Издательство «Экзамен», 2003.-288 с;
14. Денисова И.П. Управление издержками и ценообразование.:Учебное пособие. М.: Экспертное бюро.- М.1997 - 64 с;
15. Дьяков А.ф., Платонов В.В. Единая электроэнергетическая система России в период рыночных преобразований: Учебное пособие. - М.: Издательство МЭИ, 2003.-152 с;
16. Дьяков А.Ф., Платонов В.В. Занижение тарифов - инструмент политических технологий и экономическое разрушение будущего России. -М.: Издательство МЭИ., - 2002. - 32 с;
17. Дунаев О.Н., Кузнецова Е.Ю. Стратегический менеджмент: Учебное пособие. - Екатеринбург: Издательство ИПК УГТУ, 2000. - 220 с;
18. Договор о присоединении к торговой системе оптового рынка электрической энергии (мощности);
19. Каверзина Л.А. Ценовая политика предприятия: Учебное пособие. Братск. Бр. ГТУ. 2000,- 119 с;
20. Катренко B.C., Слепаков С.С. Актуальные аспекты реформирования естественных монополий (на примере электроэнергетики). Волгоград.: издательство ВолгаГУ. 2001.-40 с;
21. Кобелев Н.Б. Основы имитационного моделирования сложных систем.:Учебное пособие для студентов ВУЗов, М.: Академия народного хозяйства при Правительстве Российской Федерации.: Издательство «Дело».2003.-335с;
22. Коммерческое ценообразование. /Под ред. Сарафановой Е. В. - М.: Издательство «Альфа-пресс». 2004. -172 с;
23. Кондратьев Г.Г. Моделирование социальных и экономических систем на предприятиях ТЭК: Сб.статей Горного информационно-аналитического бюллетеня. - 2004.-№1. - 38 с. - М.: Издательство МГГУ, 2004;
24. Коновалов В.Ф., Воробьев А.И., Глушков А.Н., Кожин В.М. Корпоративное управление ядерным энергетическим комплексом России. -М.: Издательский дом «Грааль». 2002. - 440 с;
25. Копенкин Ю.И. Математическое моделирование как метод научного познания в экономике. Лекция.М.: Издательство МСХА, 2003 - 22 с;
26. Лебедев В.М. Ядерный топливный цикл: Технологии, безопасность, экономика - М.: Энергоатомиздат, 2005. - 316 с;
27. Любимова Н.Г. Мировая практика бизнеса в электроэнергетике.: учебное пособие-М.:ГАУ, 1997.-64с;
28. Максимов Б.К. Молодюк В.В. Основы формирования тарифов на электрическую энергию на рынках России. - М.: Издательство МЭИ, 1998. -44с;
29. Максимов Б.К., Молодюк В.В. Расчет экономической эффективности работы электростанций на рынке электроэнергии.: Уч. пособие.: 2-е издание переработанное и дополненное. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 122 с;
30. Марченко О.В. Моделирование долгосрочного рыночного равновесия в электроэнергетике при неэластичном спросе. - Иркутск: ИСЭМ СО РАН, 2004.-20 с;
31. Менеджмент в электроэнергетике. Учебное пособие/Под ред. Дьякова А.Ф. - М.: Издательство МЭИ, 2002. - 448 с;
32. Менжеренс В.Н. Устойчивое функционирование предприятия в инфраструктуре регионального рынка: теория и методология. -СПб.:Издательство СПбГУЭФ, 2002. -160 с;
33. Мосягин В.И., Михайлов К.Л. Теория и практика рыночного ценообразования: Учебно-методическое пособие. - СПб.: Издательство «МАНЕБ»,2001.-324с;
34. Новиков А.В. Анализ хозяйственной деятельности энергетических предприятий. Учебник для техникумов. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 192
с;
35. Основы стратегического маркетинга энергетических компаний и предприятий: Учебное пособие. - Новосибирск: издательство НГТУ. 2001. -111с;
36. Орлова И.В. Экономико-математическое моделирование.: Практическое пособие по решению задач. - М.: Вузовский учебник, 2004. - 144 с;
37. Положение о порядке получения статуса участника сектора свободной торговли и ведении реестра субъектов оптового рынка электроэнергии;
38. Порядок взаимодействия инфраструктурных организаций и участников оптового рынка, связанных с расчетами стоимости электрической энергии и мощности на оптовом рынке;
39. Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. N 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации";
40. Постановление Правительства Российской Федерации от 26 февраля 2004 г. N 109 "О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации";
41. Постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 г. N 643 "О правилах оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода";
42. Постановление ФЭК России от 21 ноября 2002 года № 80-э/4 «Об утверждении Временных методических указаний по формированию тарифов на электрическую мощность и электрическую энергию, поставляемую ФГУП «Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях» (концерн «Росэнергоатом») на ФОРЭМ»;
43. Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 года № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)»;
44. Постановление Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2005 года № 219 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 24 октября 2003 года № 643»;
45. Постановление Правительства Российской Федерации от 17 октября 2005 года № 620 «О внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации по вопросам сектора отклонений оптового рынка электрической энергии (мощности) переходного периода»;
46. Постановление ФЭК России от 29 октября 2003 года № 89-э/1 «О тарифах на электрическую энергию (мощность), поставляемую на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности)»;
47. Приказ ФСТ России от 17 октября 2006 года № 219-э/4 «Об утверждении коэффициентов, применяемых при расчете стоимости мощности в случае невыполнения поставщиками обязательств по
обеспечению готовности генерирующего оборудования к выработке электрической энергии установленного качества»;
48. Приказ ФСТ России от 5 декабря 2006 года № 348-э/12 «Об утверждении формул индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемых в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядка их применения, а также порядка установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных формулах»;
49. Приложение №1 к Протоколу ФЭК России от 6 мая 1997 года № 76 -Временные методические указания по формированию и применению двухставочных тарифов на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности) (ФОРЭМ);
50. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 1 сентября 2003 г. N 1254-р О формировании состава генерирующих компаний оптового рынка электроэнергии;
51. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 8 сентября 2001 г. N 1207-р О реорганизации концерна "Росэнергоатом";
52. Распоряжение Правительства Российской Федерации от 25 октября 2004 r.N1367-p;
53. Рапоопорт А.Н. Реструктуризация национальных электроэнергетик: мировая практика - СПб.: СПбГУЭФ, 2003 г. - 47 с;
54. Регламент допуска субъектов оптового рынка электроэнергии к торговой системе оптового рынка электроэнергии;
55. Регламент подачи участниками оптового рынка электроэнергии ценовых заявок для участия в конкурентном отборе сектора свободной торговли и сектора отклонений;
56. Регламент регистрации и учета двусторонних договоров в секторе свободной торговли оптового рынка электроэнергии;
57. Регламент конкурентного отбора ценовых заявок и определения планового почасового производства субъектов оптового рынка электроэнергии;
58. Регламент расчета плановых объемов производства и потребления и расчета стоимости электроэнергии в секторе свободной торговли оптового рынка электроэнергии;
59. Регламент коммерческого учета электрической энергии оптового рынка электроэнергии переходного периода;
60. Регламент определения объемов, инициатив и стоимости отклонений;
61. Регламент финансовых расчетов на оптовом рынке электроэнергии;
62. Реформы в мировой электроэнергетике/Е.И. Дьяконов, Е.В. Каневская, В.П. Огарь, В.М. Трунов, Е.И. Иларов - М.: ИБ РАЭ РАН, 1998 г.;
63. Родионова В.Н., Федоркова Н.В., Чекменев А.Н. Стратегический менеджмент: Учебное пособие. - М.: Инфра - М, 2002. - 91с;
64. Савруков Н.Т., Егоров А.И., Егорова Е.А. Экономическая стратегия фирмы: конспект лекций. - СПб.: Политехника, 2000. - 204 с;
65. Салин В.Л. Ценообразование: учебное пособие. - СПб.: ОЦЭиМ, 2003. -300 с;
66. Сравнительный анализ теоретических моделей ценообразования на рынках электроэнергии/Суслов Ы.И., Мишура А.В. - Новосибирск: ИЭиОППСО РАН, 2003 г.;
67. Стратегический менеджмент: концепция управления фирмой в современных условиях России/ Под ред. В.В. Титова, В.Д. Марковой. -Новосибирск: ИЭОПП СО РАН, 2003 г. - 248 с;
68. Табачный Е.М. Ценообразование и ценовая политика предприятия. М.: Издательство МЭИ, 2000. - 40 с;
69. Указ Президента Российской Федерации от 15 августа 1992 г. N 923 "Об организации управления электроэнергетическим комплексом Российской Федерации в условиях приватизации" (с изм. и доп. от 5 ноября 1992 г.);
70. Указ Президента Российской Федерации от 9 марта 2004 г. N 314 "О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти" (с изм. и доп. от 20 мая 2004 г.);
71. Федеральный закон от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";
72. Федеральный закон от 14 апреля 1995 г. N 41-ФЗ "О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации";
73. Финансы, денежное обращение и кредит: Учебник/Под ред. Н.Ф. Самсонова. - М.: Инфра - М, 2001. - 448 с;
74. Фомичева И.В. Маркетинговое управление региональной энергокомпанией. -Ростов на Дону: издательство СКНЦВШ. 2002.-113 с;
75. Фролькис В.А. Введение в теорию и методы оптимизации для экономистов. 2-е издание.- СПб.: ПИТЕР, 2002. - 320 с;
76. Цены и ценообразование/ И.Желтякова, Г. Маховикова, Н. Пузыня, учебное пособие. - СПб: ПИТЕР, 2001 г. - 112 с;
77. Чербышев С.Л. Моделирование экономических систем и прогнозирование их развития: Учебник. - М.: Издательство МГТУ им. Э.Н. Баумана, 2003.-232 с;
1