Экономика энергетики - Томский политехнический университет
реклама
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Томский политехнический университет» Л. М. Борисова, Е. А. Гершанович ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ Учебное пособие Издательство ТПУ Томск 2006 УДК 620.09:33(07) ББК У9(2)304.14 Б 82 Б82 Борисова Л. М., Гершанович Е. А. Экономика энергетики: Учебное пособие. – Томск: Изд-во ТПУ, 2006. – 208 с. В учебном пособии в краткой форме изложены основы отраслевой экономики предприятий электроэнергетики. Показаны место и роль отрасли в национальной экономике, её состав, структура, особенности функционирования и реформирования. Особое внимание уделено вопросам экономики и управления предприятиями электроэнергетического комплекса. Пособие подготовлено на кафедре экономики, соответствует программе дисциплины и предназначено для студентов электротехнических специальностей 140203, 140205, 140211 Института дистанционного образования. УДК 620.9:33(07) ББК У9(2)304.14 Рекомендовано к печати Редакционно-издательским советом Томского политехнического университета Рецензенты: И. П. Воробьёва – доцент кафедры экономики Томского политехнического университета, кандидат экономических наук; Ю. М. Осипов – заведующий отделением кафедры ЮНЕСКО «Новые материалы и технологии», директор Школы инновационного менеджмента, профессор кафедры экономики Томского государственного университета систем управления и радиоэлектроники, доктор экономических наук, доктор технических наук. © Томский политехнический университет, 2006 2 ВВЕДЕНИЕ Смена веков ознаменовалась бурным развитием глобализации мировой экономики и всех её секторов, углублением и расширением масштабов международного разделения труда, завершением эпохи холодной войны, началом развития новой модели многополярного мира и появлением неожиданной угрозы существованию цивилизации со стороны радикальных исламистов, пытающихся навязать миру решение идеологических споров с помощью террора. Качественные сдвиги, происходящие в мире, зримо отражаются на хозяйственной жизни планеты, вызывая серьёзные изменения в промышленности, сельском хозяйстве, транспорте, в финансах и в международном торговом обмене. Перемены не прошли стороной мимо энергетики и её важнейших составляющих – нефтяной, газовой, угольной и электроэнергетической промышленности. Электроэнергетическая отрасль – важнейший элемент инфраструктуры народного хозяйства, гарантирующий целостность воспроизводственного процесса в общественном масштабе. Это ключевая жизнеобеспечивающая система для всех отраслей и субъектов экономики нашей страны с её особыми, уникальными географическими, природно-климатическими параметрами. В связи с ними энергоёмкость ВВП в России (5,5 %) впятеро выше, чем в Англии и втрое – чем в Германии. Нормально функционирующая электроэнергетика – абсолютно необходимое условие поддержания национальной безопасности и суверенитета России. Сложная современная ситуация в отечественной экономике вызывает необходимость разработки нового хозяйственного механизма, ориентированного на высокую эффективность общественного производства. В связи с этим особую актуальность приобретают проблемы преобразования организационной структуры электроэнергетики в направлении формирования конкурентной среды и исследования рыночных механизмов, необходимых для разработки мер по эффективному управлению и выработке стратегии развития энергетических компаний. В пособии рассматриваются проблемы развития энергетики и общества, вопросы обоснования рациональной политики реформирования отрасли и создания в энергокомпаниях новых систем менеджмента, ориентированных на деятельность в сложных условиях конкурентного энергетического рынка. В аспекте рыночных отношений исследованы прогрессивные экономические механизмы взаимодействия энергокомпаний с потребителями и методы реализации общественных приоритетов в области электрификации и энергосбережения. Освещается место отрасли в экономике, влияние трансакционных издержек и институциональной структуры. Много внимания уделено анализу энергетических проблем с позиций теории экономики фирмы: энергопотребление, ценообразование и эффективность. 3 Раздел 1 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ И ЭКОНОМИКА РОССИИ Глава 1 ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС В СОСТАВЕ НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ 1.1. Состав и структура топливно-энергетического комплекса Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой сложную и развитую систему добычи природных энергетических ресурсов, их обогащения, преобразования в мобильные виды энергии и энергоносителей, передачи и распределения, потребления и использования во всех отраслях национального хозяйства. Топливно-энергетический комплекс страны состоит из взаимосвязанно функционирующих электроэнергетической, нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей, газовой и угольной отраслей промышленности. Объединение таких разнородных частей в единый национальнохозяйственный комплекс объясняется их технологическим единством, организационными взаимосвязями и экономической взаимозависимостью. Неразрывная цепь добычи – преобразования – передачи – распределения – потребления – использования энергоресурсов определяет технологическое единство топливно-энергетического комплекса. Организационно комплекс разделяется на отрасли, системы и предприятия ТЭК: добывающие: угледобыча, нефтедобыча, газодобыча, добыча торфа и сланцев, добыча урана и других ядерных материалов; преобразующие (перерабатывающие): углепереработка, нефтепереработка, газопереработка, переработка торфа и сланцев, электроэнергетика, атомная энергетика, котельные, получение местных энергоносителей – сжатого воздуха и газов, холода и т. п.; передающие и распределяющие: перевозка угля, торфа и сланцев, нефтепроводы и другие способы транспорта нефти и нефтепродуктов, газопроводы, транспорт газовых баллонов, электрические сети, включая высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП) и низковольтные распределительные электросети, паро- и теплопроводы, трубопроводы местных энергоносителей, газобаллонное хозяйство; 4 потребляющие и использующие: все отрасли национального хозяйства (технологические, санитарно-технические, коммунальнобытовые нужды), объединяемые понятием «Энергетика отраслей национального хозяйства», разделяемой на промышленную энергетику, энергетику транспорта, энергетику сельского хозяйства, коммунальную энергетику и т. п. Как видим, организационного единства топливно-энергетического комплекса нет, хотя руководит значительным количеством его отраслей Министерство промышленности и энергетики. В современных условиях произошло еще большее организационное обособление отдельных частей ТЭК с образованием локальных хозяйственных единиц, как правило, акционерных обществ (АО) с участием государственного капитала и капитала вышестоящих административно-производственных структур. Например, самостоятельными акционерными обществами стали некоторые электростанции с участием районных энергетических объединений (РЭО), РАО «ЕЭС (Единой энергетической системы) России». Тем не менее, технологическое единство производства и потребления топливно-энергетических ресурсов приводит к необходимости очень тесных информационных связей между различными частями ТЭК, особенно в электроэнергетике. Здесь существует единая система оперативного управления, объединяющая все электроэнергетические объекты независимо от уровня управления (станции, сети, системы, Единая энергосистема страны) и формы собственности (государственная, акционерная, коллективная, частная). Различные отрасли и составные части ТЭК экономически объединяются на российском и мировом энергетическом рынке, будучи хозяйственно самостоятельными субъектами рынка: по прямым договорам; через товарно-сырьевые биржи; по государственным заказам; по квотам на экспорт и т. п. В то же время технологическое единство ТЭК делает субъекты энергетического рынка взаимозависимыми. Возникновение естественной монополии в тепло- и электроэнергетике в таких условиях неминуемо. Потребители в полном смысле слова привязаны к электрическим и тепловым сетям. В таких отраслях, как электроэнергетика, нефтяная и газовая промышленности, практически всё производство контролируется несколькими крупными компаниями. Доходы этих компаний иногда сопоставимы с федеральным бюджетом, и поэтому необходим контроль государства за их деятельностью. 5 Монополизм электроэнергетики естественным образом затрудняет развитие рыночных отношений между производителями и потребителями энергии. Решение этой проблемы происходит путем организации и развития Федерального общероссийского рынка энергии и мощности (ФОРЭМ). 1.2. Характеристика ТЭК России на современном этапе развития Топливно-энергетический комплекс – одна из наиболее значимых составляющих минерально-сырьевого комплекса. Доля ТЭК в объёме промышленного производства достигает сегодня 30 %, в объёме ВВП – 15 %, в экспортном балансе страны – более 40 %. ТЭК оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны и его региональную структуру. Отрасли данного комплекса тесно связаны со всеми секторами экономики России, имеют большое районообразующее значение, создают предпосылки для развития топливных производств и служат базой для формирования промышленных комплексов, включая электроэнергетические, нефтехимические, углехимические, газопромышленные. В программе экономического развития России, представленной министерством экономического развития и торговли, указывается ряд основных проблем, с которыми приходится сталкиваться отечественному топливно-энергетическому комплексу: 1) серьезное отставание развития и качественное ухудшение сырьевой базы добывающих отраслей; 2) дефицит инвестиций во всех секторах ТЭК; 3) диспропорции в ценовой политике, которые привели к деформациям структуры спроса на энергоносители, не обеспечили производителям энергоресурсов условий для самофинансирования производственной деятельности, проведения активной инвестиционной политики; 4) научно-техническое отставание всех секторов ТЭК от мирового уровня, низкое качество продуктов переработки углеводородного сырья, низкая производительность труда; 5) износ основных производственных фондов, высокая аварийность, нестабильное финансовое положение производственных структур топливно-энергетического комплекса; 6) высокая энергоемкость экономики, в 3,5 раза превышающая удельную энергоемкость экономики развитых стран Запада; 7) высокая нагрузка на окружающую среду от деятельности ТЭК. Топливно-энергетический комплекс – крупнейший загрязнитель окружающей среды, выбрасывающий 48 % всех вредных веществ в атмосферу страны, загрязняющий 27 % сточных вод, вырабатывающий свы- 6 ше 30 % твердых отходов производства и до 70 % общего объема парниковых газов; 8) обострение конкуренции на экспортных рынках и снижение конкурентоспособности традиционной продукции российского ТЭК. В соответствии с целями Программы развития России, стратегия развития ТЭК должна быть ориентирована на достижение следующих основных целевых установок: 1) обеспечение внутреннего спроса на топливно-энергетические ресурсы; 2) обеспечение потребностей бюджетной сферы; 3) устойчивое, экологически безопасное развитие отрасли на основе повышения эффективности использования топлива и энергии. Сценарии развития экономики могут быть различными от энергодоминирующего до энергосберегающего. Энергодоминирующий сценарий позволяет удовлетворять растущий спрос на энергоносители при сохранении настоящей удельной энергоёмкости экономики, которая в 3,5 раза превышает показатели экономически развитых стран Запада. При этом он требует значительного увеличения объёмов добычи и производства энергоресурсов. Энергосберегающий сценарий предполагает возможность экономического роста при сохранении сегодняшнего уровня потребления энергоресурсов за счёт изменения структуры экономики в сторону менее энергоёмких производств, сокращение доли ТЭК в структуре промышленности и использовании всего потенциала энергосбережения. Энергосберегающий вариант может рассматриваться как стратегическая перспектива развития экономики. Наиболее перспективный вариант развития ТЭК состоит в разумном сочетании приведённых сценариев: надёжного удовлетворения потребностей экономики как за счёт роста производства топливно-энергетических ресурсов, так и за счёт снижения энергоёмкости экономики, реализации имеющегося потенциала. Преодоление сложившихся негативных тенденций в ТЭК России, обеспечение потребностей растущей экономики и населения невозможно без процесса широкомасштабного привлечения инвестиций. Институциональные преобразования в сфере топлива и энергии должны быть направлены на развитие рыночных отношений и механизмов, разделение потенциально конкурентных и естественномонопольных видов деятельности. 1.3. Электроэнергетическая отрасль. Электрические станции Энергетика – область национальной экономики, науки и техники, охватывающая энергетические ресурсы, их производство, передачу, преобразование, аккумулирование, распределение и потребление. 7 Электроэнергетика является важнейшей составной частью топливно-энергетического комплекса страны, обладает рядом специфических черт, делающих ее непохожей ни на одну отрасль промышленности. По существу, она должна быть признана отраслью национального хозяйства, поскольку пронизывает все его сферы. Электроэнергетика – отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя совокупность производственных и иных имущественных объектов, в том числе ЕЭС России, принадлежащих на праве собственности или иных законных основаниях различным лицам и непосредственно используемых для производства, передачи, распределения и сбыта электрической и тепловой энергии, а также это комплекс экономических отношений, возникающих в процессе их осуществления. Единая энергетическая система России (ЕЭС России) – федеральная энергетическая система, включающая в себя комплекс энергетических систем, электрических, тепловых станций и сетей, объединенных общим в масштабе страны технологическим режимом, имеющим единое оперативно-диспетчерское управление и обеспечивающим надежное, качественное энергоснабжение отраслей и населения при наиболее эффективном использовании энергетических ресурсов. Электроэнергетический потенциал России был в основном создан в период с 50-х до конца 80-х гг. XX в., когда развитие электроэнергетики шло опережающими остальную промышленность темпами. При росте национального дохода за этот период в 6,2 раза производство электроэнергии выросло более чем в 10 раз. Установленная мощность электростанций России на 01.01.2000 г. составляла 214,3 млн кВт, при этом по Единой энергосистеме России она достигла 193,0 млн кВт. Выработка электроэнергии в 2000 г. всеми электростанциями Российской Федерации оценивается в 877 млрд кВт·ч. В установленной мощности электростанций России 68 % составляют тепловые электростанции, из них более половины – ТЭЦ, 21 % – ГЭС, 11 % – АЭС. При этом ТЭЦ вырабатывают более 30 % тепловой энергии, потребляемой в стране. Размещение электростанций по территории страны отражает размещение производительных сил и населения: более 50 % – в европейской части, около 22 % – на Урале, около 22 % – в Сибири, около 6 % – на Дальнем Востоке. В Сибири половину генерирующих мощностей составляют ГЭС, АЭС сосредоточены в центре, на северо-западе и Средней Волге, доля ТЭЦ высока в северных и восточных районах. Газ как топливо для электростанций занимает практически монопольное положение в европейской части страны и на Урале (от 65 % на северозападе, до 90 % на Средней Волге), уголь – в Сибири (85 %) и на Дальнем Востоке (79 %). 8 Примерно 40–45 % потребленной энергии экспортируется через производство экспортной продукции, что способствует пополнению валютных запасов страны. Существенен и прямой вклад электроэнергетики в бюджетную систему страны через уплату налогов и других платежей. Таким образом, электроэнергетика России является важнейшей инфраструктурной отраслью, призванной обеспечивать экономику и социальную сферу страны электроэнергией и теплом с требуемыми надежностью и качеством; имеет структуру, существенно различающуюся в различных регионах страны в зависимости от природно-климатических, экономических и других факторов; функционирует в сложных социально-экономических условиях благодаря ЕЭС России как технологически единому комплексу. Главными отличительными особенностями электроэнергетики следует считать: невозможность запасать электрическую энергию (в значительных масштабах и тепловую), в связи с чем имеет место постоянное единство производства и потребления; зависимость объемов производства энергии исключительно от потребителей и невозможность наращивания объемов производства по желанию и инициативе энергетиков; необходимость оценивать объемы производства и потребления энергии не только в расчете на год, как это делается для других отраслей промышленности и национального хозяйства, но и часовые величины энергетических нагрузок; необходимость бесперебойности энергоснабжения потребителей, которая является жизненно важным условием работы всего национального хозяйства; планирование энергопотребления на каждые сутки и каждый час в течение года, т. е. необходимость разработки графиков нагрузки на каждый день каждого месяца с учетом сезона, климатических условий, дня недели и других факторов. Эти специфические условия породили отраслевые традиции в организации электроэнергетики, при этом главной особенностью является создание и функционирование единой энергетической системы страны. В разное время отдельные части ТЭК административно подчинялись разным министерствам и ведомствам. Сейчас, наряду с другими отраслями топливно-энергетического комплекса, электроэнергетика административно входит в состав Министерства промышленности и энергетики (Минпромэнерго). Вплотную к электроэнергетической отрасли, руководимой Федеральным агентством по энергетике, примыкает 9 и участвует в работе по единому графику атомная энергетика – Федеральное агентство по атомной энергии. Федеральное агентство по энергетике является федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по оказанию государственных услуг, управлению государственным имуществом, а также правоприменительные функции в сфере производства и использования топливно-энергетических ресурсов. Основными функциями Федерального агентства по энергетике в соответствии с Постановлением правительства РФ «Вопросы Федерального агентства по энергетике» от 8 апреля 2004 г. № 197 являются: а) осуществление правоприменительных функций в области: • обеспечения деятельности подведомственных федеральных государственных унитарных предприятий и государственных учреждений; • обеспечения энергетической безопасности; • производства и использования топливно-энергетических ресурсов; б) координация деятельности организаций по разработке прогнозов развития электро- и теплоэнергетики (за исключением атомной энергетики), нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой, угольной, сланцевой и торфяной промышленности, газоснабжения и газового хозяйства, нефтепродуктообеспечения, магистральных трубопроводов нефти, газа и продуктов их переработки, нетрадиционной энергетики; в) подготовка предложений по разработке инвестиционных проектов в области топливно-энергетического комплекса, программ освоения и использования углеводородных и других топливно-энергетических ресурсов, балансов топливно-энергетических ресурсов, текущих и перспективных балансов по отдельным видам энергоресурсов и принятие мер по их реализации; г) разработка предложений по использованию систем магистральных нефтегазопроводов, нефтепродуктопроводов и энергетических систем и принятие мер по их реализации в установленном порядке; д) разработка предложений в области энергосбережения и обеспечения безопасности при функционировании и развитии топливноэнергетического комплекса; е) осуществление государственной политики по вопросам разработки и реализации соглашений о разделе продукции; ж) реализация мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайных ситуаций на объектах топливно-энергетического комплекса. В условиях рыночной экономики все эти организационноадминистративные построения могут меняться, а отдельные предприя- 10 тия и их объединения получают существенную степень экономической свободы и независимости от вертикальных организационных структур. Основой структуры электроэнергетической отрасли являются электрические станции различных типов. По первичному энергоресурсу, потребляемому для производства электрической (иногда также и тепловой) энергии, электростанции можно подразделить: на тепловые (топливные) (ТЭС), в том числе теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) и конденсационные электростанции (КЭС); атомные (АЭС); гидравлические (ГЭС); газотурбинные установки (ГТУ); прочие (солнечные, геотермальные, приливные, ветряные и др.). Все перечисленные типы электростанций обладают разными экономическими показателями и поэтому имеют несколько разные области применения. Главными показателями, определяющими всю экономику энергетического производства, являются: капитальные затраты или для сравнения разных электростанций удельные капиталовложения (к), р./кВт, годовые расходы по эксплуатации или себестоимость производства единицы энергии, коп./кВт·ч. Все другие технико-экономические показатели так или иначе агрегируются именно в этих. В настоящее время в связи с инфляцией, переоценками основных фондов, кризисными явлениями в экономике и другими экономическими трудностями невозможно указать, хотя бы ориентировочно, современные значения этих показателей. Но их соотношения не могли принципиально измениться по сравнению с 1992 г., когда эти показатели имели следующие значения (табл. 1.1). Таблица 1.1 Основные технико-экономические показатели электростанций различных типов (средние ориентировочные показатели) Типы электростанций ТЭЦ КЭС ГТУ АЭС ГЭС Удельные капиталовложения, р./кВт % 2500 1500 4000–7000 2000–3000 7000–10000 170 100 270–470 130–200 470–670 Себестоимость производства энергии, коп./кВт·ч % 10 12–15 20–40 12–15 1–5 74 100 150–300 100 7–37 11 Окончание табл. 1.1 Типы электростанций Прочие типы, в том числе: солнечные термические полупроводниковые геотермальные океанические термические Удельные капиталовложения, р./кВт % 5000–20000 4500–6000 3700–6500 2500–3200 5300–10000 330–1300 300–400 250–430 160–210 350–700 Себестоимость производства энергии, коп./кВт·ч % 100–1000 23–28 22–30 23–30 40–55 740–7400 170–210 160–220 170–220 300–400 В настоящее время удельные капиталовложения в строительство угольных электростанций оцениваются на уровне 1000–1100 дол./кВт (примерно 30–31 тыс. р./кВт); для парогазовых станций – около 600 дол./кВт (примерно 18 тыс. р./кВт). Капитальные затраты на сооружение электростанций зависят прежде всего от типов и различных региональных факторов. Их изменение связано с положением дел в энергетическом машиностроении, поскольку основной вес в стоимости большинства станций имеет энергетическое оборудование. Исключение составляют ГЭС, где основная часть стоимости – гидросооружения. Себестоимость производства энергии зависит на 60–80 % от стоимости потребленного топлива (кроме ГЭС). Поэтому главным показателем экономичности работы любой тепловой электростанции является его удельный расход на выработку и отпуск единицы энергии. 1.4. Состав электроэнергетических систем Энергетическая система состоит из многочисленных энергетических объектов, включающих: электрические станции; электрические и тепловые сети (сетевые предприятия); систему оперативно-диспетчерского управления, представляющую собой производственно-управленческую иерархию: Центральное диспетчерское управление (ЦДУ), региональные объединенные диспетчерские управления (ОДУ), местные диспетчерские пункты в энергосистемах и на энергетических предприятиях (ДУ); энергоремонтные предприятия, производящие централизованный ремонт энергетического оборудования; строительные организации, обслуживающие периодическую реконструкцию и новое строительство энергетических объектов; систему технико-экономического управления: от российского (РАО «ЕЭС России») до региональных (местных) энергетических 12 управлений (АО «Энерго»), в составе которых особенно важны сбытовые подразделения (энергосбыты) и организации энергетического контроля (Энергонадзор); вспомогательные предприятия и организации (автомобильные и железнодорожные хозяйства, подсобные службы и т. п.). Кроме электростанций весьма важным элементом электроэнергетических систем являются энергетические коммуникации, прежде всего электрические сети, включая мощные линии электропередачи (ЛЭП). По функциональному назначению линии электропередачи можно подразделить на две большие группы: 1. Межсистемные линии электропередачи – выполняют функцию транспорта энергии между энергосистемами и отдельными предприятиями. Это обычно линии высокого напряжения. 2. Распределительные линии – доводят энергию до потребителей. Обслуживанием линий электропередачи и подстанций занимаются Предприятия электрических сетей (ПЭС). Предприятия электрических сетей, обслуживающие магистральные сети, выделены в самостоятельное крупное объединение Магистральных электросетей (МЭС). Электрические подстанции представляют собой довольно сложный комплекс оборудования, требующий квалифицированного обслуживания. Для эксплуатации распределительных сетей создаётся несколько типов предприятий: предприятия электросетей, входящие в состав энергосистем; предприятия-перепродавцы, находящиеся на полном хозрасчете; предприятия электросетей – перепродавцы, обслуживающие небольшие города и населенные пункты и покупающие энергию у энергосистем. В ведении этих предприятий находятся также трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные устройства (РП). Они трансформируют электроэнергию с высокого на низкое потребительское напряжение и распределяют её в районах и микрорайонах города для жилых и общественных зданий. Предприятия тепловых сетей (ПТС) также эксплуатируют магистральные и распределительные паро- и теплопроводы в городах и населенных пунктах. Как правило, крупные ПТС, входящие в состав энергосистем, покупают тепло у городских ТЭЦ и крупных отопительных котельных и продают его местным (муниципальным) предприятиям и другим подразделениям городского хозяйства. При муниципалитетах часто создаются свои энергетические учреждения – дирекции городских котельных, занимающиеся эксплуатацией как источников теплоснабжения (котельных, редко – ТЭЦ), так и тепловых распределительных сетей. 13 Другие подразделения энергосистем занимаются обслуживанием электростанций и сетевых предприятий, а также управляют процессами производства, передачи, распределения и потребления энергии. 1.5. Основы экономики формирования энергосистем Энергетические системы и их объединения в современных условиях являются основой развития энергетики России. Только на базе создания и развития энергосистем практически можно обеспечить высокие темпы научно-технического прогресса (НТП) в энергетике на основе развития принципов: концентрации; централизации; комбинирования производства электроэнергии и тепла. В связи с демонополизацией энергетического хозяйства страны, акционированием энергосистем, предприятий электрических сетей, крупных ГРЭС и т. д., в энергетике сложилась парадоксальная ситуация, когда с точки зрения технологии энергетика едина, а с хозяйственной точки зрения каждый крупный энергетический объект имеет своего хозяина. Электростанции производят электроэнергию с помощью электрических сетей, осуществляется транспорт электроэнергии до потребителей, все вместе электростанции и сети представляют единую технологическую цепочку, осуществляющую электроснабжение потребителей. В энергетике появилось много хозяйственно самостоятельных объектов, связанных единой технологической цепочкой. Наличие большого числа хозяйственно самостоятельных субъектов привело к большим сложностям при осуществлении экономически оптимальной загрузки электростанций по условиям режима. Каждая самостоятельная электростанция стремится к максимальной загрузке, что дает ей наибольшую прибыль, но это может противоречить оптимальному режиму работы электростанций и минимизации общих по энергетике расходов топлива на выработку электроэнергии и соответственно минимальным затратам по энергетике. Оптимум по энергетике в целом не совпадает с суммой оптимумов затрат по электростанциям. Хозяйственная раздробленность энергопредприятий привела к увеличению затрат на производство энергии и, как следствие, росту тарифов на энергию и увеличению затрат на энергию в себестоимости промышленной продукции. Энергетическая система представляет собой совокупность объединенных для параллельной работы электрических станций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, имеющую общий резерв мощности и централизованное оперативно-диспетчерское управле14 ние для координации работы станций и сетей по единому диспетчерскому графику. Основной задачей энергосистем является централизованное снабжение электроэнергией соответствующих районов при оперативнодиспетчерском регулировании единого процесса производства, передачи и распределения энергии. В ряде энергосистем получили значительное развитие ТЭЦ. Такие системы наряду с централизованным электроснабжением осуществляют и централизованное теплоснабжение промышленных центров и городов. Развитие энергетики на базе создания, укрупнения и объединения энергетических систем имеет ряд технико-экономических преимуществ: 1. Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдельных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощностей; повышается качество энергии. 2. Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку ослабляется ограничивающее влияние ряда внешних факторов, в том числе условий резервирования. 3. Снижается общий (совмещенный) максимум нагрузки вследствие несовпадения суточных максимумов нагрузки отдельных районов, что приводит к снижению необходимой генерирующей мощности объединенной энергосистемы. 4. Облегчается возможность задавать наиболее выгодные режимы работы для различных типов станций и агрегатов. В частности, создаются условия для использования мощных высокоэкономичных ГРЭС и АЭС в базе суточных графиков нагрузки энергосистемы. 5. Повышается эффективность использования различных энергетических ресурсов, сокращаются железнодорожные перевозки топлива, с большим экономическим эффектом используются гидроэнергетические ресурсы, даже значительно удаленные от потребителей энергии. Наличие магистральных линий электропередачи в крупных энергосистемах и их объединениях обеспечивает наиболее эффективное использование низкосортного топлива, экономически не выдерживающих дальних перевозок. 6. Создается техническая возможность для ликвидации и предотвращения нового строительства мелких неэкономичных изолированно работающих станций и котельных. 7. Коренным образом улучшаются условия и экономические показатели ТЭЦ за счет обеспечения возможности их работы в основном по теплофикационному режиму. 15 Все перечисленные преимущества создают условия: для достижения максимально возможной экономии капиталовложений и топлива; повышения производительности труда; снижения себестоимости энергии; увеличения прибыли и повышения рентабельности энергетического производства. Энергосистемы классифицируются по мощности, структуре генерирующих мощностей и территориальному охвату. Преимущества крупных энергосистем: возможность использования крупных агрегатов и станций; гибкое маневрирование рабочими мощностями и резервами; наиболее эффективное использование различных топливноэнергетических ресурсов (ТЭР). Эти и ряд других преимуществ явились определяющими факторами создания и развития ОЭС (Центра, Урала, Сибири). Структура энергосистем по мере их развития претерпевает изменения. Эти изменения происходят в зависимости от соотношения масштабов ввода новой мощности на ГРЭС, ТЭЦ, АЭС. Одной из важнейших задач экономики энергетики является обоснование оптимальной перспективной структуры генерирующих мощностей энергосистем в динамике их развития. По территориальному охвату различают следующие энергосистемы: районные (РЭУ и ПЭО), например Мосэнерго, Тулаэнерго; объединенные, например ОЭС Центра, Сибири; единую энергосистему РФ. В развитии энергетической базы страны можно выделить 5 этапов: 1-й – 1920–1940 гг. В европейской части СССР и на Урале было создано несколько десятков энергосистем, на долю которых перед Великой Отечественной войной приходилось примерно 80 % выработки электроэнергии в стране. В этот период было положено начало созданию ряда объединенных энергосистем. В частности, были созданы ОЭС Центра и Юга. 2-й – 1941–1950 гг. 3-й – 1951–1965 гг. Второй и третий этапы характеризуются дальнейшим укрупнением и объединением действующих энергосистем, созданием новых систем, началом формирования ЕЭС СССР и ОЭС Сибири. 4-й – 1966–1990 гг. Характеризуется дальнейшим развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и созданием межсистемных линий электропередачи. Уже к концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС. 16 К началу 1983 г. ЕЭС СССР охватывала территорию площадью 10 млн км2. В ее составе работало более 700 крупных электростанций. Основную часть генерирующих мощностей ЕЭС СССР составляли мощные ГРЭС. Из 95 энергосистем страны к началу 1983 г. 79 работали в составе ЕЭС СССР. 5-й – 1991 г. по настоящее время. В 1991 г. произошел распад СССР, а соответственно и выделение Единой энергосистемы Российской Федерации из ЕЭС СССР. Снижение выпуска промышленной продукции, остановка предприятий привели к снижению электрической нагрузки и замедлению развития энергетики РФ. В настоящее время ЕЭС РФ представляет собой развивающийся в масштабе страны комплекс электростанций и электросетей, объединенных общим технологическим режимом с единым оперативным управлением. В связи с совпадением во времени производства и потребления электроэнергии возникает задача резервирования выхода из строя мощностей в энергетике. Основной проблемой резервирования в энергетике является обеспечение максимальной надежности и бесперебойности энергоснабжения, а также стабильности качественных параметров электроэнергии и теплоты как при аварийном выходе из строя агрегатов, так и при проведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудования. Нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу у потребителей, в большинстве случаев во много раз превышающему потери энергосистем от недовыработки электроэнергии. Поэтому к резервированию в энергетике предъявляются особенно высокие требования. Надежность электроснабжения достигается за счет наличия общесистемного резерва. Потери отраслей народного хозяйства и промышленности от недоотпуска энергии зависят: от вида выпускаемой продукции; технологических особенностей производства; себестоимости производства; мощности предприятия; продолжительности перерыва энергоснабжения. В общем случае потери складываются из потерь: от недовыпуска; ухудшения качества продукции; повышения стоимости продукции; затрат на наладку и ремонт технологического оборудования; накладных расходов за период простоя цеха или предприятия. 17 При этом простои технологического оборудования обычно бывают значительно продолжительнее, чем длительность перерывов энергоснабжения. Перерыв в электроснабжении приводит к особенно значительному ухудшению качества продукции и даже аварийной остановке производства. В энергетике различают следующие виды системного резерва генерирующих мощностей: ремонтный резерв – служит для обеспечения проведения плановых (текущих, средних и капитальных) ремонтов основного оборудования электростанций без отключений потребителей и снижения надежности энергоснабжения; аварийный резерв – служит для покрытия нагрузки при аварийном выходе из строя основного оборудования электростанций. Он зависит от общей мощности всей энергосистемы, числа и типа установленных на электростанциях агрегатов и должен быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе; народно-хозяйственный резерв – служит для покрытия нагрузки, возникшей сверх запланированной в текущем году и в расчете на ближайшую перспективу. Создается за счет опережающего ввода генерирующих мощностей. Все эти виды резервной мощности находятся в непосредственном ведении диспетчерских служб энергосистем и их объединений. При обосновании величины и размещения резервной мощности в энергосистемах принимаются во внимание задаваемые уровни надежности электроснабжения потребителей и расчетной аварийности агрегатов электростанций, входящих в данную энергосистему. 18 Глава 2 ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ РОССИИ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ: ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ 2.1. Проблемы энергетического развития и концепция устойчивого развития. Вопросы энергосбережения Электроэнергия – не только одно из чаще всего обсуждаемых сегодня понятий; помимо своего основного физического (а в более широком смысле – естественно-научного) содержания, оно имеет многочисленные экономические, технические, политические и иные аспекты. Человечеству электроэнергия нужна, причем потребности в ней увеличиваются с каждым годом. Одним из основных факторов экономики любой страны являются энергоресурсы. Их наличие, виды, доступ к ним значительно влияют на экономическое развитие отдельных отраслей промышленности сельского хозяйства и страны в целом. Наша страна обладает колоссальными запасами различных энергоносителей. Но постоянное развитие промышленности, увеличение роста потребления энергоносителей делает эти запасы не бесконечными. Конечны также и запасы ядерного топлива – урана и тория, из которого можно получать в реакторах плутоний. Другим фактором, влияющим на развитие энергетики, является экология. Сейчас, как никогда, остро встал вопрос: что ждет человечество – энергетический голод или энергетическое изобилие? В связи с этим учёные всего мира работают над созданием новых, нетрадиционных видов топлива, энергоустановок. Разрабатываются гигантские энергетические программы, осуществление которых потребует громадных усилий и огромных материальных затрат. Если в конце прошлого века самая распространенная сейчас энергия – электрическая – играла, в общем, вспомогательную и незначительную в мировом балансе роль, то уже в 1930 г. в мире было произведено около 300 млрд киловатт-часов электроэнергии. В 2000 г. было произведено 30 тыс. млрд киловатт-часов! Гигантские цифры, небывалые темпы роста! И все равно энергии будет мало, потребности в ней растут еще быстрее. Уровень материальной, а в конечном счете и духовной культуры людей находится в прямой зависимости от количества энергии, имеющейся в их распоряжении. Чтобы добыть руду, выплавить из нее металл, построить дом, сделать любую вещь, нужно израсходовать энер19 гию. А потребности человека все время растут, да и людей становится все больше. Так за чем же остановка? Ученые и изобретатели уже давно разработали многочисленные способы производства энергии, в первую очередь электрической. Давайте тогда строить все больше и больше электростанций, и энергии будет столько, сколько понадобится! Такое, казалось бы, очевидное решение сложной задачи, оказывается, таит в себе немало подводных камней. Неумолимые законы природы утверждают, что получить энергию, пригодную для использования, можно только за счет ее преобразований из других форм. А структура мирового энергохозяйства к сегодняшнему дню сложилась таким образом, что четыре из каждых пяти произведенных киловатт получаются в принципе тем же способом, которым пользовался первобытный человек для согревания, т. е. при сжигании топлива, или при использовании запасенной в нем химической энергии, преобразовании ее в электрическую на тепловых электростанциях. Конечно, способы сжигания топлива стали намного сложнее и совершеннее. Новые факторы – падение или рост цен на мировом рынке на нефть, быстрое развитие атомной энергетики, возрастание требований к защите окружающей среды потребовали нового подхода к энергетике. На рубеже нового тысячелетия рациональное использование национальных ресурсов и становится определяющим для стабилизации российской экономики и жизнеобеспечения общества в целом. По прогнозам экспертов, к 2010 г. потребность нашей страны в энергоресурсах может быть обеспечена за счет их добычи и производства только на 40 %. Очевидно, недостающие 60 % потребуется скомпенсировать за счет энергосбережения. В последние годы в нашем обществе наметился определенный перелом в понимании необходимости серьезно заниматься энергоресурсосбережением. А иначе и быть не должно. Какими бы богатыми энергетическими ресурсами ни располагало государство, расточительное и бесхозяйственное отношение к ним непременно приводит к снижению конкурентоспособности продукции, возникновению перекосов в ценообразовании, потери, в конечном счете, темпов экономического развития страны. Россия – яркий и убедительный тому пример. Известно, что еще 40 с лишним лет назад, в начале 60-х гг., отдельные энтузиасты, ученые и практики пытались привлечь внимание государства и общества к этой проблеме. Но система экономического хозяйствования в СССР ограничивалась, зачастую, формальным плановым регулированием норм расхода энергоресурсов во всех отраслях народного хозяйства и социальной сфере, что не обеспечивало требуемую 20 энергоэффективность. К тому же отсутствовали соответствующие экономические рычаги и стимулы. И энергоресурсосбережение как проблема до начала 90-х гг. практически не возводилась в ранг государственной политики. Нерациональное использование национальных ресурсов стало одной из причин того, что имеем сейчас: серьезного энергетического кризиса на фоне экономического. Россия, обладая огромным энергетическим потенциалом, является страной с низкой энергоэффективностью, сопоставимой по многим показателям со слаборазвитыми государствами. Так, Россия имеет ВВП меньше, чем Италия или Корея, но занимает «почетное» третье место в мировом потреблении топливноэнергетических ресурсов (ТЭР) после мощной Америки и миллиардного Китая. Вместе с тем высокое душевое энергопотребление и незначительный валовой внутренний продукт сочетаются у нас с низкими социальными расходами и их высокой энергоемкостью. В настоящее время расточительное расходование энергоресурсов достигло грандиозных масштабов и составляет, по разным оценкам, от 460 до 540 млн тонн условного топлива, или 40–45 % годового энергопотребления в стране. Энергозатраты на единицу валового продукта (энергоемкость) остаются у нас едва ли не самыми высокими в мире. До резкого спада производства в 1992 г. отечественное хозяйство было в 1,8–3 раза более энергоемким, чем в среднем по Западной Европе. За время действия закона «Об энергосбережении», т. е. с 1996 г., в связи со спадом производства энергозатратность отечественной экономики выросла на 46 %. Более чем на 30 % увеличились затраты теплоэнергоресурсов на производство продукции стратегического назначения (сталь, алюминий, чугун и др.). Убыточность и низкую рентабельность ряда отраслей отечественной промышленности во многом предопределяют чрезмерно высокие удельные затраты электроэнергии на единицу продукции. Если сравнить расход электроэнергии на 1 доллар валового продукта, то в США он составляет 0,52, а в России 4,7 кВт·ч. Еще хуже обстоят дела с энергоемкостью нашей экономики. Даже с учетом отсутствия целостной системы измерения добываемых, производимых, перерабатываемых, транспортируемых, потребляемых и хранимых энергоресурсов, что прямо нарушает требования Федерального закона «Об энергосбережении» и которым было предписано создание такой системы к 2000 г., удельный расход только первичного топлива на единицу продукции в несколько раз превышает аналогичный показатель стран с устойчивой рыночной экономикой. А сформировавшаяся в России энергорасточительная система хозяйствования, а точнее – бесхозяйствования, привела к тому, что доля энергетической составляющей се21 бестоимости наукоемкой продукции оказывается зачастую выше, чем в добывающей промышленности. Нельзя признать нормальным положение, когда в себестоимости промышленной продукции затраты на ТЭР в среднем достигли уже 18–20 % при растущей тенденции удорожания добычи и производства этих ресурсов. Поэтому проблема энергосбережения по сути смыкается уже с проблемой обеспечения безопасности государства. При реализации имеющегося в стране потенциала энергосбережения необходимые ежегодные инвестиционные затраты только в топливно-энергетическом комплексе могут быть уменьшены на 50 млрд рублей. Это в свою очередь позволит снизить цены на продукцию ТЭКа и тем самым повысить конкурентоспособность отечественных товаров. Как показывает анализ, снижение удельной энергоемкости ВВП на один процент обеспечит прирост национального дохода на 0,3–0,4 %. Безусловно, высокая энергозатратность нашей экономики в значительной мере определяется устаревшими производственными фондами, изношенностью оборудования, несовершенством технологий и другими объективными причинами. Но существуют, как отмечалось, и субъективные факторы: громадное энергорасточительство, порожденное бесхозяйственностью, невыполнение положений Федерального закона «Об энергосбережении» в части обязательного учета, контроля и регулирования потребления ТЭР, а главное – несовершенство управленческих механизмов, на устранение которого не требуются большие затраты. Состояние экономики страны заставило государственные органы в начале 90-х гг. обратить внимание на энергоресурсосбережение. Если вести отсчет с 1992 г., когда появились первые серьезные нормативноправовые документы и начались межотраслевые мероприятия по энергосбережению, России потребовалось восемь лет, чтобы наметились первые проблески качественных изменений в этом направлении. Вот некоторые из них. К началу 1997 г. на российских предприятиях было организовано производство необходимых приборов учета электрической энергии, тепла, газа и воды, что предполагало исключить дефицит в этих средствах учета. Сейчас оснащенность потребителей средствами учета энергоносителей составляет в промышленности, по некоторым оценкам, почти 100 %, а в ЖКХ лишь 12–15 % от необходимого объема. Следует заметить, что приборный парк в промышленности требует серьезного обновления. Несколько лет тому назад в 1,5–2 раза увеличили нормативы теплозащиты зданий и сооружений, а также включили в СНИП требования по оснащению вновь сооружаемых и реконструируемых гражданских и промышленных объектов приборами учета энергоресурсов и воды. 22 К настоящему времени во многих регионах образованы центры энергоэффективности и фонды энергосбережения (Челябинская, Ивановская, Костромская, Нижегородская, Томская, Белгородская, Липецкая, Ростовская, Самарская, Свердловская области, Республика Чувашия, Хабаровский край, города Москва и Санкт-Петербург и др.). Важная сторона проблемы использования энергетических ресурсов связана с их географическим размещением. Основная их часть сосредоточена не в развитых странах, а в регионах с относительно слабым уровнем экономического развития. Такое положение делает неизбежным перемещение в огромных масштабах природных ресурсов из районов их добычи в районы их переработки и потребления. По оценке экспертов, стоимость доказанных российских сырьевых ресурсов составляет более 28 трлн дол. Существует проблема: как наиболее рационально использовать эти ресурсы, обеспечив эффективную структуру экспорта, исключить перспективу превращения топливно-сырьевых отраслей в преобладающие отрасли хозяйства. Существенное экономическое значение имеет собственность на ресурсы природы. Государственная собственность дает возможность бесплатно использовать ряд энергетических ресурсов в интересах общества (эксплуатация лесных, водных ресурсов, добыча нефти, газа и т. д.). Использование энергетических ресурсов в частном секторе обычно предполагает взимание специальных налогов, рентных и других платежей, уменьшающих прибыль. В любом случае энергетические ресурсы не беспредельны и не вечны. Это делает необходимым постоянную заботу об их сохранении и воспроизводстве. Для этого существуют следующие основные условия. Во-первых, необходимо бережно, рационально использовать то, что человеку дает природа (в особенности в отношении невосполнимых ресурсов). Во-вторых, там, где это доступно, следует принимать действенные меры к восполнению энергетических ресурсов (осуществлять лесопосадки, воспроизводить запасы водоемов и т. п.). В-третьих, следует максимально использовать вторичное сырье и прочие отходы производства. В-четвертых, необходимо всемерно поддерживать экологическую чистоту производства и природопользования. Концепция устойчивого развития В настоящее время отрасли топливно-энергетического комплекса являются настоящим локомотивом российской экономики, внося существенный вклад в экономический рост страны. В связи с принятием важного для топливно-энергетического комплекса документа – «Энер23 гетическая стратегия России до 2020 года» – у предприятий данного сектора экономики появился новый императив – императив устойчивого развития. Термин «устойчивое развитие» (sustainable development) получил широкое распространение в 1987 г. после того, как Международная комиссия по окружающей среде и развитию ООН опубликовала доклад «Наше общее будущее». В дальнейшем термин был закреплен на конференции ООН по окружающей среде и развитию в 1992 г. в Рио-деЖанейро, по итогам которой был выработан документ «Повестка дня на XXI век», где были изложены принципы устойчивого развития.1 В докладе «Наше общее будущее» устойчивое развитие определяется следующим образом: «Человечество способно придать развитию устойчивый и долговременный характер с тем, чтобы оно отвечало потребностям ныне живущих людей, не лишая будущие поколения возможности удовлетворять свои потребности… Устойчивое и долговременное развитие представляет собой не неизменное состояние гармонии, а скорее процесс изменений, в котором масштабы эксплуатации ресурсов, направления капиталовложений, ориентация технического развития и инвестиционные изменения согласуются с нынешними и будущими потребностями».2 В Концепции перехода Российской Федерации к устойчивому развитию, утвержденной указом Президента РФ «О государственной стратегии Российской Федерации по охране окружающей среды и обеспечению устойчивого развития» от 4 февраля 1994 г. №236, предусмотрена «реализация закрепленного в Конституции РФ права граждан на благоприятную окружающую среду, прав будущих поколений на пользование природно-ресурсным потенциалом в целях поддержания устойчивого развития, а также решение текущих социально-экономических задач в неразрывной связи с осуществлением адекватных мер по защите и улучшению окружающей среды, сбережению и восстановлению природных ресурсов». Центральная для устойчивого развития (отраженная в Концепции) задача экономии энергии неоднократно ставилась на государственном уровне. Она нашла свое отражение в указе Президента Российской Федерации «Об основных направлениях энергетической политики и структурной перестройке ТЭК РФ на период до 2010 года» от 7 мая 1995 г. № 472. Тогда же принимаются два постановления Правительства: «О государственной поддержке создания в РФ энергоэффективных Повестка дня на XXI век // Сайт Организации Объединенных Наций. – Режим доступа: http://www.un.org/russian/conferen/wssd/agenda21/. 2 Мкртчян Г. М. Устойчивое развитие: вопросы управления и моделирования: метод. пособие / Г. М. Мкртчан, И. Ю. Блам. Новосибирск, 2000. С. 8. 1 24 демонстрационных зон» от 12 октября 1995 г. № 998 и «О неотложных мерах по энергосбережению» от 2 ноября 1995 г. № 1087. В 1996 г. 3 апреля Дума одобрила Федеральный закон «Об энергосбережении» № 28-ФЗ. Затем подписывается указ Президента Российской Федерации «О государственном надзоре за эффективным использованием энергетических ресурсов в РФ» от 11 сентября 1997 г. № 1010 и принимается постановление Правительства «О повышении эффективности использования энергетических ресурсов и воды предприятиями, учреждениями и организациями бюджетной сферы» от 8 июля 1997 г. № 832. В 1998 г. принята Федеральная целевая программа «Энергосбережение на 1998– 2005 годы», главной целью которой является ускоренный перевод российской экономики на энергосберегающий путь развития. Позднее вышло постановление Правительства РФ «О дополнительных мерах по стимулированию энергосбережения в России» от 15 июня 1998 г. № 588. Итак, устойчивое развитие можно понимать как в узком смысле (экологически устойчивое развитие), так и в широком смысле – долгосрочное стабильное развитие социально-экономических систем. Необходимо выделить ряд факторов, препятствующих устойчивому развитию топливно-энергетического комплекса: 1) проблемы воспроизводственной сферы (сильная изношенность основных производственных фондов, значительная выработка эксплуатируемых месторождений и возрастание доли трудно извлекаемых запасов); 2) проблемы в сфере инвестиционной политики и политики инноваций (узость базы для долгосрочных капиталовложений, нерациональный характер инвестиций, нехватка финансовых ресурсов); 3) зависимость ТЭК от колебаний конъюнктуры на мировом рынке энергоносителей. Долгосрочное устойчивое развитие предполагает построение долгосрочных прогнозов. Существенные колебания цен на рынке нефти и продуктов нефтепереработки затрудняют построение долгосрочных стратегических планов; 4) непродуманная политика государства (популистская тарифная политика, использование перекрестного субсидирования); 5) проблемы в сфере взаимодействия ТЭК и экологии (выбросы парниковых газов в атмосферу с тепловых электростанций, загрязнения, возникающие при добыче и переработки нефти и газа и др.). Решение этой группы проблем необходимо и с точки зрения понимания устойчивого развития, сформулированного в документе «Наше общее будущее», а также деклараций ООН в Маракеше, Йоханнесбурге и «Декларации тысячелетия ООН». Степень приближения к устойчивому развитию в энергетическом секторе можно количественно оценить с помощью следующих данных: 25 1) снижение удельных показателей расхода топлива на единицу продукции или душу населения. В России, несмотря на сокращение объемов промышленного и сельскохозяйственного производства, при уменьшающейся численности населения, расходы топлива, приходящиеся на единицу продукции и одного жителя, за последние десять лет постоянно увеличивались; 2) вклад возобновляемых источников в общее производство энергии. В России на протяжении последних 10 лет он находится на уровне 3 %, имея небольшую тенденцию к повышению, вызванную сокращением добычи топлива; 3) удельная энергоемкость валового внутреннего продукта. Расчеты на основе данных официальной статистики указывают на повышение на 30 % величины этого показателя в сравнении с 1990-м годом; 4) удельные объемы добычи (потребления) угля в расчете на душу населения могут служить вспомогательным показателем устойчивости развития энергетики. Поскольку доступные запасы газа и нефти катастрофически быстро сокращаются, в недалеком будущем следует ожидать рост удельных объемов добычи (потребления) угля на душу населения. Исходя из чисто геологических данных, обеспеченность запасами газа в России определяется периодом в 80 лет, но эксплуатация большинства месторождений не будет рентабельной, даже при условии совершенствования технологий и повышения цены. Обеспеченность нефтью оценивается на уровне 25 лет. Хотя экологические характеристики угля хуже, чем газа и нефти, с точки зрения устойчивого обеспечения энергией предприятий и домашних хозяйств, политика постепенного вытеснения газа и нефти углем представляется наиболее реалистичной, если не произойдет решительного прогресса в областях энергосбережения и использования возобновляемых энергоресурсов. Конечно, при проведении этой политики необходимо стараться сохранить использование газа в домашних хозяйствах, чтобы предотвратить массовый возврат к котельным. В то же время на крупных предприятиях, оснащенных фильтрами и имеющих возможность применять технологии подавления выбросов, можно шире использовать уголь. В силу своих размеров запасы угля, видимо, останутся стратегическим резервом российской энергетики. Между тем, удельные сбросы сточных вод несколько увеличились. Таким образом, в целом удельная нагрузка топливно-энергетического комплекса на природу не претерпела существенных изменений, что свидетельствует об отсутствии ощутимого прогресса в переходе к 26 устойчивому развитию. С позиций устойчивости удельные показатели нагрузки ТЭКа на окружающую среду должны снижаться. Центральное место в решении перечисленных проблем занимает продуманная инновационная политика. Приоритетами инновационной и научно-технической политики в ТЭК согласно «Энергетической стратегии» являются: воссоздание и развитие научно-технического потенциала, модернизация экспериментальной базы и системы научно-технической информации; создание благоприятных условий для развития инновационной деятельности, направленной на коренное обновление производственнотехнологической базы ТЭК, ресурсосбережение и улучшение потребительских свойств продукции комплекса; совершенствование всех стадий инновационного процесса, повышение востребованности и эффективности использования результатов научной деятельности; защита прав на результаты научно-технической деятельности; использование потенциала международного сотрудничества в целях применения лучших мировых достижений и вывода отечественных разработок на передовой уровень; сохранение и развитие кадрового потенциала и научной базы, интеграция науки и образования. Для реализации данных приоритетов в инновационной политике ключевым вопросом является вопрос финансирования. Для его решения необходимы совместные усилия государства и корпораций энергетического сектора ТЭК. При этом государству необходимо, прежде всего, финансировать фундаментальные направления исследований, а также осуществлять разработку перечня критических технологий в данных отраслях. Корпорации же начинают осуществлять финансирование прикладных инновационных мероприятий, создавая специальные фонды. Фронт исследований при этом достаточно многообразен. Так, в электроэнергетике выделяют следующие направления ключевых научноисследовательских и опытно-конструкторских разработок: повышение надёжности и экономичности теплоэнергетического оборудования ТЭС и тепловых сетей; усовершенствование электрооборудования электрических сетей, электростанций и подстанций; автоматизированные системы коммерческого учёта электроэнергии; системы диспетчерского и технологического управления в электроэнергетике; 27 управление жизненным циклом энергетического оборудования, техническая диагностика; энергоэффективность и нетрадиционные источники энергии; надёжность в электроэнергетике; гидроэнергетика, энергетические сооружения и строительные конструкции. На сегодня в сфере инновационной политики в отраслях ТЭК остается множество проблем, однако их последовательное решение позволит реализовать важные компоненты стратегии устойчивого развития энергетического сектора экономики России. Киотский протокол Киотский протокол был принят на конференции в городе Киото (Япония) в декабре 1997 г. Он обязывает все подписавшие его государства приступить к сокращению своих выбросов парниковых газов, – прежде всего, выбросов углекислого газа, – в среднем на 5,2 % ежегодно с тем, чтобы к 2012 г. достичь более низкой отметки выбросов, чем была зарегистрирована в странах-участницах в 1990 г. Протокол относится только к развитым странам. В протоколе проводится разграничение между развивающимися и развитыми странами, поскольку именно на развитых государствах лежит вина за львиную долю выбросов парниковых газов, которые ведут к глобальному потеплению и ставят на грань серьезного риска экологический баланс Земли. Развитые страны также располагают финансовыми ресурсами для сокращения этих выбросов. Глобальное потепление – это научно признанный процесс разрушения озонового и атмосферного слоев Земли. К числу проблем в области выполнения Киотского протокола в РФ можно отнести следующие: наличие ведомственных разногласий по вопросам реализации механизмов чистого развития, проектов совместного осуществления и торговли квотами на выбросы парниковых газов; отсутствие соответствующих нормативных документов, в частности не разработано национальное законодательство, определяющее право собственности на выбросы парниковых газов; слабая координация подготовительных работ, которая была возложена Правительством РФ на Росгидромет без учета инвестиционнофинансовой и правовой сущности соглашения; определенная закрытость тематики соглашения для российской общественности и фактическое отстранение последней от разработки и принятия решений; 28 низкая эффективность и рассогласованность действий российской межведомственной комиссии по проблемам климата. Изменение климата, являющееся причиной выбросов парниковых газов, сопровождается нарушением природного баланса, что в свою очередь повлечет за собой цепочку стихийных бедствий и других различных не менее ужасных последствий, таких как увеличение числа засух, изменения водного баланса рек, изменения в землепользовании, а некоторые малые островные государства вследствие повышения уровня Мирового океана могут просто перестать существовать, оказавшись под водой. Уже сейчас в мире отмечены многочисленные проявления возмущений в климатической системе – катастрофические наводнения, резкие колебания температуры воздуха, повышенная угроза роста паразитных и инфекционных заболеваний как на территории России, так и во всем мире. Киотский протокол является «краеугольным камнем» глобальных усилий, препятствующих изменению климата, это всего лишь символ начала борьбы человека с загрязнением окружающей среды различными выбросами, который в дальнейшем просто обязан трансформироваться в более мощный инструмент, контролирующий и способствующий снижению влияния деятельности человека.1 В руках России сейчас находится ключ к возможности реализации вступления в силу Киотского протокола, и важным моментом является рассмотрение всех возможных плюсов и минусов от ратификации и наоборот. Россия подписала Киотский протокол, а осенью 2004 г. ратифицировала его. Вполне естественно политико-экономическое давление, которое оказывали на Российскую Федерацию страны-участницы Киотского протокола, т. к. вынудить США к ратификации протокола не было никакого шанса. Киотский протокол является в значительной мере дискриминационным для России, несмотря на то, что она сократила свои выбросы парниковых газов больше, чем все остальные страны мира, вместе взятые.2 Приведем основные примеры этого. 1. Запрещение использования для международной сертификации и торговли значительного объема снижения эмиссии в России в период 1991–2007 гг. Именно в этот период в России суммарное сокращение эмиссии СО2 ниже уровня 1990 г. составит приблизительно 5,9 Гт СО2, Израэль Ю. А., Назаров И. М., Нахутин А. И. и др. Вклад России в изменение концентрации парниковых газов в атмосфере // Метеорология и гидрология. 2002. № 5. С. 17. 2 Израэль Ю. А., Назаров И. М., Нахутин А. И. и др. Эмиссия парниковых газов в Росси // Бюллетень по атомной энергии. 2002. № 3. Т. 33. С. 16. 1 29 или 80 % ожидаемого общего сокращения за весь рассматриваемый период 1991–2012 гг., а предусмотренное Киотским протоколом для международных расчетов и обмена суммарное за 5 лет (2008–2012 гг.) сокращение составит только 20 % общего. Особенно следует подчеркнуть, что крупномасштабное сокращение эмиссии СО2 в России после 1990 г. уже оказало решающее воздействие на сдерживание концентрации СО2 в атмосфере. За 8 лет (1991–1998 гг.) Россия скомпенсировала 43 % прогрессирующего возрастания эмиссии СО2 над уровнем 1990 г. в других странах.1 2. Отказ от учета для России минимально необходимой эмиссии, возникающей в результате поддержания жизни и деятельности человека в условиях сурового северного климата, в котором проживает основная часть населения страны. 3. Принуждение стран не учитывать снижение эмиссии в результате развития атомной энергетики (решения 6-й Конференции Сторон). 4. Ограничения, введенные по предложению Европейского союза на Конференции Сторон в Бонне на учитываемую величину поглощения СО2 лесами, являются полностью дискриминационными для России. Россия поставлена в крайне несправедливые условия по сравнению с США (до их выхода из Протокола), Японией, Канадой, Германией, Англией и т. д. Учитываемая доля от реально поглощенной величины углерода для этих стран в несколько раз больше, чем для России. В отличие от этих стран Россия сохранила на огромных территориях свои леса, защищающие не только климатическую систему, но и биосферу в целом, а западно-европейские страны уничтожили основную массу своих лесов еще в средние века, главным образом по следующей цепочке: лес – уголь – металл – оружие. 5. Неучет фактического образования в России дополнительного резерва снижения эмиссии СО2 для международной торговли в результате экспорта природного газа. В большинстве случаев импортеры природного газа из России используют его в качестве экологически чистого топлива, замещающего уголь на электростанциях. Из-за значительного различия эмиссионных коэффициентов диоксида углерода для угля (в среднем 0,756 Мт С на т у.т.) и природного газа (0,448 Мт С на т у.т.), эмиссия СО2 от эквивалентного по энергетическому содержанию количества природного газа на 40 % меньше по сравнению с каменным углем. Таким образом, покупая газ и замещая им уголь в качестве топлива, страна снижает свою эмиссию СО2, не затрачивая на это дополнительных средств. А Россия не получает за это никакой компенсации. ПриИзраэль Ю. А., Назаров И. М., Нахутин А. И. и др. Вклад России в изменение концентрации парниковых газов в атмосфере // Метеорология и гидрология. 2002. № 5. С. 20. 1 30 нимая объем экспорта природного газа Россией в 1990-е гг. равным приблизительно 200 млрд м3 в год (это эквивалентно 230 млн т у.т. в год), получим, что уменьшение эмиссии СО2 в странах-импортерах в результате замещения угля газом составляет 260 Мт СО2 в год. Покупка у России природного газа позволяет странам-импортерам фактически бесплатно снижать свою эмиссию СО2, поскольку в стоимость газа не входит выгода от сокращения эмиссии. В этом смысле Россия при сохранении указанного объема экспорта газа будет безвозмездно передавать в течение первого периода выполнения обязательств по Киотскому протоколу (2008–2012 гг.) 260 ∙ 5 = 1300 Мт СО2 единиц сокращения эмиссии. Помимо этого, прямого для России ущерба возникает косвенный ущерб: продавая газ, Россия тем самым освобождает страны-импортеры от необходимости покупки у нее квот, которые были бы им необходимы, если они продолжали бы сжигать уголь. Киотский протокол является серьёзной проблемой для России, т. к. он может помешать повышению ВВП страны, которое наш президент предполагает получить. При ратификации Киотского протокола далеко не каждая российская компания, производящая ту или иную продукцию и имеющая при этом выбросы парниковых газов в атмосферу, сможет позволить себе покупать квоты на выброс парниковых газов. В связи с этим многие компании будут вынуждены прекратить свое существование. Повышение ВВП страны на те самые 7 %, которые планировал президент, встанет под вопрос. По расчетам специалистов, ратификация Киотского протокола позволит повысить ВВП не более чем на 3–4 %. 2.2. Энергетические ресурсы и их классификация Энергетический ресурс – это запасы энергии, которые при данном уровне техники могут быть использованы для энергоснабжения. Это широкое понятие относится к любому звену «энергетической цепочки», к любой стадии энергетического потока на пути от природного источника до стадии потребления энергии. Энергоресурсы классифицируются в зависимости от целей и задач классификации. По стадиям энергетического потока различают следующие виды энергетических ресурсов, энергии и энергоносителей: природные энергетические ресурсы подразделяются на топливные: органическое топливо, расщепляющиеся материалы; нетопливные: гидроэнергия, энергия Солнца, ветра, приливов, морских волн, геотермальная энергия и др.; облагороженные (обогащенные) энергоресурсы: брикеты, сортовой уголь, шлам, отсев и др.; 31 переработанные энергоресурсы: светлые нефтепродукты, мазуты, кокс, смола, антрацит и др.; преобразованные энергетические ресурсы: электроэнергия, теплота, сжатый воздух, газы; побочные (вторичные) энергоресурсы: горючие производственные и непроизводственные отходы; тепловые отходы; избыточное давление продуктов и промежуточных продуктов. Мировые запасы топливно-энергетических ресурсов Учет мировых запасов топливно-энергетических ресурсов и перспективы их использования представляют собой глобальную проблему, постоянно заботящую мировую научную общественность. Европейское объединение независимых экспертов «Римский клуб» готовит периодические доклады о путях развития человечества, где существенное место занимают топливно-энергетические вопросы. Так, в 70-е годы XX в. в связи с энергетическим кризисом 1972 г. общие мировые запасы органических топлив с учетом экономически оправданной извлекаемости оценивались (с округлением) всего в 1 трлн т (в условном исчислении). Если принять за основу перспективных расчетов тенденции прошлого – удвоение суммарного мирового энергопотребления каждые лет, то при потреблении в 2000 г. и последующих годах (при стабилизации потребления) по 20 млрд т этих запасов должно было бы хватить всего на 50 лет, т. е., считая от 1980 г., только до 2030 г. Следует отметить, что аналогичные опасения возникали у человечества также в начале XX в., когда прогнозировалась исчерпаемость топливных запасов (преимущественно угля) к 60-м гг. Тогда мировая энергетика находилась на другом, значительно более низком уровне развития и соответственно значительно хуже были исследованы топливные месторождения, а некоторые из них вообще еще не были открыты. Тогда мировая общественность впервые задумалась о поиске новых видов энергии для будущего удовлетворения своих постоянно растущих потребностей. Именно тогда были предложены многие из известных сегодня альтернативных, так называемых «возобновляемых» видов энергии: солнечная, геотермальная, энергия ветра, приливов и отливов, движения волн, разница термического потенциала поверхности и глубин Мирового океана и многое другое. При дополнительных исследованиях и уточнениях после 1980 г. во время своеобразной «инвентаризации» мировых запасов цифры стали более оптимистичными – природного органического топлива должно хватить на весь XXI в. Все эти прогнозы, как и в начале века, дали ощу- 32 тимый толчок к поиску возобновляемых энергоресурсов, альтернативных органическому топливу. Топливно-энергетические ресурсы весьма разнообразны. Основными, используемыми сегодня человечеством, ресурсами являются: 1. Уголь – это самый широко применяемый после дров вид природного органического топлива. Известные, доступные для разработки, запасы угля оцениваются в 600 Гт (примерно в 4 раза больше добытого). Возможно, что запасы угля на Земле достигают 10 000 Гт. Предполагается, что 2500 Гт из них доступны для разработки. 2. Нефть – использована примерно на 1/3 от уровня известных и доступных для разработки мировых запасов, по оценкам ЮНЕСКО. В последние годы открываются или уточняются по запасам месторождения нефти общим объемом больше ежегодного потребления. Предполагается, что в настоящее время достигнут максимум добычи и потребления нефти, после чего ее мировое производство и потребление начнут снижаться. 3. Природный газ – к настоящему времени использован примерно на 40 % его известных мировых запасов, причем его извлекаемость больше, чем у нефти. Максимум производства и потребления ожидается в 2020 г., когда его потребление в 3 раза превысит существующее. Среди возобновляемых источников энергии наиболее существенными признаются следующие: 1. Геотермальная энергия – это фактически разновидность ядерной энергии. В настоящее время действует около 20 геотермальных электростанций. 2. Приливные волны Мирового океана. Получение такой энергии рентабельно лишь в нескольких районах планеты, где приливы особенно высоки, например, в некоторых районах Ла-Манша и Ирландского моря, вдоль побережья Северной Америки и Австралии и на отдельных участках Белого и Баренцева морей. 3. Волны Мирового океана. Расчетные данные о том, какую энергию можно получить от волн, сильно расходятся. Несколько экспериментальных прототипов волновых энергетических установок построено в Англии и Японии. 4. Дующие на Земле ветры. При использовании энергии ветра человечество столкнулось с неожиданными проблемами. В США на побережье Флориды были сооружены мощные ветряки с диаметром лопастей свыше 3-х метров. Оказалось, что эти установки генерируют довольно мощное излучение неслышимого инфразвука, который, вопервых, удручающе действует на человеческую психику, а во-вторых, резонирует естественные колебания таким образом, что на расстоянии нескольких километров дрожат и лопаются стекла в домах, стеклянная 33 посуда, люстры и т. п. Так что дальнейшее сооружение подобных генераторов является проблематичным. 5. Гидроэнергия. Общая потенциальная гидроэнергия на земном шаре примерно равна нынешнему объему общемирового энергопотребления, около 15 % может быть использовано рентабельно. По энергетическому потенциалу гидроресурсов, использование которых экономически целесообразно, Россия занимает второе место в мире после Китая (табл. 2.1). Таблица 2.1 Место Использование гидроэнергетического потенциала Страна Экономический гидро- Выработка электро- Доля использованного энергетический потенэнергии экономического потенциал, на ГЭС, циала, % млрд кВт·ч/год млрд кВт·ч/год 1 Китай 1320 92,0 7,0 2 Россия 850 160,1 18,8 3 США 705 330,0 46,8 4 Бразилия 657 165,4 25,2 5 Канада 535 304,3 56,9 6 Индия 216 51,0 27,6 7 Япония 132 91,5 69,3 8 Норвегия 130 106,5 81,9 9 Швеция 85 64,9 76,4 10 Франция 80 71,6 89,5 11 Италия 63 44,5 70,6 6. Тепловая энергия океанов. Мировой океан поглощает почти 70 % солнечной энергии, падающей на Землю. Перепад температур между холодными водами на глубине несколько сот метров и теплыми водами на поверхности океана представляет собой огромный источник энергии. 7. Солнечная энергия. Общее количество энергии Солнца, достигающей поверхности Земли за год, в 50 раз превышает всю ту энергию, которую можно получить из доказанных запасов ископаемого топлива, и в 35 000 раз превышает нынешнее ежегодное потребление энергии в мире. 34 8. Солнечное топливо. Около 90 % солнечной энергии, накопленной на поверхности Земли, сосредоточено в растениях. Общее количество такой энергии примерно равно количеству энергии, содержащейся в наших запасах угля. 2.3. Вторичные энергетические ресурсы Утилизация отходов цивилизации, существенную помощь в которой может оказать биоэнергетика, является сама по себе общечеловеческой проблемой, связанной с охраной природы. Особым типом отбросов человеческой жизнедеятельности являются энергетические отходы, именуемые вторичными энергетическими ресурсами (ВЭР), причем наибольшее их количество возникает в сфере промышленного производства. Понятие «энергетические отходы производства» включает все потери в энергоиспользующих агрегатах, а также энергетический потенциал готовой продукции. Практически это означает, что вся энергия, подведенная к технологической энергоиспользующей установке, плюс внутренние выделения энергии в конечном счете идут в отходы. Не все эти отходы можно рассматривать как вторичные энергетические ресурсы. Вторичные энергетические ресурсы (ВЭР) – это энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах (установках), который не используется в самом агрегате, но может быть частично или полностью использован для энергоснабжения других потребителей. Эти энергетические отходы можно разделить на два рода: первый род – недоиспользованный энергетический потенциал первичного энергоресурса – продукты неполного сгорания топлива, тепло дымовых газов, «мятый» пар из паротурбоприводов, тепло конденсата, сбросных вод и т. п.; второй род – проявления физико-химических свойств материалов в ходе их обработки – горючие газы доменных, фосфорных и других печей, тепло готовой продукции, теплота экзотермических реакций, избыточное давление жидкостей и газов, возникающее по условию протекания технологического процесса и т. п. ВЭР первого рода следует стремиться устранить или снизить их выход, и только тогда, когда все подобные меры приняты, использовать. ВЭР второго рода – побочный результат технологии, поэтому необходимо либо создать на их базе комбинированный энерготехнологический агрегат с выработкой одновременно энергетической и неэнергетической продукции, либо утилизировать иным путем при помощи специального утилизационного оборудования. 35 По видам содержащегося энергетического потенциала ВЭР подразделяются на горючие, тепловые и избыточного давления, причем каждый из этих видов ВЭР может быть первого или второго рода. ВЭР представляют собой огромный резерв повышения экономичности ТЭК. По некоторым экспертным оценкам, их вовлечение в топливно-энергетический баланс страны в 10 раз дешевле, чем увеличение добычи природных энергоресурсов. Рациональное использование ВЭР как реализация важной части государственной энергосберегающей политики возможно при выборе оптимального направления их использования, которыми являются: топливное – непосредственное использование горючих ВЭР в качестве топлива; тепловое – использование тепла, получаемого непосредственно в качестве тепловых ВЭР или вырабатываемого за счет горючих ВЭР в утилизационных установках. К этому направлению относится также выработка холода за счет ВЭР в абсорбционных холодильных установках; силовое (механическое) – использование механической энергии избыточного давления, механической энергии, получаемой в силовых установках за счет тепловых или горючих ВЭР; комбинированное – получение тепловой и электрической энергии на утилизационных ТЭЦ за счет горючих или тепловых ВЭР. Производство и использование вторичных энергетических ресурсов в национальном хозяйстве является одним из важнейших и, пожалуй, самым эффективным направлением энергосбережения. 2.4. Потребление и производство энергетических ресурсов Добыча и использование запасов энергетических ресурсов в мире и в нашей стране теснейшим образом связаны с расходованием их потребителями, поскольку, как уже указывалось, одной из главных специфических черт энергетики и всего топливно-энергетического комплекса является полная зависимость объемов (иногда и времени) производства от масштабов потребления. Уровень потребления энергетических ресурсов служит своеобразным показателем уровня экономического и социального развития страны, региона, народа. Поэтому характеристика масштабов энергопотребления важна не только с узкоотраслевых позиций, но и как оценка состояния всей экономики. В России разработана концепция энергетической политики страны в новых экономических условиях. Энергопотребление и производство энергии в нашей стране характеризуется показателями, приведенными в табл. 2.2. 36 В настоящее время в связи с кризисными явлениями в экономике трудно прогнозировать уровни энергопотребления в России. Общая тенденция к его увеличению остается неизменной, неясны лишь темпы роста общих энергетических нагрузок и годового потребления, которые, если судить по общемировому стремлению к сдерживанию энергозатрат, по-видимому, станут более низкими, чем в прежние годы. Таблица 2.2 Развитие энергетики России в 1990–1996 гг. Потребление: первичных энергоресурсов, млн т* электроэнергии, млрд кВт·ч Производство первичных энергоресурсов, млн т* В том числе: нефть и конденсат, млн т природный и попутный газ, млрд м3 уголь, млн т Вывоз энергоресурсов, млн т* В том числе: в страны СНГ, млн т*: нефть и нефтепродукты, млн т природный газ, млрд м3 в другие страны*: нефть и нефтепродукты, млн т газ, млрд м3 1990 г. 1992 г. 1993 г. 1995 г. 1996 г. 1270 1175 1107 920 860 1082 1008 957 962 855 1875 1656 1539 1417 1410 515 399 354 307 300 640 641 618 595 600 396 337 306 262 258 356 251 200–205 210–215 215–230 160 82–84 60–63 57–60 55–60 92 98 8790 93–98 100–105 345 252 240–245 215–225 205–225 135 82 65–69 45–50 40–50 110 104–106 112–113 115–120 115–120 * Топливо в условном исчислении (7000 ккал/кг). 37 Глава 3 СТРУКТУРНЫЕ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ 3.1. Общие законы рыночной экономики Энергетика, как и все хозяйство нашей страны, сегодня пока еще робко вступает в рыночные отношения. Поэтому необходимо, хотя бы приближенно и в общих чертах, охарактеризовать основные законы рыночной экономики. Как известно, вся экономическая наука разделяется на общую и конкретную экономику, или экономику отраслей материального производства. Общеэкономическая теория создает теоретическую базу для конкретной экономики, определяет основные концепции отраслевых экономических дисциплин. Именно с этих позиций здесь и следует коснуться общеэкономических вопросов. Во всем мире и на протяжении, по крайней мере, двух веков человеческая мысль исследовала общие законы экономики и добилась убедительных результатов. Фундаментальные исследования проведены многочисленной плеядой видных экономистов, среди которых не последнее место занимают и наши соотечественники. Сейчас существует довольно много научных мнений и школ, описывающих как общие принципы рыночной экономики, так и частные, хотя и очень существенные ее моменты. В настоящее время нет единого общепризнанного перечня экономических законов, действующих в обществе с товарно-денежными отношениями. Не ставя задачи рассматривать существующие мнения, следует назвать основные законы рыночной экономики применительно к конкретной экономике: 1) закон стоимости; 2) закон максимальной прибыли; 3) закон планомерного, пропорционального развития экономики; 4) закон роста благосостояния народа. Закон стоимости определяет суть взаимоотношений в процессе товарообмена на свободном рынке. Согласно этому закону, каждый товар, представленный продавцом (производителем) на рынок, имеет свою стоимость – меновую стоимость. Стоимость товара определяется как стихийно складывающаяся рыночная цена (P), соответствующая общественно необходимым затратам труда, и может характеризоваться выражением 38 Р с v , (3.1) где с – капитал, затраченный для производства данного товара: часть основных производственных фондов, перенесенная на продукцию и равная сумме амортизационных отчислений, и все материальные затраты, включая стоимость оборотных средств; v – живой труд, выступающий в виде стоимости рабочей силы, т. е. равный величине оплаты труда; π – прибавочная стоимость, прибыль, составляющая основной стимул производства. Естественно, что продавец хотел бы получить за свой товар максимально возможную прибыль, для чего следует назначить максимально высокую цену. Каждый товар, с точки зрения покупателя, имеет некоторую потребительскую стоимость, степень его полезности. Поэтому неизвестно, захочет ли покупатель покупать товар по предложенной цене. Таким образом, во взаимодействии меновой стоимости и потребительской стоимости происходит формирование рыночной цены, устраивающей и продавца, и покупателя. Иными словами, цена складывается в результате балансирования спроса и предложения на рынке. Закон максимальной прибыли отражает стремление продавцапроизводителя к получению от своей производственно-хозяйственной деятельности максимальных выгод. Величина общей массы прибыли Р S Q , (3.2) где P – рыночная цена, р./ед.; S – себестоимость производства единицы продукции, р./ед.; Q – объем продаж, ед. Как видно из выражения (3.2), получить максимальную массу прибыли принципиально можно тремя путями: 1) максимально повысить продажную цену, но тогда товар не будет продаваться, покупатели обратятся к конкурентам, продающим этот товар по более низкой цене; 2) максимально снизить себестоимость производства; 3) увеличить объем производства и соответственно продажи; однако неизвестно, нужно ли это рынку, найдет ли такое количество товара сбыт. С учетом рыночной конъюнктуры и механизма формирования рыночной цены на товары главным способом увеличения прибыльности является снижение себестоимости путем всестороннего совершенствования производства, включая весь цикл производственно-хозяйственной 39 деятельности. Таким образом, стремление к максимальной прибыли приводит к совершенствованию производства. Закон планомерного пропорционального развития экономики в недавнем прошлом считался исключительной прерогативой социалистического строя, в условиях «общенародной» (точнее – государственной) собственности. Действительно, этот закон, как и другие экономические законы, является объективным, не зависящим от воли людей. И в первый период своего развития капитализм не был способен организовать планомерное и пропорциональное развитие национальной экономики. В результате существенно искажались пропорции в экономических комплексах стран, происходили периодические экономические депрессии, спады, кризисы. Но позднее, начиная с 30-х гг. XX в., после глубокого кризиса 1929–1931 гг., правительства наиболее развитых стран стали регулировать стихию рынка, планировать развитие экономики с помощью соответствующего законодательства и национальных экономических программ. И в последующие годы серьезных экономических кризисов не наблюдалось. В то же время при социалистическом строе излишняя централизация планирования, неоправданные мелочные предписания сверху подавляли местную инициативу, исключали рыночное саморегулирование. А громоздкость бюрократического аппарата и, как результат, фактическая неуправляемость экономики привели к серьезному нарушению пропорций в государственном хозяйстве, застою (стагнации) и последующему глубокому экономическому кризису. Таким образом, человечество и особенно наша страна на собственном горьком опыте познали необходимость строгого соблюдения закона планомерного пропорционального развития для бескризисного функционирования национальной экономики. Диспропорции, вынужденно возникающие в национальной экономике многих стран (вследствие географических, этнографических, национальных и других особенностей), сегодня вполне успешно компенсируются мировым рынком. В какой-то мере надеются на это и в нашей стране. В силу уникальности России – по территории, климату, менталитету и пр., выход из кризиса у нас возможен только собственными силами, при соблюдении нужных пропорций и планомерного развития отечественной экономики. Многое в этом отношении может быть достигнуто на путях возобновления – разумеется, на новом качественном и экономическом уровне – государственного планирования общественного воспроизводства, при разработке и осуществлении национальных программ на 3, 5, 7 лет или любой другой приемлемый срок. При этом государственное планирование должно касаться лишь макро40 экономических категорий – общих для страны в целом объемов, структуры, пропорций и темпов развития производства с участием всех форм собственности. Закон роста материального благосостояния народа в нашей стране неустанно провозглашался во всех правительственных решениях. Но на деле существовала масса ограничений, обязательность минимальных доходов для большей части населения, в результате которых оно имело низкий, хотя и гарантированный (в большинстве случаев) уровень жизни. В капиталистических странах такой лозунг отсутствовал. В эпоху первоначального накопления капитала и на первых этапах развития там действительно существовали жесткая эксплуатация и низкий жизненный уровень трудящихся. Впоследствии сработали объективные факторы роста материального благосостояния: 1) увеличение оплаты труда повышает уровень потребления продукции, т. е. рост спроса активизирует и оживляет рынок; 2) повышение оплаты и создание нормальных условий труда во многом происходило за счёт мощного давления профсоюзных организаций на собственников компаний; 3) постепенное совершенствование и усложнение производства требует роста квалификации рабочей силы, что возможно при обеспечении высокого уровня жизни работников. Это означает постоянный рост стоимости рабочей силы, а значит и повышение общего жизненного уровня населения; 4) возникновение новых, привлекательных способов мотивации труда – участие работников в собственности, в прибылях и в управлении – дало дополнительные стимулы к эффективной работе и одновременно существенно повысило личные доходы за счёт дивидендов по акциям. Таким образом, развитие экономики объективно требует повышения уровня благосостояния народа. 3.2. Российское акционерное общество «Единая электроэнергетическая система России» Основная часть российской электроэнергетики сконцентрирована в Российском акционерном обществе «Единая электроэнергетическая система России» (РАО «ЕЭС Россия»). РАО «ЕЭС России» было создано указом Президента РФ «Об организации управления электроэнергетическим комплексом РФ в условиях приватизации» от 15 августа 1992 г. № 923. 41 РАО «ЕЭС России» – это производственная компания, оформленная в виде акционерного общества и обеспечивающая развитие и функционирование ЕЭС России (производство электроэнергии и ее передачу). В уставный капитал РАО «ЕЭС России» были переданы: самые крупные ТЭС единичной мощностью от 1000 МВт и ГЭС от 300 МВт. Всего 35 электростанций (ТЭС и ГЭС) общей мощностью около 70 млн кВт; системообразующие ЛЭП, объединяющие электростанции для их совместной работы (от 220 кВ и выше); 42,3 тыс. км межсистемных ЛЭП напряжением 330 кВт и выше и 134 подстанции с присоединенной мощностью 115 млн кВт; центральное и объединенные диспетчерские управления (ЦДУ и ОДУ); а также другие отраслевые предприятия и организации. На базе сохранившихся в ведении региональных производственных энергетических объединений (ПЭО) энергетических мощностей организованы акционерные общества – АО «Энерго», которые вошли в состав РАО «ЕЭС России» в качестве дочерних и зависимых акционерных обществ (за исключением «Татэнерго» и «Иркутскэнерго», сохранивших независимый от РАО статус). Таким образом, одна из крупнейших компаний страны РАО «ЕЭС России» контролирует более 74 % выработки электроэнергии в РФ и 58 % выработки тепловой энергии. Контрольный пакет акций компании (52,24 %) остался в государственном (федеральном) управлении. Это позволяет Правительству РФ через своих представителей, которые составляют большинство в совете директоров РАО «ЕЭС России», принимать нужные государству решения. В качестве холдинговой компании (держателя контрольного пакета акций большинства региональных АО «Энерго») РАО «ЕЭС России» контролирует основную часть производства электроэнергии в стране. В уставный капитал холдинга РАО «ЕЭС России» внесены от 14 до 100 % акций 73 региональных АО «Энерго». Во время создания РАО «ЕЭС России» в 1992 г. все его акции принадлежали государству, а к началу 1999 г. доля государственного участия в компании сократилась до 52,24 %. Остальные 47,76 % были переданы трудовым коллективам энергосистем и проданы частным инвесторам. К 1999 г. структура акционерного капитала РАО «ЕЭС России» состояла из следующих долей: государства 52,24 %; иностранных инвесторов 33,69 %; российских физических и юридических лиц 14,07 %. 42 РАО – это крупная холдинговая компания, контролирующая: электростанции; межсистемные линии электропередачи; региональные энергоснабжающие компании; акционерное общество «Центральное диспетчерское управление Единой энергетической системы России». Схема организации базируется на следующих основных положениях: потребители региона (зона действия АО «Энерго») обеспечиваются электроэнергией от генерирующих объектов, принадлежащих АО «Энерго» и принятых ими в эксплуатацию (аренду) от РАО «ЕЭС России»; недостающую электрическую мощность и энергию региональные АО «Энерго» покупают на оптовом рынке, контролируемом РАО «ЕЭС России»; оптовый рынок электроэнергии РАО «ЕЭС России» формируется за счет приобретения энергии от АЭС, находящихся в ведении государственного предприятия (ГП) «Росэнергоатом», от ГЭС и ГРЭС, принадлежащих РАО «ЕЭС России», а также от АО «Энерго», если у них есть избытки энергии. Схема поставки электроэнергии предполагает сохранение жесткого централизованного диспетчерско-технологического управления режимами работы субъектов рынка в ЕЭС РФ (АО «Энерго» и параллельно работающих с ними блок-станций, АЭС, электростанций и электрических сетей, контролируемых РАО «ЕЭС России»). Диспетчерскотехнологическое управление осуществляется по традиционной иерархической схеме «ЦДУ–ОДУ–энергосистемы». Структура управления РАО «ЕЭС России» представлена на рис. 3.1. Одновременно с созданием РАО «ЕЭС России» была организована оптовая торговля электрической энергией через Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электроэнергии (мощности) – ФОРЭМ (функции ФОРЭМ приведены в пп. 3.3). 43 Юр. лица Собрание акционеров РАО Физ. лица Госкомимущество России Совет директоров РАО Председатель Правление Исполнительный аппарат РАО «ЕЭС России» Департаменты и дирекция Финансы, экономика, учёт капитала Ценные бумаги, траст, собрания акционеров Строительство, стройиндустрия Эксплуатация, электрические сети Наука и техника, развитие отрасли Внешние связи Территориальные отделения РАО Центрэнерго Севзапэнерго Волгаэнерго Уралэнерго Сибэнерго Югэнерго Востокэнерго АО АО АО АО АО АО АО Рис. 3.1. Управление РАО «ЕЭС России» 3.3. Основы процесса реформирования электроэнергетической отрасли и его этапы Переход России к рыночной экономике обусловил необходимость проведения структурных реформ в электроэнергетике России и создания новых форм внутриотраслевых и межотраслевых экономических отношений. Первый этап рыночных реформ в электроэнергетике России был проведен в начале – середине 90-х гг., и его результатами стало введение в отрасли новой системы хозяйственных отношений, адекватных рыночной экономике. Проводившаяся в 1992–1994 гг. реструктуризация была вызвана неравномерным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большинства регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности и включала: 44 акционирование и приватизацию; выделение из состава энергообъединений 51 крупной электростанции в качестве самостоятельных субъектов и вывод их на ФОРЭМ; акционирование и приватизацию энергообъединений, создание на их базе 72 региональных энергокомпаний, которые должны были быть поставлены в равные «стартовые» экономические условия; создание РАО «ЕЭС России» как сетевой компании, обеспечивающей всем участникам ФОРЭМ равный доступ к межсистемным линиям электропередачи, и как холдинга, владеющего 49 % акций всех региональных энергокомпаний и контрольными пакетами всех электростанций, выведенных на ФОРЭМ; разработку и внедрение оптового и розничного рынков электроэнергии и мощности с элементами конкуренции в сфере производства электроэнергии; образование государственного концерна «Росэнергоатом», эксплуатирующего атомные электростанции на внебюджетной (самофинансирующейся) основе; создание около 1340 так называемых оптовых продавцовперекупщиков (ОПП) электроэнергии, призванных обеспечивать гибкость в удовлетворении энергетических потребностей и практически не имеющих собственных энергомощностей. Выбранный способ формирования отраслевой структуры капитала, при котором контрольный пакет акций большинства отраслевых компаний принадлежит Российскому акционерному обществу «ЕЭС России», обеспечил определенную преемственность управления в условиях трудного переходного периода. Сложившаяся структура управления отраслью, которая во многом воспроизвела прежнюю систему административно-отраслевого управления, но действовала уже на основе имущественных отношений, позволила за этот период решить главную задачу – обеспечить устойчивое энергоснабжение потребителей. Коммерциализация и корпоратизация предприятий отрасли привели: к созданию рынка электроэнергии; внедрению экономических принципов ценообразования; формированию рыночных субъектов – энергетических компаний. А их частичная приватизация открыла возможности для прихода частного капитала в электроэнергетику. Вместе с тем, на начальном этапе реформирования было сохранено доминирующее влияние государства на функционирование и развитие отрасли, которое осуществлялось как через имущественные механизмы (контрольные пакеты акций энергокомпаний), так и через систему то- 45 тального регулирования цен на оптовом и розничных рынках электроэнергии. Существенный дисбаланс между интересами государства и бизнеса в этой ситуации был вынужденной мерой в первые годы формирования новой экономической среды, его сохранение в дальнейшем привело к появлению целого ряда негативных тенденций в электроэнергетике: необоснованному росту производственных и инвестиционных затрат при отсутствии реальных антизатратных стимулов на рынке; ухудшению финансового состояния компаний из-за политики госрегулирования (сдерживания цен электроэнергии, перекрестного субсидирования), а также неплатежей; сохранению низкой инвестиционной привлекательности отрасли и отсутствию значительных внешних инвестиций. Вместе с тем, функционирование частично реформированной электроэнергетики выявило ее слабые стороны, которые, наряду с неблагоприятными внешними факторами (спад производства, неплатежи и др.), привели к снижению отраслевой эффективности: 1. Не обеспечивается оптимальный режим работы электростанций, что стало одной из причин увеличения удельного расхода топлива. 2. Возросли потери энергии в электрических сетях. 3. Увеличилась относительная численность эксплуатационного персонала предприятий. 4. Из-за спада потребления электроэнергии более чем на порядок выросли резервы установленных мощностей в Единой энергетической системе России. Образовавшийся избыток мощности, составляющий около 70 млн кВт, способствуя поддержанию надежной и устойчивой работы ЕЭС России, являлся вместе с тем дополнительной финансовой нагрузкой на потребителей, поскольку оплачивался ими. 5. Существенно снизилась эффективность капитального строительства и всего инвестиционного процесса. Это является в основном результатом действующего порядка финансирования электроэнергетики, предусматривающего формирование финансовых источников за счет включения инвестиционной составляющей в тарифы на электрическую и тепловую энергию. Возможность получения значительных инвестиционных ресурсов за счет их «принудительного» включения в тарифы для конечных потребителей освобождает акционерные общества электроэнергетики от необходимости поиска потенциальных инвесторов, снижает требовательность к отбору эффективных проектов. Кроме того, финансирование электроэнергетики через регулируемые тарифы перекладывает весь инвестиционный риск на потребителей электроэнергии, сокращает их собственные инвестиционные возможности по модернизации производства, что не способствует энергосбережению, 46 преодолению экономического спада и восстановлению конкурентоспособности российской промышленности. Все отмеченные обстоятельства вызвали необходимость создания и административного оформления Федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности). Основным нормативным актом, регулирующим данный рынок, является постановление Правительства Российской Федерации «О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 12 июля 1996 г. № 793. В нём определены: понятие федерального оптового рынка электроэнергии (мощности); его субъекты; порядок определения тарифов и размер платы за услуги, предоставляемые на ФОРЭМ; перечень коммерческих организаций, для которых тарифы устанавливаются Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) Российской Федерации. Основные принципы, установленные государством при формировании ФОРЭМ, следующие: 1) рынок формируется из производителей энергии – региональных акционерных обществ (АО «Энерго») и крупных потребителей энергии, включая перепродавцов. Весь энергетический рынок делится на две зоны – Европейскую и Сибирскую, где имеются существенные экономические различия в условиях производства и поставок энергии и мощности; 2) на рынке заключаются долгосрочные, среднесрочные и краткосрочные контракты на поставку энергии и мощности между субъектами ФОРЭМ. Краткосрочные договоры и заказы, в том числе суточные, заключаемые в реальном режиме времени, образуют так называемый «спотовый рынок»; 3) ЦДУ (центральное диспетчерское управление) и ОДУ (объединенные диспетчерские управления) осуществляют диспетчерское регулирование графиков нагрузки, обеспечивают необходимое резервирование энергетических мощностей; 4) государство контролирует и регулирует региональные тарифы на энергию и мощность, включая образование многоставочных тарифов. Вместе с тем, многие важные вопросы не нашли отражения или были решены не полно: ряд субъектов, которые могли бы работать на ФОРЭМ, не попали в список участников ФОРЭМ; функции отдельных субъектов ФОРЭМ указаны недостаточно корректно; нечетко определена процедура вывода на ФОРЭМ хозяйствующих субъектов и их исключение из числа субъектов ФОРЭМ. 47 Кроме того, данный акт перестал отвечать потребностям регулирования развивающихся договорных отношений на ФОРЭМ. Итак, первый этап (1992–1997 гг.) «рыночного» реформирования электроэнергетического комплекса России, до начала реформ представлявшего собой единую общенациональную и управляемую государством монополию, связан с попытками построить «классический рынок» электроэнергии путем принудительной дезинтеграции некогда единого электроэнергетического комплекса. При этом предполагалось, что механизм цен в конкурентной среде автоматически обеспечит снижение тарифов на электроэнергию. Первый этап реформирования привел, по мнению ряда экономистов и энергетиков, к поистине печальным результатам. В отрасли наблюдалось неуклонное снижение эффективности использования ресурсов. Так, например, вопреки ожидавшемуся снижению тарифов на электроэнергию только в течение первых двух лет после начала рыночного реформирования отрасли цены на электроэнергию выросли в 375,4 раза при росте (кстати, во многом обусловленном увеличением тарифов на электричество) средних цен на промышленную продукцию в 173,4 раза. Начало осуществления реформ послужило толчком к неуклонному снижению (примерно на 5–10 % ежегодно) объемов производства продукции, имеющей безусловную (по крайней мере, в Европе) ликвидность. Одновременно с этим в течение первого этапа реформирования отрасли существенно (более чем на 60 %) снизились капиталовложения в электроэнергетику, полностью прекратилось развитие атомной и гидроэнергетики, заморожено строительство более 60 электростанций общей мощностью около 100 млн кВт, примерно в 10 раз уменьшился ввод в эксплуатацию новых энергомощностей, что привело к стремительному ухудшению возрастной структуры основных фондов отрасли. Рентабельность продукции электроэнергетики России постепенно снизилась с 25,5 % в 1994 г. до 12 % в 1998 г. Разразился острейший кризис неплатежей. Привычными явлениями стали длительные отключения электричества и тепла в ряде регионов страны.1 Недостатки, свойственные реализованной схеме организации энергоснабжения, можно свести к следующим: 1. Нарушение рационального распределения загрузки мощностей станций, не входящих в РАО «ЕЭС России», вследствие юридического и экономического подчинения ЦДУ холдингу РАО «ЕЭС России» в результате коммерциализации субъектов созданного оптового рынка ФОРЭМ. Особенно остро это проявлялось по отношению к АЭС, входящих в ГП «Росэнергоатом», мощности которых в отдельные периоды 1 48 Байнев В. Электроэнергетика: пути развития // Экономист. 2004. № 10. С. 46–47. использовались менее чем на 50 %, несмотря на их предпочтительные экономические характеристики. 2. Усложнение, а иногда препятствие допуска к сетям независимых производителей энергии (НПЭ) за счёт предоставления исключительных прав РАО «ЕЭС России» в регулировании ФОРЭМ. Это порождает неизбежный конфликт интересов с атомными электростанциями, НПЭ, не входящими в состав РАО (например, энергогенерирующие мощности «Иркутскэнерго», «Татэнерго»), и ограничивает создание новых НПЭ (особенно малой и средней мощности), снижая тем самым возможности общего развития энергетики. 3. Отсутствие возможностей и механизмов развития процедур заключения прямых договорных соглашений между крупными потребителями электроэнергии и отдельными ее поставщиками в условиях принятой схемы регулирования ФОРЭМ. Существующие сложности заключения взаимовыгодных прямых договорных соглашений (например, ни потребитель не вправе выбирать поставщика, ни поставщик не может выбирать потребителей, выбор осуществляет ЦДУ исходя из собственных предпочтений) снижают возможности усиления контроля со стороны потребителей за надежностью и качеством энергоснабжения, одновременно ограничивают возможности расширения предоставляемых услуг со стороны энергоснабжающих компаний. 4. Непоследовательность отношений между РАО «ЕЭС России» и АО «Энерго» при функционировании розничного рынка электроэнергии, когда последние не заинтересованы замещать низкоэффективное производство электроэнергии на собственных станциях АО «Энерго» дешевой энергией оптового рынка. В результате получила широкое распространение ситуация недозагрузки мощностей высокоэффективных станций, принадлежащих РАО «ЕЭС России», при максимальном использовании низкорентабельных станций АО «Энерго». Следствием лишь этого обстоятельства, по оценкам экспертов, является завышение общих затрат на энергоснабжение и соответствующих тарифов на 15–20 %. Недостатки существующей организации энергоснабжения, усугубленные нерациональной тарифной политикой, обусловили неудовлетворительное финансовое положение энергетических компаний и, как следствие, их низкую инвестиционную привлекательность. Необходимость второго этапа реформирования связана с совершенствованием существующей системы хозяйственных отношений, которая должна обеспечить повышение эффективности работы электроэнергетики, а также инвестиционной привлекательности бизнеса, создать благоприятные условия для развертывания масштабного инвестиционного процесса в отрасли, жизненно необходимого в условиях начавшегося экономического роста. 49 Конфликт интересов возникает при функционировании оптового рынка, когда РАО «ЕЭС России», имеющее собственные генерирующие мощности, одновременно контролирует: оперативно-технологическое управление оптовым рынком; процессы отбора генерирующих мощностей; процессы распределения нагрузки между всеми производителями, работающими на этом рынке. Выполнение операторских функций и повышение доверия участников оптового рынка к механизму его функционирования требуют разграничения функций владельца генерирующих мощностей и оператора оптового рынка. Дискриминационность проявляется и по отношению к атомным электростанциям, функционирующим на оптовом рынке, в части их загрузки. Кроме того, РАО «ЕЭС России» объективно не заинтересовано в появлении на оптовом рынке новых генерирующих мощностей конкурирующих компаний, поскольку выход на оптовый рынок новых, более эффективных электростанций вытесняет мощности этого акционерного общества и ведет к снижению его доходов. Поэтому для электроснабжения российских потребителей с минимальными затратами, создания благоприятных условий для притока российских и иностранных инвестиций в объекты электроэнергетики необходимо развивать конкуренцию при производстве электрической энергии. 3.4. Предпосылки реформирования ФОРЭМ Изучение практики функционирования ФОРЭМ в России и опыта крупных зарубежных объединений дает возможность наметить пути совершенствования существующей системы. Повышение общей эффективности возможно, в частности, при выделении из энергетического процесса производства-потребления областей, где целесообразна организация конкуренции. Для отрасли «Электроэнергетика» и ее непрерывного процесса производства-потребления характерна следующая общая схема: добыча и поставка топлива; производство электроэнергии; передача электроэнергии по межсистемным связям; передача и распределение в сетях АО «Энерго»; реализация и потребление энергии. Финансовый поток направлен в противоположном направлении – от потребителей, питающихся от распределительных сетей (или 50 от сетей РАО «ЕЭС России»), к производителям. Условная схема отрасли «Электроэнергетика» показана на рис. 3.2. Добыча и поставка топлива Производство электроэнергии Передача электроэнергии по межведомственным связям Передача и распределение в сетях АО «Энерго» Реализация и потребление энергии Условный финансовый поток Рис. 3.2. Условный финансовый поток оптового рынка через производителей электроэнергии к поставщикам топлива На каждом из этапов производственного процесса имеют место издержки, связанные: с эксплуатацией; аппаратом управления; амортизационными начислениями; ремонтом разного характера; инвестиционными расходами, включая научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы (НИОКР). Требует затрат деятельность по обеспечению надежности электроснабжения и качества энергии, в результате чего нужны расходы: на поддержание уровня резервов; обеспечение комплекса управления; ведение режимов; ликвидацию последствий аварий; 51 другие нештатные ситуации, приводящие к нережимным ограничениям, накладываемым на элементы энергосистем (например, плановые и внеплановые ремонты, недостаток запасов топлива). Эти расходы приводят к недополученной выручке, что адекватно расходу в потоке наличности (рис. 3.3). Аппарат управления Выручка, получаемая субъектами ЕЭС Топливо Налоги и отчисления Общесистемные расходы Эксплуатация Прибыль Ремонты Отраслевые внебюджетные фонды Амортизация Инвестиционные расходы НИОКР Строительномонтажные работы Оборудование Рис. 3.3. Использование выручки в электроэнергетике По традиции выделяются те зоны, в которых в той или иной форме возможна оптимизация в результате развития конкуренции (см. табл. 3.1). В большинстве случаев сотрудничество в данных областях ориентировано на длительные сроки, и конкуренция возможна лишь на стадии заключения долговременных соглашений. Неэффективность в этих и других областях энергетического производственного процесса влияет на эффективность всей отрасли, которая, являясь базовой, затрагивает интересы общества в целом и каждого в отдельности. Целью государственного регулирования в электроэнергетике, в том числе лицензирования и контроля за тарифами, является стремление исключить возможность ошибочных, неэффективных решений или злоупотреблений, наносящих прямой ущерб обществу. 52 Таблица 3.1 Зоны оптимизации на основе развития конкуренции Зоны Характеристика зоны с точки зрения возможности развития конкуренции Теплоснабжение В реальности слабоконкурентная область – значительное государственное влияние и монополизация Производство энергии Конкурентная область. Требуется комплекс мер по обеспечению конкурентоспособности АЭС и регулирование для ГЭС. Ограничения из-за значительного удельного веса ТЭЦ и тенденции относительного его увеличения по мере непропорционального опережающего падения спроса на электроэнергию по сравнению с тепловой Высоко конкурентная область. В мировой практике стимулирует развитие техники и технологий и является областью активной коммерческой деятельности. К ней же относятся системы коммерческих АЧР *, САОП**, договорных графиков ограничений и других форм управления нагрузкой Несение резерва и поставки аварийной пиковой, дополнительной мощности (энергии) и оперативная компенсация небалансов, связанных с отклонениями частоты Передача энергии по межсистемным электрическим сетям (МЭС) В рамках электроэнергетики и существующих сетей – неконкурентная область. Теоретически возможен вариант передачи по сетям независимых систем сопредельных территорий или государств, но реально такое бывает редко. Конкуренцию передачам электроэнергии по МЭС составляет транспорт топлива – трубопроводный, железнодорожный, морской. Ценовые тенденции в данных областях определяют перспективы развития и конкурентоспособность одних по сравнению с другими Передача и распределение энергии Неконкурентная область Управление и эксплуатация объектов электроэнергетики Допустима конкуренция среди специализированных в данной области компаний, действующих по доверенности собственника объекта в целях достижения максимальной эффективности Ремонтные работы В целом потенциально высоко конкурентная область, кроме случаев уникальных работ и поставок запасных частей, привязанных к производителю оборудования. Необходим особый режим лицензирования, технического допуска и контроля в данной области Теоретически сфера организации сбыта энергии – конкурентная область для профессиональных посредников и потребительских объединений в зависимости от концепции сбыта и управления энергоснабжающей организацией в целом Более целесообразно единоначалие при эффективном контроле Сбыт электроэнергии Управление оптовым рынком Учет и контроль во всех сферах деятельности Конкурентная область. Известна положительная практика деятельности специализированных организаций по постановке и поддержанию достоверного учета, контроля и аудита во всех сферах деятельности крупных вертикально интегрированных предприятий с использованием специальных программно-технических средств и систем обучения персонала 53 Окончание табл. 3.1 Зоны Характеристика зоны с точки зрения возможности развития конкуренции Организация процесса финансирования текущей и инвестиционной деятельности Ограниченность конкуренции. Может быть достигнуто снижение издержек обращения, обслуживания заемных средств и ошибок в финансовом планировании при привлечении внешних и/или подконтрольных специализированных структур, способных в значительных объемах организовывать и осуществлять финансирование деятельности со средним, текущим и длительным инвестиционным циклами Строительство и монтаж объектов энергетики Поставка оборудования и запасных частей По экономическим критериям конкурентная область, кроме уникальных случаев Научноисследовательские (НИ), проектноисследовательские (ПИ), опытноконструкторские работы (ОКР) Обеспечение связью Ограниченность конкуренции связана с привязкой большинства запасных частей к производителю оборудования. Возможен выбор в части потребительских характеристик оборудования, условий поставок и вариантов их финансирования Конкурентная область. Особенность – часть работ ориентирована на долговременное сотрудничество, единственного заказчика и требует уникального опыта (например, схемное проектирование ЭС) Конкурентная область. Существуют ограничения по условиям безопасности или риска недружественной политики партнера на рынке услуг связи АЧР – автоматическая частотная разгрузка, элемент релейной защиты и автоматики у потребителей, обеспечивающий снижение нагрузки при падении частоты в электросети. ** САОП – система автоматического отключения потребителей при резком падении частоты в сети. * Кроме того, следует отметить, что многие развитые страны отказываются в последнее время от ограничения конкурентных отношений в тех сферах, где до недавнего времени эти ограничения присутствовали. Так, по принципу наличия в электроэнергетике конкурентных отношений все страны Западной Европы подразделяются на 5 категорий: 1. Так называемые страны с «открытой системой», что подразумевает свободный вход в данную сферу деятельности новых субъектов (наличие конкурентной среды). Сюда относятся Великобритания, Швеция и Финляндия. 2. Страны с монопольной ситуацией – Франция, Греция, Ирландия. 3. Так называемые еще закрытые системы, т. е. страны, в которых рассматривается возможность либерализации, но еще не выбрана модель, на которой в дальнейшем будут развиваться конкурентные отно- 54 шения, или страны, находящиеся в процессе ее претворения в жизнь. Это Германия, Голландия, Дания, Австрия и Италия. 4. Страны «специальной категории»: Испания и Португалия. Либерализация уже частично имеет место, но пока еще не завершена. 5. Страны, где «нет ни либерализации, ни монополии»: Люксембург и Бельгия. Здесь нельзя говорить ни о том, что конкуренция имеет место, ни о том, что имеет место монополия. Конкуренция на рынках электроэнергии и мощности за рубежом развивается по двум направлениям: 1) вертикальная дезинтеграция: когда из вертикально-интегрированных энергообъединений, охватывающих весь энергетический цикл (производство (генерацию), передачу, распределение и сбыт), выделяют энергокомпании по передаче и распределению, а затем от них отделяют распределительные компании; 2) усиление конкуренции между производителями электроэнергии за поставки на спотовый оптовый рынок, а затем и среди распределительных компаний-поставщиков – на розничный (потребительский) рынок электроэнергии. Спотовый рынок электроэнергии – рынок наличного товара, на котором цены определяются на основе конкурентного механизма отбора ценовых заявок, сообщаемых электростанциями оператору рынка за сутки вперед до реальной поставки электроэнергии. Спотовый оптовый рынок электроэнергии и мощности обеспечивает за рубежом до 15–20 % текущих поставок электроэнергии и мощности потребителям. Основной же объем поставок осуществляется на основе долгосрочных контрактов (обязательств) между субъектами рынка; следовательно, сфера «чистой» конкуренции на оптовом рынке весьма ограничена. В то же время следует отметить наличие конкуренции и при заключении долгосрочных контрактов на поставки электроэнергии потребителям. Концепция формирования и функционирования контрактного рынка электроэнергии и мощности предполагает следующее. Для контрактного рынка предлагается две формы: долгосрочные контракты (многолетние договоры о поставках различных категорий электроэнергии и мощности и об оказании услуг); краткосрочные договоры (неделя, месяц, квартал, сезон, год) на поставку электроэнергии и мощности и об оказании услуг. На контрактном рынке должны различаться сделки по мощности, электроэнергии и на оказание услуг. Каждый контракт может включать несколько видов сделок. Сделки по электроэнергии дифференцируются по категориям: «твёрдые» поставки электроэнергии; 55 поставки дополнительной электроэнергии; транзит электроэнергии; прочие поставки. Сделки по мощности дифференцируются: на поставки «твёрдой» мощности; поставки дополнительной мощности; поставки аварийной мощности; предоставление оперативного резерва; прочие поставки. Спотовый рынок может начать функционировать только после того, как будут выполнены все условия долгосрочных, а затем и краткосрочных контрактов. Рациональная работа спотового рынка определяется технологией диспетчерского управления, параллельной работой субъектов оптового рынка. На спотовом рынке сделки по мощности и электроэнергии не должны разделяться. Все они относятся либо к экономическим обменам электроэнергией, либо к поставкам мощности и электроэнергии в аварийных режимах, причем условия таких поставок должны быть определены в долгосрочных договорах. 3.5. Современный период структурной реформы электроэнергетики. Реструктуризация РАО «ЕЭС России» Второй этап (1998–2008 гг.) реформирования электроэнергетического комплекса России связан с отказом от попыток построить классический рынок электроэнергии. Началом второго этапа в реформировании стало принятие 28 апреля 1997 г. указа Президента РФ «Об основных положениях структурной реформы в сферах естественных монополий» № 426. Начиная с 1998 г. предпринимаются энергичные шаги по воплощению в жизнь принципиально иной схемы купли-продажи электричества, которая предполагает конкуренцию производителей за доступ к рынку. Необходимость интенсификации процесса преобразований потребовала разработки детальной программы реформирования электроэнергетики «Основные направления реформирования электроэнергетики Российской Федерации», основные положения которой были одобрены Правительством РФ летом 2001 г. Основу программы составляет комплексная система мер по реформированию рынка электроэнергии и реструктуризации отрасли, включающая: дифференциацию условий коммерческой деятельности компаний на рынке электроэнергии: усиление тарифного регулирования в 56 естественно-монопольных секторах и поэтапная либерализация и введение конкурентных механизмов в секторах генерации и сбыта электроэнергии; ослабление и постепенную ликвидацию вертикальной интеграции бизнеса и переход к организации монофункциональных компаний, работающих в отдельных секторах (генерации, транспорте, распределении, сбыте электроэнергии), а также предоставляющих другие необходимые технологические или коммерческие услуги (например, диспетчеризация, организация торговли на рынке или бирже и др.); изменение структуры собственности с дифференциацией по выделенным секторам – обеспечение доминирующей роли государства в сетевом бизнесе и последовательное снижение государственного участия в компаниях, осуществляющих производство и сбыт электроэнергии, с соответствующим увеличением доли частного капитала в этих потенциально конкурентных сферах. Таким образом, программа преобразований ориентирована на ликвидацию существующего дисбаланса интересов государства и бизнеса, повышение роли последнего в управлении функционированием и развитием отрасли. Важнейшим результатом планируемых реформ станет возможность урегулирования существующих конфликтов между государством и бизнесом за счет организационной и имущественной «привязки» их интересов к отдельным секторам в электроэнергетике. В соответствии с этой основной целью реформирования сфера доминирующего влияния бизнеса постепенно охватит все виды оперативнохозяйственной деятельности, которые могут осуществляться в условиях конкуренции, в то время как сфера влияния государства будет ограничена управлением естественно-монопольным сегментом отрасли (сети и диспетчеризация), обеспечивающим надежность функционирования энергосистемы. В соответствии с программой реформирование электроэнергетики должно осуществляться с учетом результатов приватизации предприятий отрасли и основываться на следующих принципах: отнесение передачи, распределения электрической энергии и диспетчеризации к исключительным видам деятельности, осуществление которых возможно только на основании специальных разрешений (лицензий); демонополизация и развитие конкуренции в сфере производства, сбыта и оказания услуг (ремонт, наладка, проектирование и т. д.); обеспечение всем производителям и потребителям электроэнергии равного доступа к инфраструктуре рынка; единство стандартов безопасности, технических норм и правил, действующих в электроэнергетической отрасли; 57 обеспечение финансовой прозрачности рынков электроэнергии и деятельности организаций регулируемых секторов электроэнергетики; обеспечение прав инвесторов, кредиторов и акционеров при проведении структурных преобразований. Попытка привнесения конкурентных отношений в сферу электроэнергетической естественной монополии связана с представлениями об эффективности преодоления фундаментальных недостатков рынка и минимизации трансакционных издержек с помощью нестандартных форм контрактации. Применительно к электроэнергетике торги за монопольную франшизу сводятся к конкуренции производителей электроэнергии за доступ к электрическим сетям на базе аукционов, периодически проводимых специально создаваемой для этих целей организацией – оператором рынка. Последний ранжирует конкурирующих друг с другом производителей электроэнергии по величине энерготарифа и подключает к электросетям только тех, кто предлагает свою продукцию по минимальным тарифам. По замыслу данный механизм конкуренции обеспечит снижение среднего энерготарифа на циркулирующую в энергосистеме электроэнергию и стимулирование производителей к снижению издержек производства, т. е. реализацию преимуществ от конкуренции. Для практического внедрения этой модели рынка необходима дезинтеграция (реструктуризация) электроэнергетики с целью вычленения из классических интегрированных энергопредприятий электрических сетей и генерирующих компаний, призванных конкурировать за доступ к коммуникациям. Проведение реформы электроэнергетической отрасли сочетает по срокам преобразование федерального (общероссийского) оптового рынка электрической энергии (мощности) в полноценный конкурентный оптовый рынок электроэнергии, разработку правил его функционирования и осуществление мероприятий по реформированию организаций отрасли. Реформирование носит последовательный характер и включает три стадии (см. Приложение). Первая стадия реформ осуществляется в течение трёх лет. В ходе этой стадии предполагалось решить следующие задачи: разработать нормативно-правовую базу реформирования отрасли; реформировать организации электроэнергетики; отработать механизмы функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии. Первая стадия включает в себя две фазы продолжительностью по полтора года каждая. 58 В рамках первой фазы, носящей в основном подготовительный характер, планировались следующие мероприятия: 1) подготовка, внесение и принятие необходимых нормативных правовых актов; 2) разработка и утверждение правил работы конкурентного оптового рынка электроэнергии; 3) инвентаризация имущества РАО «ЕЭС России», акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия «Татэнерго»; 4) проведение мер по финансовому оздоровлению, снижению издержек, реструктуризации кредиторской и дебиторской задолженности организаций отрасли; 5) формирование системы раздельного учета затрат по видам деятельности; 6) создание единой системы регулирования; 7) создание механизма по обеспечению равного доступа к сетевой инфраструктуре; 8) реорганизация РАО «ЕЭС России» путем создания: федеральной сетевой компании в качестве дочернего общества РАО «ЕЭС России» со 100-процентным участием акционерного общества в ее уставном капитале; генерирующих компаний, которые создаются на базе электростанций РАО «ЕЭС России» в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием акционерного общества в их уставных капиталах; системного оператора, который создается в результате объединения центрального диспетчерского управления и объединенных диспетчерских управлений в качестве дочернего общества РАО «ЕЭС России» со 100-процентным участием акционерного общества в его уставном капитале; 9) реформирование атомной энергетики путем образования одной генерирующей компании; 10) создание администратора торговой системы как некоммерческой организации; 11) развитие инфраструктуры, необходимой для перехода к конкурентному оптовому рынку электроэнергии; 12) формирование платежной системы оптового и розничного рынков электроэнергии; 13) начало реформирования акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия «Татэнерго» путем создания ими сетевых компаний в качестве дочерних обществ со 100-процентным участием в их уставных капиталах; 59 14) присвоение статуса гарантирующих поставщиков реформированным акционерным обществам энергетики и электрификации; 15) на федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности): сохранение регулирования тарифов на поставляемую и отпускаемую с ФОРЭМ электроэнергию, в том числе в виде предельных минимальных и максимальных тарифов (за исключением тарифов для независимых производителей, а также производителей, не входящих в РАО «ЕЭС России» как холдинг, систему Министерства РФ по атомной энергии, концерн «Росэнергоатом», акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие «Татэнерго»); введение тарифов на передачу (распределение) по электрическим сетям; установление тарифов на услуги системного оператора, администратора торговой системы, услуг сетевых дочерних обществ акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия «Татэнерго»; формирование сектора продажи электроэнергии по нерегулируемым ценам (для производителей, входящих в РАО «ЕЭС России» как холдинг, систему Министерства РФ по атомной энергии, концерн «Росэнергоатом», акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие «Татэнерго», объёмы поставок составят 5–15 % выработки (одинаково для всех), для независимых производителей – 100 % выработанной электроэнергии); 16) на розничных рынках: прекращение регулирования новых независимых производителей, а также производителей, не входящих в РАО «ЕЭС России» как холдинг, систему Министерства Российской Федерации по атомной энергии, концерн «Росэнергоатом», акционерные общества энергетики и электрификации и государственное унитарное предприятие «Татэнерго»; введение формулы образования цены на розничных рынках электроэнергии, зависящей от цены на оптовом рынке электроэнергии; введение тарифов по зонам суток. В течение второй фазы: 1) завершается реформирование акционерных обществ энергетики и электрификации и государственного унитарного предприятия «Татэнерго»; 2) осуществляется объединение реформированных акционерных обществ энергетики и электрификации и их дочерних обществ по видам деятельности; 3) расширяется число субъектов оптового рынка электроэнергии; 60 4) вводится коммерческая диспетчеризация поставщиков на основе ценовых заявок; 5) совершенствуется платежная система оптового рынка электроэнергии, формируется расчетный центр; 6) запускаются механизмы заключения форвардных и фьючерсных контрактов; 7) завершается формирование системы прогнозирования спроса; 8) определяется механизм использования сверхприбыли гидроэлектростанций; 9) разрабатываются индивидуальные проекты реформирования изолированных энергосистем и начинается их реализация; 10) разрабатывается механизм социальной реабилитации работников электроэнергетики, высвобождаемых в ходе реформирования отрасли; 11) производится реформирование РАО «ЕЭС России» путем создания: a) независимых обществ с контрольным пакетом акций, принадлежащих государству: Федеральной сетевой компании (с сохранением наименования РАО «ЕЭС России»); системного оператора; генерирующих компаний, созданных на базе электростанций РАО «ЕЭС России»; b) холдинга, владеющего акциями акционерных обществ энергетики и электрификации. Отдельные электростанции РАО «ЕЭС России» (генерирующие компании) в течение второго этапа могли оставаться в составе указанного холдинга. В результате первой стадии созданы отдельные условия для функционирования конкурентного рынка электроэнергии, достигнута определённая финансовая прозрачность организаций электроэнергетики. При этом дальнейшее становление конкурентного оптового рынка будет способствовать дооценке стоимости активов всех участников рынка электроэнергии, что создаст дополнительные факторы, содействующие привлечению инвестиций. Вторая стадия реформы составляет 2–3 года и является периодом становления оптового и розничных рынков электроэнергии на территории Европейской, Уральской и Сибирской энергозон. На этой стадии завершается формирование конкурентного оптового рынка электроэнергии, будет прекращено регулирование тарифов на электрическую энергию и сохранено регулирование тарифов на ее передачу и системные услуги, для чего: 61 вводятся в действие правила функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии, определяются принципы взаимоотношений его участников и порядок перехода к ценообразованию на основе свободных цен, складывающихся под влиянием спроса и предложения; заканчивается в основном формирование правовой базы функционирования конкурентного оптового рынка электроэнергии; создаются независимые сбытовые компании; рассматривается целесообразность объединения Российского акционерного общества «ЕЭС России» (Федеральной сетевой компании) с системным оператором; формируются условия для развития конкуренции на оптовом и розничных рынках электроэнергии. В результате будет в основном проведено реформирование отрасли, сформирована система рыночного ценообразования на оптовом и розничных рынках электроэнергии, созданы условия для широкомасштабного привлечения инвестиций. Третья стадия проведения реформы должна быть осуществлена в течение 3–4 лет. Её основным содержанием станет обеспечение притока инвестиций в конкурентные сектора электроэнергетики. В ходе этой стадии: развивается и совершенствуется рыночная инфраструктура; производится привлечение инвестиций в капитал генерирующих компаний; развивается система магистральных сетей с расширением сферы оптового рынка электроэнергии; обеспечивается увеличение доли государства в уставном капитале Российского акционерного общества «ЕЭС России» (Федеральной сетевой компании) и в уставном капитале системного оператора. В результате будет закончено формирование конкурентных оптового и розничных рынков электроэнергии, достигнут высокий уровень конкуренции в секторах производства и сбыта электроэнергии, государство перестанет выполнять несвойственные ему функции хозяйственного управления конкурентными секторами энергетики. Сейчас российская электроэнергетика представляет собой совокупность достаточно четко разграниченных сфер деятельности, связанных с генерацией, передачей (транспортировкой) и распределением промышленного электричества. Сегодня в России даже констатируется наличие рынка электроэнергии (через ФОРЭМ реализуется до 40 % всей электроэнергии), хотя, по мнению ряда специалистов, «рыночные» отношения на ФОРЭМе сводятся лишь к плановым перетокам промышленного электричества от энергоизбыточных к энергодефицитным 62 АО «Энерго» по фиксированным ценам. Несмотря на наличие «рынка», перебои в электро- и теплоснабжении возникают периодически, а неуклонный рост тарифов на промышленное электричество является одной из основных причин инфляционных процессов в России и других энергозависимых от нее странах. Анализ экономического и финансового состояния российских энергетических компаний, проведенный Счетной палатой РФ, однозначно показал, что эффективность деятельности предприятий государственного сектора топливно-энергетического комплекса не ниже, а в ряде случаев выше частных компаний, что также выявляет несостоятельность политики либерализации и рыночного реформирования отрасли. Возрастание роли общественного сектора в экономиках большинства стран на протяжении всего XX в. – объективный и непреложный факт. Неуклонное увеличение сегмента экономики, где «невидимая рука» рынка парализована, заставляет всерьез задуматься о целесообразности реформ, ведущих совершенно в другую сторону. 3.6. Разработка нормативно-правовой базы и принципов регулирования В данный момент существуют следующие нормативные документы, которые регулируют отношения на рынках электроэнергии: 1. Гражданский кодекс РФ (параграф 6 главы 30) устанавливает правовые нормы, обеспечиваемые при заключении договора энергоснабжения. Основное внимание в кодексе уделено безопасности эксплуатации энергетических сетей, находящихся в собственности как энергоснабжающей организации, так и потребителя (абонента). В кодексе предусмотрена только одна форма договора – договор энергоснабжения и не рассматриваются другие виды договоров, связанные с куплейпродажей энергии и оказанием сопутствующих услуг на рынке электроэнергии. Развитие отношений на рынке электроэнергии привело к тому, что производство электроэнергии и оказание услуг по ее передаче стали отдельными видами деятельности. В Гражданском кодексе РФ не учтены изменения, произошедшие на рынке электроэнергии, что препятствует независимым производителям электроэнергии заключать с потребителями прямые договоры энергоснабжения, пользуясь при этом услугами энергоснабжающих организаций по распределению электроэнергии. В частности АЭС, не имея собственных электрических сетей, не могут сами заключать договор энергоснабжения непосредственно с потребителем, а вынуждены продавать ее РАО «ЕЭС России». В свою очередь РАО «ЕЭС России», не связанное распределительными сетями с потребителями, продает электроэнергию дефицитным АО «Энерго». 63 Таким образом, существующий кодекс в части заключения договора энергоснабжения устарел и не обеспечивает развития рынка услуг при торговле электроэнергией. 2. В России суть государственного регулирования определена Федеральным законом «О естественных монополиях» от 17 августа 1995 г. № 147–ФЗ, в котором указано, что методом регулирования деятельности естественных монополий со стороны государства является ценовое регулирование. Оно заключается в том, что Правительство РФ передало свои полномочия ФЭК России устанавливать для естественных монополий стоимость единицы их продукции (услуг) и определять потребителей, подлежащих обязательному обслуживанию. В этом законе дано определение естественной монополии как такого состояния товарного рынка, при котором удовлетворение спроса на определенный вид продукции эффективнее осуществлять при отсутствии конкуренции. К естественным монополиям в электроэнергетике отнесены только услуги на передачу и распределение электроэнергии. Производство электрической энергии не отнесено к естественным монополиям. 3. Федеральный закон «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 г. № 41–ФЗ определяет основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в России. Правительство РФ устанавливает принципы ценообразования на электрическую энергию на всей территории страны. Федеральный закон определил следующие три уровня регулирования тарифов: а) оптовый рынок электроэнергии (установление тарифов на нём полностью отнесено к полномочиям ФЭК России); б) потребительский рынок электроэнергии на территории каждого субъекта РФ (назначение тарифов осуществляет региональная энергетическая комиссия (РЭК) соответствующего региона); в) муниципальный уровень (установление тарифов на услуги энергоснабжения на муниципальном уровне отнесено к полномочиям органов местного самоуправления). Уровни цен на электроэнергию контролируются комиссиями по ценам (которые подчиняются органам местного самоуправления). В качестве одного из главных принципов государственного регулирования тарифов принят принцип экономической обоснованности себестоимости и прибыли, на базе которых устанавливается тариф. Иными словами, тариф должен быть таким, чтобы он обеспечивал энергоснабжающие организации средствами на поддержание их производства, оплату труда, научно-техническое развитие. Срок действия тарифа может быть не менее трех месяцев. 64 Муниципальный уровень регулирования тарифов целиком отнесен к полномочиям органов местного самоуправления и не включен в систему ценового регулирования. Таким образом, вне пределов государственного регулирования осталась значительная часть производителей электроэнергии и организаций, оказывающих услуги на муниципальном уровне. В этом состоит основной недостаток закона. Другим существенным его недостатком является то, что потребитель может получать электроэнергию с оптового рынка только с согласия РЭК. Тем самым нарушается право потребителя самому выбирать поставщика (электростанцию) наиболее дешевой продукции (электроэнергии). 4. Указ Президента РФ «О Федеральной энергетической комиссии Российской Федерации» от 29 ноября 1995 г. № 1194, в котором установлено, что ФЭК России является федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий в сфере услуг по передаче электрической энергии. В соответствии с этим указом ФЭК России утверждает тарифы на электроэнергию для следующих субъектов оптового рынка: ТЭС, ГЭС и АЭС, поставляющих электроэнергию на ФОРЭМ; избыточных по электроэнергии АО «Энерго», продающих электроэнергию на ФОРЭМ; усредненные по энергозонам тарифы, отпускаемые с оптового рынка дефицитным АО «Энерго» и крупным потребителям – субъектам ФОРЭМ. 5. Постановление Правительства РФ «О Федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности)» от 12 июля 1996 г. № 793 определяет основные принципы функционирования и развития ФОРЭМ. В нем установлено, что субъектами ФОРЭМ являются РАО «ЕЭС России», АО «ЦДУ ЕЭС России», концерн «Росэнергоатом», электростанции и другие производители электроэнергии, АО «Энерго» и другие энергоснабжающие организации, отдельные крупные потребители электроэнергии. Субъекты ФОРЭМ должны работать по общим правилам оптового рынка. 6. «Основные положения ценообразования на электрическую и тепловую энергию на территории Российской Федерации», утвержденные Постановлением Правительства РФ от 4 февраля 1997 г. № 121, описывают порядок ценообразования на оптовом и потребительском рынках, а также метод расчета общей потребности организаций электроэнергетики в финансовых средствах при установлении ими тарифа. 7. Постановление Правительства РФ «О реформировании электроэнергетики Российской Федерации» от 11 июля 2001 г. № 526. 8. Федеральный закон «Об электроэнергетике» от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ. 65 9. Постановление Правительства РФ «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» от 26 февраля 2004 г. № 109. 10. Постановление Правительства РФ «Об утверждении основ ценообразования в сфере жилищно-коммунального хозяйства» от 17 февраля 2004 г. № 89. 66 Раздел 2 ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Глава 4 МАРКЕТИНГ И ЕГО РОЛЬ В ЭКОНОМИКЕ 4.1. Стадии развития маркетинга В основе термина «маркетинг» лежит слово «market», что значит рынок. Маркетинг – исследование и организация деятельности на рынке товаров, услуг, направленной на стимулирование сбыта. Маркетинг прошел следующие стадии развития управленческих концепций: производственную концепцию: ставит своей задачей сделать понравившийся потребителям продукт наиболее доступным для них, повышая эффективность производства; продуктовую концепцию: заключается в том, что производитель непрерывно улучшает потребительское качество товара; концепцию сбыта: используется, когда потребитель не будет покупать товар без его продвижения. Применяется для товаров ограниченного спроса (страховки, экспедиции и т. д.), которые в обычных условиях не покупаются; концепцию современного маркетинга: заключается в том, что производитель, основываясь на изучении запросов потребителей, выпускает товары, удовлетворяющие желаниям потребителей более полно, чем у конкурентов; концепцию социально-этического маркетинга: ставит те же задачи, что и при концепции маркетинга, но ещё и учитывает проблемы окружающей среды, нехватку ресурсов, быстрый рост населения. Маркетинг – это процесс согласования возможности компании с запросами потребителей. Потребитель ценит не продукт как таковой, а те блага, выгоды, конечный результат, который получается при использовании купленного продукта. В зависимости от размеров охваченного рынка возможен: 67 1. Массовый маркетинг – маркетинг одного продукта, предназначенного сразу для всех покупателей, характеризуется массовым спросом. Одним из таких продуктов является электроэнергия. 2. Дифференцированный маркетинг – используется тогда, когда продукт рассчитан на разных покупателей, которые разделяются по сегментам. Этот вид маркетинга тоже применим в энергетике при сегментировании рынка электроэнергии. 3. Целевой маркетинг – характеризуется тем, что осуществляется производство и маркетинг продуктов, разработанных для одного рыночного сегмента. Это дает возможность даже малому предприятию выжить в конкурентной борьбе. Покупатель может купить технические средства, необходимые для производства электрической энергии (ветроустановки; турбины, работающие на конденсате, используя воду градирен; малые ГЭС в горной местности), или построить себе малую ТЭЦ, если не выгодно тянуть линии электро- и теплопередач от централизованных линий. В соответствии с сущностью маркетинга выделяют следующие его основные принципы: производить только то, что нужно потребителю; организовывать производство товаров после исследования потребительского рынка и спроса на товары; учитывать социальный и экономический факторы производства и распределения товаров на всех стадиях их жизненного цикла; помнить о главенстве рынка в маркетинге (но не противопоставляя его) по отношению к планам организаций и отраслей; вести активную, наступательную, в ряде случаев агрессивную политику в процессе поиска и формирования конкуренции и имиджа фирмы или товаров на рынке; придерживаться взаимовыгодной связи с другими предприятиями отрасли в целях сбалансированности спроса и предложения на рынке; ориентировать деятельность предприятия в целом и маркетинговой службы, в частности, не на сиюминутный результат, а на долговременную перспективу на основе глобального планирования и прогнозирования поведения товаров на рынке; применять тактику и стратегию активного приспособления производства товаров к требованиям рынка; выходить на рынок не с предложением товаров и услуг, а со средствами решения проблем потребителей. 68 4.2. Маркетинговая внешняя среда Маркетинговая внешняя среда – это факторы и силы, которые влияют на возможности организации устанавливать и поддерживать успешное сотрудничество с потребителями. Это факторы и силы, неподвластные управлению со стороны организации. Различают микровнешнюю и макровнешнюю маркетинговые среды. Микровнешняя маркетинговая среда – это субъекты и факторы, непосредственно воздействующие на возможности организации обслужить своих потребителей (сама организация, маркетинговые посредники, клиенты, конкуренты, банки, средства массовой информации, правительственные организации и т. д.). Когда сама организация рассматривается как фактор внешней среды маркетинга, то имеется в виду, что успешность управления зависит от деятельности остальных подразделений организации. Макровнешняя маркетинговая среда – это совокупность крупных общественных и природных факторов, которые воздействуют на все субъекты микровнешней маркетинговой среды и включают в свой состав: 1. Политические факторы – характеризуют стабильность политической обстановки, защиту государством интересов предпринимателей, его отношение к различным формам собственности и др. 2. Социально-экономические факторы – характеризуют жизненный уровень населения, покупательную способность отдельных слоев населения и организаций, демографические процессы, стабильность финансовой системы, инфляционные процессы и др. 3. Правовые факторы характеризуют – законодательную систему, включая нормативные документы по защите окружающей среды, стандарты в области производства и потребления продукции, законодательные акты по защите прав потребителей, законодательные акты на проведение рекламных мероприятий, различные стандарты, влияющие на характеристики выпускаемых продуктов и материалов, из которых они изготавливаются. 4. Научно-технические факторы – дают преимущества тем организациям, которые быстро берут на вооружение достижения НТП (научнотехнического прогресса). 5. Культурные факторы – оказывают порой главное влияние на маркетинг. Предпочтение, отдаваемое потребителями одному продукту по сравнению с другими, может основываться только на культурных традициях. 6. Природные факторы – характеризуют наличие природных ресурсов и состояние окружающей среды. 69 4.3. Маркетинг как концепция рыночного управления Общепринято считать, что процесс маркетинга – это упорядоченная совокупность стадий и действий, связанных с поиском и отбором идей, новых потребностей и воплощением их в товар или услугу, разработкой и сбытом этих продуктов на соответствующие рынки или в торговораспределительную сеть. В основе процесса управления, хозяйствования в условиях рынка лежит комплекс маркетинга: рынок, спрос (потребность, желание), сделка (обмен), продукт. 1. Рынок – это совокупность существующих или потенциальных продавцов и покупателей каких-то продуктов, а также место, где совершаются сделки. 2. Спрос – желание, подкрепленное покупательной способностью. 3. Сделка – торговая операция между двумя сторонами, включающая, по крайней мере, два предмета интереса и соглашения об условиях, сроках и месте ее реализации. Существует два вида сделок: денежная сделка (товар обменивается на деньги); бартерная сделка (обмен товарами). 4. Продукт – все, что можно предложить на рынке для приобретения, использования с целью удовлетворения конкретных потребностей (физические предметы, услуги, организации, виды деятельности, идеи). Фактически, продукт – это конкретный результат исследований, разработок и производства. Продукт несет в себе те свойства, ради которых товар затем кем-то будет куплен. Он имеет качества, которые характеризуют его направленность, например, для электрической энергии это тепло, свет, вращающий момент, холод и т. д. Произведенный на предприятии продукт обладает качеством. То, что произвело предприятие, еще не товар, а продукт, его в маркетинговом смысле товаром назвать нельзя. На рынке коммерческий успех зависит от наличия современного, качественного, нужного товара. Качество – совокупность свойств товара, позволяющих удовлетворить конкретные потребности потребителей. В общем случае качество продукта определяют: технико-экономические характеристики; технология изготовления; надежность поставки; соответствие предполагаемому назначению; экологичность (соответствие требованиям окружающей среды). Применительно к энергосистемам могут быть выделены их специфические свойства: для топлива – это влажность, зольность и теплота 70 сгорания; для тепловой энергии – это давление, температура, теплосодержание. Развитие продукта до товара, который можно продать на рынке, можно представить в виде маркетинговой «луковицы» товара (рис. 4.1). Рис. 4.1. Маркетинговая «луковица» товара Внешний слой «луковицы» – товар, определяемый рынком. На нем товаром обеспечивается неудовлетворенная потребность. Сердцевиной «луковицы» является продукт со всеми его качественными и количественными параметрами. Продукт – это итог деятельности инженеров, рабочих и маркетологов, исследовавших рынок и предложивших товар, удовлетворяющий потребность людей. Только при наличии поддержки продукта и после применения инструментов маркетинга продукт превращается в товар. Формулу товара в маркетинговом смысле можно представить следующим образом: Товар = продукт + поддержка продукта + инструменты маркетинга. Поддержка продукта – это комплекс маркетинговых мер, обеспечивающих обслуживание, транспортировку, безопасное и грамотное использование продукта. С помощью маркетинга выявляются дополнительные товары и услуги, необходимые для использования основного продукта. Для того чтобы продукт с необходимой «поддержкой» превратился в товар, производитель продукта использует инструменты маркетинга. Инструменты маркетинга: 1) рекламная кампания; 2) налаженный сбыт; 3) эффективное обслуживание потребителей; 4) прочные связи с общественностью; 5) гибкая политика цен (тарифов). На рис. 4.2 изображены продукт (его основные свойства – эксплуатационные технические характеристики, определяющие основные пред- 71 назначения продукта) и его окружение (то, что делает продукт привлекательным для потребителя). Рис. 4.2. Продукт и его окружение На разработку и производство продукта с определенными свойствами расходуется 80 % выделенных ресурсов, а 20 % расходуется на создание окружения (дизайна, цены и т. д.). Выбор же потребителя на 80 % предопределяется окружением продукта и лишь на 20 % – его основными характеристиками. Окружение продукта «электрическая энергия»: цена (тариф) на электрическую энергию; удобство приобретения, подвод электрической энергии по электрическим сетям до места использования потребительского блага (квартир, дачных домиков и т. д.); надежность поставки электрической энергии (мощности); послепродажный сервис (работники энергослужб могут сами снимать показания со счетчиков электрической энергии, обслуживание входных устройств потребителей). Реклама – это открытое оповещение фирмой потенциальных покупателей и потребителей о качестве своих товаров и услуг, их достоинствах, а также заслугах самой фирмы. Реклама позволяет привлечь внимание большого, географически разбросанного рынка. Недостатком рекламы является стандартизация рекламных посланий и слабая гибкость. Работа над рекламой состоит из семи этапов. 1. Установление целей – регулирование увеличения спроса на товар, создание образа фирмы. Реклама, ориентированная на изменение спроса для товара «электрическая энергия», может преследовать цели: получение информации о средствах учета и контроля энергоносителей; 72 убеждение в необходимости использовать энергосберегающие технологии и оборудование в промышленности и в быту; напоминать о необходимости экономии энергоносителей в часы максимума энергосистемы. Реклама, ориентированная на образ, преследует цель создания благоприятного образа фирмы. Для энергоснабжающей организации можно рекламировать малое загрязнение природной среды, возобновляемые источники энергии и т. д. 2. Установление ответственности исполнителей рекламы. Фирма использует или собственное рекламное подразделение, или внешнее рекламное агентство, и в этом случае рекламное агентство согласует с фирмой план рекламы. 3. Установление общих ассигнований на рекламу. Для этого необходимо выяснить издержки различных альтернатив, стоимость рекламного объявления, определить количество повторений рекламного объявления для получения необходимого эффекта. 4. Разработка рекламных тем, общих для всей компании: ориентация на товар (обращение внимания на его свойства); ориентация на потребителя (обращение внимания на выгодность или преимущества товара для потребителя). 5. Выбор средств рекламы. При выборе средств необходимо учитывать: стоимость рекламы (ориентация на общие расходы или стоимость на одного читателя или зрителя); бесполезную аудиторию, не являющуюся целевым рынком фирмы (средства информации ориентированы на массовую аудиторию); охват характеризует аудиторию, для радио и телевидения общее число слушателей и зрителей; частоту использования рекламы (наибольшая частота для радио и телевидения, так как может быть ежедневной, а наименьшая – для справочников, наружных реклам, объявлений на дорогах); устойчивость послания (определяется тем, как часто рекламное объявление попадается на глаза и насколько долго оно запоминается); степень воздействия (определяется способностью стимулировать потребителей, наиболее высока у телевидения); заполненность (определяется числом рекламных объявлений, содержащихся в одной программе, издании); срок представления (период, который требуется информационному источнику для размещения рекламы, – наименьший для газет, наибольший для журналов). 73 6. Создание рекламного объявления связано с выполнением основных решений: определением содержания послания, выбором цвета и иллюстраций, размеров источника и использованием символов; определением графика работы, который должен учитывать время на подготовку текста и изображения, исходя из сроков представления в выбранном источнике; определением места объявления в передаче или печатном издании (мужчины читают чаще спортивные разделы, женщины – о светской жизни, питании и здоровье); определением используемого варианта базового послания. 7. Определение сроков выхода рекламы – сколько раз данное объявление будет показано и в какое время года это делать. 4.4. Товар «электрическая энергия» и его основные характеристики Общеизвестно, что с точки зрения конечного применения выделяют потребительские товары и товары производственно-технического назначения. Потребительские товары – товары, купленные для личного (семейного) потребления. Товары производственно-технического назначения – товары, приобретенные частными лицами или организациями для их дальнейшей переработки или применения в бизнесе. Исходя из вышесказанного, электрическую энергию можно считать и потребительским товаром, и товаром производственно-технического назначения, так как электрическая энергия используется и в быту (обогрев, свет и т. д.), и на производстве (почти вся техника на промышленных предприятиях работает, используя электрическую энергию). Спрос на продукцию формируется человеческими потребностями. Согласно классификации Авраама Маслоу, существует иерархия человеческих потребностей в соответствии с приоритетами (рис. 4.3). Рис. 4.3. Иерархия человеческих потребностей по классификации А. Маслоу 74 Иерархия потребностей определяет степень готовности потребителей платить деньги за удовлетворение своих желаний. Потребители стремятся вначале удовлетворить свои физиологические потребности (тепло, свет, приготовление пищи и т. д.) и потребности самосохранения (холодильники для хранения пищи, охранная сигнализация). Когда же у потребителя появляется дополнительная финансовая возможность, он покупает многофункциональную технику, которая позволяет изменить качество жизни потребителей и освободить время для развития духовных потребностей. Потребность людей в электрической энергии в каждый момент времени имеет свой предел, причем этот предел с течением времени меняется. В периоды экономического подъема и по мере роста благосостояния он увеличивается. Спрос как платежеспособная потребность не безграничен и для бытовых потребителей он зависит от размеров доходов и цены (тарифа) на электрическую энергию. Для промышленных потребителей электрической энергии спрос прямо зависит от величины тарифа на электрическую энергию, от энергоемкости производства, от стоимости оборудования, работающего на электричестве. Жизненный цикл товара «электрическая энергия» Каждый товар живет на рынке определенное время. Рано или поздно он вытесняется другим более совершенным товаром. В связи с этим вводится понятие – жизненный цикл товара. Жизненный цикл товара – это время с момента первоначального появления товара на рынке до прекращения спроса на него. Жизненный цикл описывается изменением показателей объема продаж и прибыли по времени и состоит из следующих этапов: НИР, ОКР, начала продажи, внедрения на рынок, роста, зрелости и спада (см. рис. 4.4). I этап – исследование и разработка. На этой стадии с помощью маркетинга изучается потребность потребителя в данном товаре, определяется рынок, где можно продать товар. Воплощение идеи в продукт происходит на стадии научно-исследовательских разработок (НИР) и опытно-конструкторских разработок (ОКР). II этап – стадия внедрения: может быть убыточной из-за больших начальных затрат на маркетинг и неосвоенности производства. Чем короче жизненный цикл товара, тем легче производителю. Это следует из того, что согласно закону убывающей отдачи происходит спад производства. Пока увеличивается производство электрической 75 энергии, стоимость ее растет. Соответственно растет и прибыль производителя данного товара (III этап). Рис. 4.4. Жизненный цикл товара На IV этапе зрелости оборудование электростанций и передающие электрические сети загружены полностью. Стоимость электрической энергии уменьшается. Эта стадия характеризуется оптимальным объемом производства. Прибыль производителя на этом этапе уменьшается. Цена товара также уменьшается. При росте и зрелости увеличение продаж обусловлено признанием покупателей. Жизненный цикл товара переходит на V этап – спада. Происходит по закону убывающей отдачи износ основного капитала на электростанциях и сетях, удорожается обслуживание стареющего оборудования, увеличивается цена топлива. Прибыль энергоснабжающей организации убывает. Спад обусловлен тем, что товар приобретен большинством потенциальных потребителей и усилилась конкуренция. Жизненный цикл товара «электрическая энергия» находится в настоящее время на этапе зрелости, так как в силу известных всем причин ему нет пока никакой замены. В то же время в некоторых развивающихся странах жизненный цикл товара «электрическая энергия» всё еще находится на этапах внедрения на рынок и роста. Важно учитывать, что на разных стадиях жизненного цикла применяется разная маркетинговая стратегия. Задача маркетинга – ускорить реализацию товара, дать потребителю разнообразную информацию о полезных свойствах, преимуществах и пользе нового товара для потребителей (здесь нужна реклама). С помощью маркетинга выбираются каналы сбыта, момент выхода на рынок нового товара, учитываются ответные действия конкурентов. 76 Особенности товара «электрическая энергия» Электрическая энергия (мощность) является продукцией энергетического производства. Этот товар не имеет зримой формы (веса, объёма и т. д.). Выработанная мощность четко определяется характером изменения режимов потребления. Невозможно производить электрической мощности больше, чем требуется в данный момент с учетом потерь в сетях, так как фаза потребления совпадает с фазой производства. Электрическую энергию нельзя отправить на склад, лишь в небольших количествах ее можно аккумулировать в аккумуляторных батареях и комплектных конденсаторных установках. Производство и транспорт электрической энергии нельзя разъединить друг от друга. Этот продукт не может быть незавершенным в производстве. Главные свойства электрической энергии как товара: а) возможность сравнительно простого преобразования в другие виды энергии (тепловую, механическую и т. д.), используемые в промышленности, сельском хозяйстве, транспорте, быту; б) возможность сравнительно простого преобразования параметров – напряжения и частоты; в) легкая возможность доставки потребителям в регионах, имеющих сети районных энергосистем. Электрическую энергию потребитель приобретает ради благ, которые с ее помощью можно получить (тепло, свет, работающая техника и т. д.). Кроме цены товара, покупателя интересуют также расходы при его эксплуатации. Эти расходы зависят от качества электроснабжения. С точки зрения потребителя качество электроснабжения определяется двумя факторами – надежностью электроснабжения и качеством электрической энергии. Требования потребителей к надежности электроснабжения определяются последствиями перерывов питания, т. е. категорией электроприемников. Все электроприемники делятся на три категории. Электроприемники I категории – электроприемники, перерыв электроснабжения которых может повлечь за собой опасность для жизни людей, значительный ущерб народному хозяйству, повреждение дорогостоящего основного оборудования, массовый брак продукции, расстройство сложного технологического процесса, нарушение функционирования особо важных элементов коммунального хозяйства. Электроприемники I категории должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания. 77 Электроприемники II категории – электроприемники, перерыв в электроснабжении которых приводит к массовому недовыпуску продукции, массовым простоям рабочих механизмов и промышленного транспорта, нарушению нормальной деятельности значительного количества городских и сельских жителей. Электроприемники II категории рекомендуется обеспечивать электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания. Электроприемники III категории – все остальные электроприемники, не подходящие под определение I и II категорий. Для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания при условии, что перерывы электроснабжения, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают одних суток. Качество электроэнергии определяется ГОСТ 13109–97. В табл. 4.1 перечислены свойства электрической энергии, показатели ее качества и наиболее вероятные виновники его ухудшения. Таблица 4.1 Фрагмент ГОСТ 13109–971 Свойства электрической энергии Отклонение напряжения Колебания напряжения Несинусоидальность напряжения Несимметрия трехфазной системы напряжений Показатель Наиболее вероятные виновники ухудшения Установившееся отклонение напряжения Энергоснабжающая организация Размах изменения напряжения. Потребитель с переДоза фликера менной нагрузкой Коэффициент искажения синусоидальПотребитель с нелиности кривой напряжения. Коэффициент нейной нагрузкой п-й гармонической составляющей напряжения Отклонение частоты Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности Отклонение частоты Провал напряжения Длительность провала напряжения Импульс напряжения Импульсное напряжение Временное перенапряжение Коэффициент временного перенапряжения Потребитель с несимметричной нагрузкой Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация Энергоснабжающая организация ГОСТ 13109–97. Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения. М.: Изд-во стандартов, 1998. 31 с. 1 78 Качество электроэнергии непосредственно связано с экономичностью производства, поскольку отклонения показателей качества от номинальных приводит к снижению коэффициента полезного действия (КПД), коэффициента мощности, производительности, срока службы и других показателей потребителей энергии. Другим отражением качества электроэнергии является влияние на качество выпускаемой промышленным предприятием продукции. Соответственно появляются и социальные проблемы: высшие колебания вредно действуют на людей и приводят к профессиональным заболеваниям (эргономичность качества продукта «электрическая энергия»). Качество электрической энергии зависит не только от производителя, но и от потребителя, что обусловлено рядом факторов. Если на показатель отклонения частоты потребитель влиять не может, то на остальные показатели качества электрической энергии потребители осуществляют влияние. Для того чтобы сохранить качество электрической энергии в нормированных пределах, в системах энергоснабжения применяются следующие меры: компенсация реактивной мощности; регулирование напряжения; разделение нагрузок с разными характеристиками графиков нагрузок (технически это выполняется за счет присоединения к разным секциям шин, трансформаторов или обмоток сдвоенного реактора). Контролируются показатели качества электрической энергии измерительным оборудованием, прошедшим государственную проверку и включенным в Госреестр. 4.5. Рынок электрической энергии. Конкурентоспособность электроэнергии как товара На рынке можно продать только конкурентоспособный товар. Конкурентный рынок – это рынок, на котором выполняются условия совершенной конкуренции. Однако конкурентный рынок не решает все проблемы, стоящие перед обществом и экономикой, и возникает необходимость государственного вмешательства. В нашей стране производители электрической энергии являются естественными монополистами, и рынок электроэнергии является монополистическим. Естественная монополия существует тогда, когда экономия от масштаба производства позволяет одному предприятию удовлетворить весь рыночный спрос, получая при этом прибыль. 79 Для естественных монополий характерно то, что входные барьеры для входа в рынок, который она занимает, держатся на особенностях технологии, отражающих естественные законы природы, а не на правах собственности или правительственных лицензиях. Для этих монополий характерно и то, что принудительное рассредоточение производства на нескольких предприятиях нецелесообразно и привело бы к росту затрат. В качестве примера рассмотрим деятельность естественного монополиста – предприятие электрических сетей города (ПЭС). ПЭС снабжает электроэнергией бытовых и промышленных потребителей, и появление другой компании будет сопровождаться вводом дополнительного энергетического оборудования и электрических сетей к каждому потребителю и соответственно увеличит себестоимость электрической энергии. Особенностью энергетических компаний являются большие постоянные затраты: на строительство электростанций, создание электрических сетей, установку трансформаторов и другого оборудования. Для доставки до потребителя дополнительной энергии (в пределах имеющихся мощностей) требуются незначительные предельные затраты. Из сказанного выше следует, что естественные монополии имеют высокие постоянные и низкие предельные затраты. Ценообразование только по предельным затратам будет для них убыточным. Естественная монополия может позволить себе установить более низкие цены, чем на конкурентном рынке, из-за того, что экономия от большого объема производства велика. Однако делать она это будет при государственном вмешательстве в регулирование цен. При государственном регулировании цен возможно следующее: цена устанавливается на уровне предельных издержек (Р=МС); цена устанавливается на уровне средних издержек (Р=АС). В странах, где естественные монополии являются частными компаниями, например в США, их деятельность регулируется специальными органами. В странах, где монополии управляются непосредственно государством, например во Франции, они имеют относительно самостоятельный статус в рамках общественного сектора экономики. В РФ деятельность естественных монополий регулируется антимонопольным комитетом. Емкость рынка товара «электрическая энергия» Для того чтобы выжить в конкурентной борьбе, фирма должна знать емкость рынка. Емкость товарного рынка определяет принципиально возможный объем сбыта данного товара. 80 Емкость рынка электрической энергии определяется потенциально возможным объемом реализуемой на нем электрической энергии (мощности). Для исследования емкости рынка используются кабинетные исследования и метод прямого опроса (полевые исследования). Кабинетные исследования емкости рынка могут реализоваться следующим образом: 1. Через конкретное потребление в предыдущие годы. 2. Когда нет данных о потреблении, емкость рынка пытаются определить через предложение товара (нет статистики потребления, но известно, сколько произведено и привезено). В этом случае используется следующая формула для определения емкости рынка (Е): Е = П + По + Вимп – Вэкс, (4.1) где П – количество произведенного товара; По – остатки товарных запасов на складах производителей (для электроэнергии этот показатель равен нулю); Вимп – количество ввезенного товара (импорт); Вэкс – количество вывезенного товара (экспорт). 3. Метод экстраполяции используется, когда нет динамики электропотребления по городу (в зависимости от нового строительства), а известна зависимость потребления от демографии, состава населения, доходов, от типа промышленных предприятий, инфраструктуры города (освещение дорог, зданий и т. д.). Этот метод используется также в случае, если фирма собирается внедрить свой товар в новый регион и не имеет статистики ни потребления, ни производства, ни ввоза, ни вывоза товара. Тогда фирма собирает статистические данные, связанные с характеристикой региона: количество населения и его структура; типы жилищ; уровень жизни населения и его динамика; количество предприятий, их отраслевая принадлежность (мера энергоемкости производства); инфраструктура региона (освещение дорог, электрифицированность инфраструктуры и т. д.); уровень социально-экономического развития региона и темпы этого развития. Производится экстраполяция (перенос) закономерности увеличения (уменьшения) потребления электроэнергии в зависимости от приведенных выше характеристик того региона, который хорошо изучен, на регион, где фирма хочет внедрить свой товар (электроэнергию). Полевые исследования включают в себя: 81 1) проведение прямых опросов потенциальных покупателей электроэнергии в интересующих компанию регионах (опрос покупателей, опрос руководителей); 2) проведение опросов экспертов по конкретному региону. Знание емкости рынка дает представление о предполагаемом объеме продаж товара (электроэнергии). При рыночной экономике есть конкуренция, и знание емкости рынка дает возможность определить долю рынка, где фирма может выжить в конкурентной борьбе. Сегментация рынка электроэнергии по потребителям Сегментация рынка – это маркетинговая операция, связанная с делением покупателей по их возможным (вероятным) мотивациям к покупке товара. Сегмент – часть покупателей, ведущих себя сходным образом. Потребителей электрической энергии можно разделить по следующим сегментам: сегмент бытовых потребителей; сегмент промышленных потребителей; сегмент потребителей с высокими финансовыми возможностями; сегмент промышленных потребителей, отличающихся по потребляемой мощности. Можно разделить потребителей по множеству сегментов, но это должно иметь смысл с точки зрения экономики. Критерием экономической обоснованности сегментации является следующее: 1) фирма способна не просто выделить сегмент рынка, но предложить соответствующий комплекс маркетинга (продукт, дизайн, цену, удобство приобретения, надежность поставки, послепродажный сервис); 2) сегмент должен быть устойчивым и иметь перспективы роста; 3) информация о сегменте должна быть доступной и измеримой; 4) фирма должна иметь доступ к покупателям или возможность создать свою сбытовую сеть; 5) желательно отсутствие в выбранном сегменте конкурентов или сильное конкурентное преимущество. Конкурентоспособность товаров – способность товаров отвечать требованиям конкурентного рынка, запросам покупателей в сравнении с другими аналогичными товарами, представленными на рынке. Общепринято считать, что конкурентоспособность определяется, с одной стороны, качеством товара, его техническим уровнем, потребительскими свойствами и, с другой стороны, – ценами, устанавливаемыми продавцами товаров. В связи с этим каждый производитель стремит- 82 ся выдержать параметры конкурентоспособности своего товара (рис. 4.5). Параметры конкурентоспособности Экономические Организационные Потребительские Экологические Рис. 4.5. Параметры конкурентоспособности Рассмотрим параметры конкурентоспособности товара «электрическая энергия». Экономические параметры конкурентоспособности определяются доходами (расходами), которые несет покупатель, купивший более качественную (менее качественную) электрическую энергию. Доходы – фактические наличные денежные средства (или их денежные эквиваленты), которые поступают в результате продажи товаров, оказания услуг, а также использования другими предприятиями ресурсов данной фирмы. Расходы, связанные с применением электрической энергии, складываются из цены товара (электроэнергии), расходов на транспортировку, расходов на установку и т. д. Покупая более качественную электроэнергию, фирма получает возможность: производить прежний товар более качественно на прежнем оборудовании, увеличивать доход, продавая более конкурентоспособный товар; перейти к производству новых товаров, требующих более качественную электрическую энергию, и за счет этого получить дополнительную прибыль; фирма может внедрить более производительное оборудование, улучшить качество продукции, произвести товара больше по количеству и за счет этого иметь дополнительный доход. Организационные параметры конкурентоспособности определяются: удобством организации обслуживания (работники энергосбыта сами снимают показания и присылают квитанции на оплату потребителю); предоставлением кредитов на покупку электрической энергии (в нашей стране электрическая энергия всем потребителям предоставляется в кредит); 83 организацией удобного сервиса (обслуживание и ремонт счетчиков электрической энергии, бесперебойность поступления электрической энергии, для потребителей III категории быстрое устранение аварий, быстрое обслуживание и т. д.). Потребительские параметры конкурентоспособности определяют назначение (область применения) товара. Для электрической энергии это: освещение производственных и бытовых помещений, домов, садоводств, освещение инфраструктуры городов (поселков); использование электрической энергии для бытовых приборов, станков, производственного оборудования; электрифицированный транспорт; использование электрической энергии в сельском хозяйстве. Товар имеет жесткое и мягкое назначение. Жесткое назначение – нормативное. Оно навязано извне разными законами: международными, государственными и т. д. Мягкое назначение определяет внешнюю привлекательность товара. Электрическую энергию можно оценить по такому параметру мягкого назначения, как удобство применения. Но в других, сопряженных с электрической энергией, товарах, например в линиях электропередач, параметры мягкого назначения товара можно оценить в зависимости от того, насколько они вписываются в окружающий ландшафт и архитектуру города или села. Мягкое назначение не навязано извне, но помогает выдержать конкуренцию и получить за счет этого дополнительную прибыль. Экологические параметры конкурентоспособности определяются воздействием, которое оказывает товар на окружающую среду. Воздействие товара «электрическая энергия» на экологию проявляется в следующем. 1. При передаче электрической энергии по высоковольтным линиям образуются мощные электромагнитные поля, отрицательно влияющие на все живое. Землю под высоковольтными линиями нельзя использовать для деятельности человека. 2. Линии электропередач и подстанции занимают огромные пространства и нарушают природную среду. 3. Необходимость утилизации отработанного трансформаторного масла, а также того, которое может пролиться в результате возможной аварии на высоковольтном трансформаторе. 4. Промышленные и бытовые приборы, работающие с применением электрической энергии, излучают вредные электромагнитные поля (особенно вредны высокочастотные электромагнитные поля). 5. Осветительные лампы, в которые входят ртутные добавки, нуждаются в утилизации, а в случае поломки загрязняют окружающую среду. 84 6. Холодильные установки, потребляющие электроэнергию и работающие с применением фреона, нуждаются в утилизации, так как используемый в них газ разрушает озоновый слой атмосферы земли, защищающий ее поверхность от ультрафиолетовых лучей. Качество товара характеризует отношение производителя к товару. Конкурентоспособность товара отражает взгляд со стороны потребителя. Нет товара, конкурентоспособного для всех. Это относится и к электрической энергии. В России и в странах СНГ электрическая энергия, соответствующая ГОСТ 13109–97, вполне конкурентоспособна, а на финском рынке не выдержала бы конкуренцию, так как там требования к стабильности частоты на порядок выше, чем в России. 85 Глава 5 ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФОНДЫ ЭНЕРГЕТИКИ 5.1. Основные фонды энергетики Производство – это процесс создания материальных благ, необходимых для существования и развития общества. Содержание производства определяет трудовая деятельность, предполагающая следующие три момента: целесообразную работу, или сам труд; предмет труда, т. е. все то, на что направлена рациональная деятельность человека; средства (орудия) труда (машины, оборудование, инструменты, с помощью которых человек преобразует предметы труда, приспосабливая их для удовлетворения своих потребностей). Продукт материального производства – материальное благо, которое представляет собой соединение вещества природы и труда. Факторы производства (ресурсы), используемые на предприятии, включают: 1) капитал (средства длительного пользования, созданные людьми) – основные фонды; 2) труд (умственные и физические способности человека); 3) оборотные средства (сырьё, материалы, денежные средства); 4) информацию; 5) технологию; 6) инфраструктуру и т. д. При осуществлении производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятия формируют внеоборотные и оборотные активы, которые в совокупности составляют денежные и вещественные средства предприятия. Классификация средств показана на рис. 5.1. В условиях рыночной экономики очень важно четко и однозначно понимать различные виды единовременных затрат: капитал, капиталовложения, инвестиции, производственные фонды, включая основные фонды и оборотные средства. Единовременные затраты и ежегодные расходы отражаются в производственном процессе, когда производственные фонды переносят свою стоимость на продукцию. По форме участия в производстве эти фонды разделяются на основные и оборотные. 86 Средства энергопредприятий, 100 % Внеоборотные средства, 70–80 % ДФВ НМА Основные средства Непроизводственные основные средства Оборотные средства, 20–30 % Оборотные фонды Фонды обращения Производственные средства Рис. 5.1. Классификация средств предприятия Целесообразно отметить три коренных отличия основных и оборотных производственных фондов: 1) сохранение основными фондами в течение длительного времени своей формы, а оборотные фонды и средства сразу же в течение производственного цикла свою первоначальную форму теряют, как бы «растворяясь» в производимой продукции; 2) длительный срок службы основных фондов по сравнению с оборотными средствами, которые полностью поглощаются производством за один оборот; 3) длительный, постепенный перенос стоимости на продукцию основными фондами, в то время как оборотные фонды переносят ее на продукцию сразу (за один оборот). Основные средства – это денежные средства, инвестированные в основные фонды производственного и непроизводственного назначения. Основные производственные фонды (ОПФ) представляют собой материальное выражение основных средств (здания, сооружения, машины, оборудование и т. д.) – средств труда стоимостью на дату приобретения свыше стократного, установленного законом, размера минимальной месячной оплаты труда независимо от срока их использования или используемых в процессе производства свыше 12 месяцев. Экономическая сущность основных производственных фондов – многократное, в течение длительного времени участие в производственном процессе, когда их стоимость по мере износа постепенно утрачивается (оборудование «стареет») и переносится на производимую продукцию. Воспроизводство объектов основных фондов может быть: 1) простым – объемы и качество используемых основных фондов не меняются; 2) расширенным – происходит качественное усовершенствование и, если необходимо, количественное увеличение. 87 В зависимости от этого используются различные источники финансирования: 1) для простого воспроизводства основным является амортизационный фонд, формируемый на предприятиях за счет амортизационных отчислений, включаемых в себестоимость продукции; 2) для расширенного воспроизводства – амортизационный фонд, прибыль, банковские кредиты и т. п. Кругооборот стоимости основных фондов включает следующие стадии: 1) приобретение основных фондов (принятие на баланс по первоначальной стоимости); 2) эксплуатация основных фондов – износ и расчет остаточной стоимости; 3) начисление амортизации и формирование амортизационного фонда для полного восстановления объекта; 4) замена основных фондов с помощью инвестирования финансовых ресурсов в основные фонды. Приобретение основных фондов может происходить за счет: 1) основных средств, являющихся частью уставного капитала предприятия; 2) передачи данных объектов учредителями в счет вклада в уставный капитал; 3) безвозмездного получения от государственных органов, юридических и физических лиц. В момент приобретения и принятия на баланс стоимость основных фондов количественно совпадает с величиной основных средств. В дальнейшем эта стоимость раздваивается: часть, равная износу, переносится на готовую продукцию, остаток отражает остаточную стоимость действующих основных фондов. По форме участия в материальном производстве ОПФ делятся на: активные – непосредственно участвуют в производственном процессе (машины, оборудование и т. п.); вследствие более быстрого интенсивного износа норма их амортизации больше; пассивные – создают условия для производственных процессов (здания, сооружения и др.). В энергетике доля активных фондов соотносится с пассивными как 3:1 или 4:1. Это требует постоянного обновления основных фондов, особенно их активной части. По технологическому признаку основные фонды подразделяются: на здания; сооружения; передаточные устройства; 88 силовые машины и оборудование (в том числе автоматическое); рабочие машины и оборудование; измерительные и регулирующие приборы и устройства, не установленная техника и прочие машины; транспортные средства; инструменты; производственный и хозяйственный инвентарь; прочие основные фонды (малоценные и быстроизнашивающиеся средства труда, капиталовложения и т. д.). Таблица 5.1 Ориентировочная структура основных производственных фондов в промышленности, % Отрасли промышленности Здания Сооружения Передаточные устройства Силовые машины Рабочие машины Транспортные средства Вся промышленность 29 20 11 8 27 2 Электроэнергетика 13 17 34 33 1 1 Химия и нефтехимия 34 15 12 3 31 2 Черная металлургия 29 19 7 4 37 3 Машиностроение и металлообработка 42 8 4 3 36 2 В разных отраслях материального производства структура основных фондов различна, причем для энергетики характерен большой удельный вес силовых машин и передаточных устройств. Последнее обстоятельство вызвано наличием протяженных и дорого стоящих линий электропередачи. Амортизация основных производственных фондов Экономическая сущность участия основных фондов в производстве – постепенный, в течение длительного времени перенос своей стоимости на производимую продукцию при постепенном износе и соответственном снижении собственной стоимости. Этот процесс отражается: включением сумм амортизационных отчислений в себестоимость продукции; 89 созданием амортизационного фонда, предназначенного в дальнейшем для замены полностью амортизированного оборудования, после его ликвидации, на новое; периодической переоценкой основных фондов, постоянным учетом основных фондов по их балансовой или восстановительной стоимости. По мере реализации произведенной продукции перенесенная часть стоимости основных фондов в денежной форме накапливается в амортизационном фонде, который формируется за счет ежегодных отчислений. Амортизация – процесс перенесения стоимости постепенно изнашивающихся основных фондов в течение всего срока их службы на стоимость производимой продукции, а также целевого накопления денежных средств и их последующего применения для возмещения изношенных основных фондов. Часть первоначальной стоимости, переносимая на продукцию в течение одного года, представляет собой амортизационные отчисления (Иа): К Кл Иа = 0 ; (5.1) Т сл а К0 К л ; К 0 Т сл (5.2) И а а К 0 , (5.3) где а – норма амортизационных отчислений от первоначальной стоимости основных фондов; К0 – первоначальная стоимость основных фондов; Кл – ликвидная стоимость оборудования; Тсл – срок службы основных фондов. Амортизационные отчисления производятся ежегодно, и через период времени, равный сроку службы Тсл, накопится сумма, равная первоначальной стоимости основных фондов К0 (за вычетом ликвидной стоимости Кл). Понятие ликвидной стоимости по-разному трактуется специалистами: 1) неамортизированная часть первоначальной стоимости; 2) цена реализации изношенного оборудования. Учитывать возможность продажи изношенного (возможно, отремонтированного) оборудования необходимо. В пользу такого мнения выступает тот факт, что оборудование может ликвидироваться не потому, что физически неработоспособно, а в связи с моральным старением. Если оборудование в процессе производства полностью изнашивается и ликвидная стоимость очень мала (практически – стоимость ме- 90 таллолома, если оборудование металлическое), то расчет нормы амортизации можно представить упрощенно: 1 при Кл = 0 (при полном износе основных фондов) а . (5.4) Т сл Энергетика является очень капиталоемкой отраслью материального производства, на каждого энергетика приходится больше производственных фондов (показатель фондовооруженности), чем на работника в других отраслях промышленного производства. Так, в промышленной энергетике при численности производственного персонала в энергослужбе предприятия около 10 % от общего количества, доля производственных фондов, относящихся к энергетике предприятия, т. е. с учетом энергетической части технологического оборудования, составляет до 70 % основных фондов промышленного предприятия. Фондовооруженность промышленных энергетиков примерно в 2–3 раза больше, чем у работников основного промышленного производства. При исчислении величины амортизационных отчислений необходимо периодически переоценивать основные фонды, что особенно актуально в условиях инфляции, и соответственно рассчитывать амортизационные отчисления от новой, переоцененной стоимости. Существуют следующие виды оценок основных фондов: 1. Балансовая стоимость рассчитывается: как полная балансовая стоимость – своего рода «первоначальная стоимость» – формируется в момент вступления объекта в эксплуатацию; остаточная балансовая стоимость – первоначальная стоимость за вычетом суммы износа. В зависимости от источника поступления основных средств под их первоначальной стоимостью понимают: стоимость внесённых учредителями основных средств в счёт их вклада в уставной фонд предприятия по договорённости сторон; стоимость основных фондов, изготовленных на самом предприятии, а также приобретённых у других предприятий или лиц – в сумме фактических затрат, включая расходы по доставке, монтажу, установке; стоимость безвозмездно полученных объектов основных средств, а также средства, выделенные в качестве государственных субсидий. 2. Восстановительная стоимость рассчитывается: как полная восстановительная стоимость – первоначальная стоимость ОПФ, переоценённая в сопоставимых ценах на одну дату. Это стоимость воспроизводства основных производственных фондов в современных условиях. В связи с научно-техническим прогрессом одни 91 и те же виды средств труда, произведенные в разные годы, оцениваются различно, поэтому требуется регулярная переоценка основных фондов; остаточная восстановительная стоимость – восстановительная стоимость ОПФ за вычетом износа. Понятие «срок службы» предусматривает: физический износ фондов – постоянная утрата техникоэкономических свойств ОПФ, в результате чего они становятся физически неработоспособными; моральный износ фондов – преждевременное, до окончания нормативного срока физического износа, отставание оборудования по своим техническим характеристикам и экономической эффективности от нового оборудования. Различают: моральный износ 1-го рода – уменьшение стоимости ОПФ вследствие сокращения общественно-необходимых затрат труда на их воспроизводство, т. е. появляется точно такое же оборудование, но продаваемое по более низкой цене, вследствие чего амортизационные отчисления на их износ могли бы быть меньшими; моральный износ 2-го рода – уменьшение эффективности ОПФ в результате внедрения новых, более прогрессивных и экономически эффективных ОПФ, т. е. на рынке появляется оборудование того же назначения, но с улучшенными технико-экономическими характеристиками, более экономичное, например с меньшим удельным расходом топлива или энергии на единицу продукции, т. е. его применение сократило бы эксплуатационные расходы. Если учитывать не только физический, но и моральный износ, то срок службы становится не реальным календарным понятием, а технико-экономической категорией, нужной для расчета норм амортизации. Нормы амортизации разрабатываются и диктуются государством централизованно, так что реальные собственники не могут их менять по собственному усмотрению, стремясь к ускоренной амортизации оборудования для его скорейшего обновления. Поскольку срок службы оборудования Тсл является важной экономической категорией и зависит не только от времени полного физического, но и морального износа, в последнее время некоторым собственникам (поддержка малого и среднего бизнеса) разрешена ускоренная амортизация некоторых видов оборудования. Тогда возможна обратная постановка вопроса: сколько времени должно прослужить оборудование, если производитель считает нужным, чтобы оно побыстрее амортизировалось и чтобы через сравнительно небольшой период купить новое? При этом старое, но еще работоспособное оборудование можно продать, выручив некоторую сумму Кл, большую, чем стоимость ме92 таллолома. Очевидно, здесь владелец должен задаться той стоимостью, которую оборудование все же должно перенести на продукцию, оправдав свое приобретение – Иа. К Кл . (5.5) Т сл 0 Иа Величины норм амортизации по некоторым видам производственных фондов приведены в табл. 5.2. Таблица 5.2 Единые нормы амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов, % к балансовой стоимости Группы и виды основных фондов - - Здания Здания высотные (более 25 этажей), каркасно-монолитные, повышенной прочности. Здания одноэтажные с железобетонными или металлическими каркасами. Здания многоэтажные типа этажерок специального технологического назначения Сооружения Подъездные и другие железнодорожные пути предприятий, резервуары для хранения нефтепродуктов металлические. Резервуары для хранения дизельного топлива и смазочных материалов Передаточные устройства Воздушные линии электропередачи напряжением от 0,4 до 20 кВ: на металлических опорах, на опорах из пропитанной древесины. Кабельные линии электропередачи напряжением до 10 кВ с пластмассовой оболочкой, проложенные в земле, в помещениях. Трубопроводы тепловых сетей стальные, работающие в условиях непроходных тоннелей, с воздушным зазором (подвесная изоляция) Силовые машины и оборудование Котельные установки и стационарные паровые котлы со вспомогательным оборудованием котельной. Стационарные водогрейные котлы. Электродвигатели: с высотой оси вращения 63–450 мм, с высотой оси вращения свыше 450 мм. Вспомогательное силовое тепломеханическое оборудование. Силовое электротехническое оборудование, распределительные устройства Рабочие машины и оборудование Компрессоры поршневые общего назначения давлением до 8 атм. (производительностью до 20 м3/мин). Насосы артезианские, пневматические винтовые, погружные, мотопомпы. Насосы камерные. Вентиляционные системы. Краны козловые общего назначения (крюковые) грузоподъемностью до 15 т. Источники питания для электросварки. Приборы для контроля и регулирования технологических процессов. Приборы для измерения и регулирования температуры. Щиты и пульты диспетчерские телемеханические для автоматизированных систем управления производственными процессами Нормы амортизации, % 0,4 1,0 1,2 4,0 6,6 2,8 2,0 3,0 4,0 5,0 4,0 3,7 5,0 6,6 5,6 3,7 4,4 5,4 20,0 7,7 5,5 5,0 12,5 14,3 93 Окончание табл. 5.2 Группы и виды основных фондов Транспортные средства Автомобили грузоподъемностью: до 0,5 т, более 0,5 до 2,0 т. Прицепы и полуприцепы-тяжеловозы грузоподъемностью: до 100 т, более 100 т Прочее Производственный и хозяйственный инвентарь и принадлежности. Контейнеры универсальные металлические. Стеллажи стоечные. Электроарматура и электроприборы - Нормы амортизации, % 9,0 20,0 14,3 8,3 6,7 6,5 5,6 8,3 В ряде случаев начисление амортизации приостанавливается. Это может быть при реконструкции и модернизации основных средств по решению руководителя предприятия, а также их переводе на консервацию (на срок не менее трех месяцев). Также не начисляется амортизация в период восстановления объектов основных средств, продолжительность которого превышает 12 месяцев. До 1 января 1998 г. действовал только один способ начисления амортизации – линейный, начисление амортизации при котором осуществлялось в соответствии с Едиными нормами амортизационных отчислений на полное восстановление основных фондов народного хозяйства, утверждёнными Советом Министров СССР от 22 октября 1990 г. №1072 (далее – Единые нормы амортизационных отчислений). С 1 января 1998 г. были введены новые и теперь действуют четыре способа: линейный; способ уменьшения остатка; способ списания стоимости по сумме чисел лет срока полезного использования; способ списания стоимости пропорционально объему продукции (работ). Таким образом, у предприятия появилось право выбора способа начисления амортизационных отчислений по основным средствам в зависимости от финансово-экономического состояния. Применение одного из способов по группе однородных объектов основных средств производится в течение всего срока полезного использования и отражается в учетной политике предприятия. В то же время было предложено установить особые нормы и правила начисления амортизации для целей налогообложения. Интересно заметить, что если сумма начисленных амортизационных отчислений по 94 данным бухгалтерского учета меньше суммы амортизации, принимаемой для целей налогообложения, то корректировка (уменьшение) налогооблагаемой прибыли не предусмотрена. Если срок полезного использования объекта основных средств в технических условиях отсутствует и не установлен в централизованном порядке, то он должен определяться исходя: из ожидаемого срока использования этого объекта в соответствии с ожидаемой производительностью или мощностью применения; ожидаемого физического износа, зависящего от режима эксплуатации, естественных условий и влияния агрессивной среды, системы планово-предупредительных и всех видов ремонта; нормативно-правовых и других ограничений использования этого объекта (например, амортизация). 5.2. Производственные мощности в энергетике Величина основных производственных фондов, как правило, определяет производственную мощность (производительность) любых предприятий, в том числе энергопредприятий и энергетических объектов на промышленных предприятиях. Производственная мощность – потенциальная способность предприятия (цеха, участка, рабочего места) производить максимальное количество определенной продукции или выполнять определенный объем работ в течение определенного периода времени (часа, года) при условии: а) применения самой передовой технологии; б) должного технического оснащения; в) полного устранения аварий; г) необходимого материально-технического обеспечения; д) обеспеченности производственным и необходимым управленческим персоналом; е) полного использования рабочего времени. В энергетике мощности измеряются: для электроэнергетических объектов – в кВт и МВт; для объектов теплоэнергетики – в т пара/ч и в Гкал/ч; для объектов, производящих холод – в Гкал холода/ч; при производстве сжатого воздуха и газов, при перекачке воды – в м3/ч. Большинство энергетических мощностей исчисляются за час. Энергетическая производительность зависит еще от одного, не указанного выше условия, – от объема и мощности, требуемых потребителям. Так же, как и в энергосистемах, в промышленной энергетике мощности исчисляются за 1 ч. 95 В энергетике принят ряд следующих определений, касающихся энергетических производственных мощностей: установленная мощность – суммарная паспортная мощность энергетического оборудования – Nуст; рабочая мощность – мощность, с которой оборудование может работать при максимальной нагрузке потребителя – Nраб; диспетчерская мощность – мощность, заданная диспетчерским графиком нагрузки – Nдисп. Рабочая мощность отличается от установленной на величину ограничений ( Ν огр ), возникающих вследствие износа оборудования и его неспособности развивать прежнюю, запроектированную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ремонт ( Ν рем ): Ν раб Ν уст Ν огр Ν рем . (5.6) Коэффициент эффективного использования установленной мощности – отношение рабочей мощности к установленной – важный показатель для оценки работы энергетиков, поскольку его величина свидетельствует: во-первых, о состоянии оборудования, ими обслуживаемого; во-вторых, о регулярном ремонтном обслуживании. К эиум Ν раб Ν уст Ν уст Ν огр Ν рем . Ν уст (5.7) Оценки использования мощности даются как для электростанций, так и для любого другого энергогенерирующего объекта, в том числе энергообъектов в энергетическом хозяйстве предприятий (котельной, компрессорной, холодильной, воздухоразделительной станции и т. д.). Коэффициент резерва равен отношению максимальной (запроектированной) часовой нагрузки к установленной мощности энергетического объекта. При этом ограничения мощности, как правило, не учитываются: Р К рез max , (5.8) Ν уст где Крез – коэффициент резерва мощности энергообъекта; Рmax – максимальная нагрузка потребителя (с учетом потерь в сетях и собственных нужд энергообъекта). Наличие резервов мощности отражает специфику энергетики, поскольку здесь происходит одновременное производство и потребление энергетической продукции – энергии, которая (кроме топлива) не может запасаться в сколько-нибудь значительных количествах. 96 Для объектов энергетики понятие резерва (обычно резерва электрической мощности) связано с разностью рабочих и диспетчерских мощностей. Эти энергетические резервы классифицируются: а) по готовности к несению нагрузки: холодный, когда оборудование простаивает и необходимо некоторое время для его включения в работу; горячий (или вращающийся) резерв, когда оборудование находится в работе (недогруженное или на холостом ходу) и готово в любой момент к несению нагрузки; б) по назначению: нагрузочный (или частотный), необходимый для покрытия возрастающей нагрузки; аварийный для замещения мощности оборудования, которое может аварийно выйти из строя; ремонтный для замещения ремонтируемого оборудования; народно-хозяйственный для покрытия нагрузок вновь вводимых потребителей. 5.3. Оборотные фонды и оборотные средства Для того чтобы любой объект начал работать, недостаточно иметь только производственные мощности в соответствии с вложением капитала в основные фонды, составляющие средства труда. Необходимы еще сырье, материалы и другие средства обеспечения производства, называемые предметами труда. Эти затраты впоследствии будут компенсированы при получении суммы реализации за проданную продукцию. Но в самом начале производственной деятельности этих средств еще нет и приходится их авансировать – создавать оборотные фонды и оборотные средства. Оборотные средства – это авансированный капитал, который полностью поглощается в процессе производства; эти средства примерно равны величине эксплуатационных расходов за один их оборот. Оборотные средства включают: 1. Оборотные фонды – функционируют в сфере производства – часть производственных фондов предприятий, целиком потребляемая в одном производственном цикле и полностью переносящая свою стоимость на производимый продукт. Состоит из предметов труда, производственных запасов и незавершенной продукции. 2. Фонды обращения – функционируют в сфере обращения – средства предприятий, функционирующие в сфере обращения; составная часть (более 20 %) оборотных средств. Включают также средства снабженческих, сбытовых и торговых организаций, запас готовой продук97 ции, денежные суммы в кассе предприятия, на его счёте в банке и в расчетах. Оборотные средства делятся: на собственные и заемные (кредит банка); нормируемые (подавляющая часть оборотных средств) и ненормируемые (товары, отгружаемые покупателям, денежные средства и средства в расчетах). Нормирование оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нормативов в денежном выражении. Оборотный капитал – часть производительного капитала (затраты на сырье, материалы, рабочую силу), которая переносит свою стоимость на вновь созданный продукт полностью и возвращается собственнику в денежной форме в конце каждого кругооборота капитала. Таблица 5.3 Состав и структура оборотных средств По средствам оборота Оборотные производственные фонды (средства производства) По элементам 1. Производственные запасы: 1) сырье: основные материалы и покупные полуфабрикаты, 2) вспомогательные материалы, 3) топливо, 4) тара, 5) зап. части для ремонта, 6) малоценные и быстроизнашивающиеся предметы По охвату нормированием Нормируемые оборотные средства По источникам формирования Собственные оборотные средства 2. Готовая продукция Фонды обращения 3. Денежные средства и расчеты: 7) денежные средства, 8) дебиторская задолженность и прочие расчеты Ненормируемые оборотные средства Заемные оборотные средства для формирования ненормируемых и сверхнормативных фондов Оборотные фонды в энергетике включают: сырье (предмет труда, доставляющий вещественную основу изготовляемого продукта, являющийся сам продуктом труда другого предприятия и обладающий стоимостью); топливо; вспомогательные материалы; малоценные и быстроизнашивающиеся предметы (на складах предприятия); 98 незавершенное производство (предметы труда, находящиеся в стадии обработки); полуфабрикаты собственного изготовления (в процессе производства). Оборотные средства совершают кругооборот в производстве и обращении, последовательно принимая форму то оборотных фондов (в виде производственных материальных запасов и незавершенного производства), то фондов обращения (в виде денежных средств). Состав и структура оборотных средств на некоторых энергетических предприятиях показана в табл. 5.4. Таблица 5.4 Структура нормируемых оборотных средств энергетических предприятий, % с округлением Энергосистемы ТЭС ГЭС ПЭС Ремонтные предприятия Сырье, основные материалы 1 – – – – Вспомогательные материалы 19 15 23 30 23 Топливо 25 42 – 2 3 Запасные части 20 20 38 25 20 Малоценные и быстроизнашивающиеся предметы 20 16 30 35 25 Итого – производственные запасы 85 93 91 92 81 Абонентская задолженность 13 – – – – Прочие нормируемые оборотные средства 2 7 9 8 19 100 100 100 100 100 Оборотные средства Всего Оборот – это время от начала работы до получения оплаты за продукцию или, в последующие периоды, за время между получением платежей за произведенную и проданную продукцию. Отношение календарного времени (года) ко времени оборота называется скоростью оборота. Например, величина оборотных средств в котельных определяется стоимостью запаса топлива (70–80 % от суммы оборотных средств), размеры которого должны предусматривать работу котельной в течение месяца (не считая аварийного запаса). При двухнедельной оплате по- 99 требителями отпущенного тепла этот запас мог бы стать вдвое меньшим, не месячным, а двухнедельным. Как указывалось выше, состав оборотных фондов и средств почти такой же, как и состав годовых издержек производства (годовых эксплуатационных расходов). Здесь необходимо предусмотреть только самые неотложные платежи – на приобретение средств труда (основных и вспомогательных сырья, материалов, топлива, энергии, воды и т. п.) и покрытие некоторой части прочих расходов (в энергетике – общесистемных, общестанционных или общесетевых). Отчисления в амортизационный и ремонтный фонды, оплату части налогов, включаемых в себестоимость, и процентов по кредитам можно производить за пределами времени оборота, в течение года (или, как это делается на практике, раз в году). Отсюда вырисовывается состав оборотных фондов и средств и его отличие от состава издержек. Указанные обстоятельства, а также приведенные выше понятия, относящиеся к оборотным фондам (Fоб, р.), целесообразно представить в виде алгебраических выражений, поскольку они связаны между собой следующими соотношениями: Т (5.9) nоб к ; Т об Fоб И И а И р И % И н , (5.10) nоб где nоб – скорость оборота, оборотов/год; Тк – календарное время, год; Тоб – время оборота, доли года или месяцы; И – годовые издержки производства, р./год; Иа – годовые амортизационные отчисления; Ир – годовые отчисления в ремонт фонд, р./год; И% – годовые расходы по оплате процентов по кредитам банка (если эти расходы разрешено включать в издержки), р./год; Ин – сумма налогов, оплачиваемых из себестоимости производства, р./год. Таким образом, экономическая категория «оборотные фонды и оборотные средства»: это авансированный капитал, в течение оборота не дающий дохода, прибыли, поэтому его величину стремятся минимизировать; состоят из оборотных фондов, имеющих материальное выражение – топливо, сырье, материалы и т. п., и оборотных средств, представляющих собой денежные средства в банке (депозиты) и предназначен- 100 ных для выплаты заработной платы и оплаты услуг в течение периода оборота; оборотные фонды и средства полностью поглощаются в процессе производства и всю свою стоимость переносят на продукцию; характеризуются скоростью оборота, равной отношению календарного фонда времени ко времени оборота. 5.4. Показатели использования производственных фондов и производственных мощностей Назначение производственных фондов – производство продукции для ее последующей реализации и получения прибыли. Использование производственных фондов оценивается соотношением самих фондов, суммы реализации и прибыли. Если говорить только об основных фондах (величину которых определяют сделанные капиталовложения), то оценка происходит с помощью полного (или абсолютного) срока их окупаемости Та Ко , (5.11) где Та – полный или абсолютный срок окупаемости капиталовложений за счет прибыли, лет; Ко – капиталовложения в основные фонды, р.; π – прибыль, р./год. Величина, обратная этому сроку окупаемости, называется рентабельностью капиталовложений (rк) rк Ko . (5.12) Этими оценочными показателями – абсолютным сроком окупаемости и рентабельностью капиталовложений – обычно пользуются на стадии проектирования или строительства объекта. Для действующих предприятий оценка эффективности использования производственных фондов производится обычно по показателю рентабельности фондов (rф) rф Fo Fоб Fпр где Fо – основные фонды, р.; Fоб – оборотные фонды и средства, р.; Fпр – производственные фонды, р. , (5.13) 101 Работоспособность производственных фондов можно оценивать показателями фондоотдачи (Фо) и фондоемкости (Фё), являющимися взаимно обратными: R ; (5.14) Фо Fпр Фё Fпр , (5.15) R где R – сумма реализации (выручка за проданную продукцию), р./год. Вследствие удорожания машин и оборудования, все усложняющихся по мере технического прогресса, показатель фондоотдачи во всем мире снижается, а фондоемкость производства, соответственно, растет. Противодействовать этому объективному процессу можно лишь при росте объемов производства на единицу производительности машин, т. е. при их лучшем использовании. Использование оборудования во времени определяется соотношением фактического (Тф) и календарного (Тк) времени работы и называется коэффициентом экстенсивности (Кэ) Тф . (5.16) Кэ Тк Коэффициент интенсивного использования (Ки) показывает, сколько энергии произведено (отпущено потребителю) фактически (Э ф , кВт·ч/год) по отношению к количеству энергии, которое могло бы быть произведено при работе с установленной мощностью (Nуст, кВт) за фактически отработанное время (Тф, часы): Эф Эф , (5.17) Ки N уст Т ф Э max где Эmax – максимально возможная выработка (потребление) за фактическое время, кВт·ч/год. Интегрирующим показателем, характеризующим эффективность функционирования производственных фондов и производственной мощности, является коэффициент использования мощности (Кисп) Эф К исп К э К и ; (5.18) Э ном Э ном N уст Т к , (5.19) где Эном – количество энергии, которое могло быть выработано при работе с установленной мощностью (Nуст, кВт) в течение всего календарного фонда времени (Тк, ч), кВт·ч/год. 102 В промышленности показателем, аналогичным коэффициенту использования мощности, является коэффициент сменности работы оборудования. Он равен отношению некоторых производственных показателей (времени работы, производственной мощности) при трехсменной работе к показателям наиболее загруженной смены (как правило, первой). Поскольку оборудование никогда не работает непрерывно и с полной загрузкой все три смены, т. е. круглые сутки, этот показатель никогда не бывает равным 3 (предельная величина) для предприятий с трехсменной работой; равным 2 – при двухсменной работе и 1 для односменных предприятий. В то же время соотношение величины коэффициента сменности со своим предельным значением свидетельствует об интенсивности – большей или меньшей – использования производственного оборудования. Очень удобным для применения и широко распространенным в практике проектных расчетов является показатель числа часов использования установленной энергетической мощности (hy) или максимума энергетических нагрузок (hmax). Это условный показатель, отвечающий на вопрос: за какое время можно выработать (потребить) количество энергии, фактически вырабатываемое (потребляемое) в течение года, если работа будет производиться с установленной мощностью (с максимальной часовой нагрузкой): hy Эф N yст hmax ; (5.20) Эф . (5.21) Pmax Число часов использования максимума технологической нагрузки в теплоэнергетике, например, является своеобразной «визитной карточкой» отрасли материального производства. Оно выше в отраслях с непрерывным циклом и существенно ниже при дискретном производстве в отраслях машиностроительного комплекса. Производственными фондами распоряжаются, их обслуживают люди в процессе производства, иными словами – работники производства «вооружаются» фондами. И сколько производственных фондов приходится на одного человека из промышленно-производственного персонала оценивается показателем фондовооруженности (Фл) Fпр Фл , (5.22) Л Л – количество промышленно-производственного персонала, чел. 103 Вооруженность производственного персонала в промышленности энергетическими мощностями характеризуется показателями энергооснащенности, в том числе: Ф лэ N yст Л ; электрооснащенности (5.23) Ф лт Qчас Л , теплоэнергооснащенности (5.24) где Qчас – установленная часовая производительность промышленной котельной или максимальная заявленная тепловая нагрузка при теплоснабжении со стороны, в частности от ТЭЦ. Возможна оценка энергооснащенности производства при потреблении топлива, сжатого воздуха и газов, холода и других местных энергоносителей. Более распространенными являются показатели энерговооруженности, характеризующие годовое потребление энергии на одного работающего: электровооруженность (5.25) Wл Wгод Л ; тепловооруженность топливовооруженность Qл Qгод Л ; Вл Вгод Л ; (5.26) (5.27) (5.28) Э л Эгод Л , где Wгод, Qгод, Вгод, Эгод – годовое потребление соответственно электроэнергии, теплоты, топлива или суммарное энергопотребление на промышленном предприятии. Привязка показателей энерговооруженности к оценке эффективности использования производственных фондов не совсем правомерна, поскольку здесь играют существенную роль режимные факторы, например число часов использования мощностей. Но как сами производственные мощности, так и количество производимой ими энергии все-таки зависят именно от производственных фондов, и потому показатели энерговооруженности в промышленности вполне увязываются с использованием производственных фондов. суммарная энерговооруженность 104 Глава 6 ТРУД, КАДРЫ И ОПЛАТА ТРУДА В ЭНЕРГЕТИКЕ 6.1. Организация труда в энергетике Труд – это вклад в процесс производства, осуществляемый людьми в форме непосредственного расходования умственных и физических усилий. Совокупность умственных и физических способностей человека, его способность к труду называется рабочей силой. В условиях рыночных отношений «способность к труду» делает рабочую силу товаром. Этот товар отличается следующими признаками: создает стоимость большую, чем он стоит; без его привлечения невозможно осуществлять любое производство; от него во многом зависит эффективность использования основных и оборотных средств. В обеспечении эффективности производства важное значение имеет структура кадров предприятия. Персонал предприятия (кадры, трудовой коллектив) – это совокупность работников, входящих в его списочный состав. В мировой практике чаще всего используется классификация, при которой работники делятся на менеджеров и исполнителей. Менеджеры – это организаторы производства различных уровней. В России персонал всех промышленных предприятий, в том числе и энергетических, подразделяется: на промышленно-производственный (ППП), работающий в основном, обеспечивающем и обслуживающем производствах. Включает: – эксплуатационный; – ремонтный; – административно-управленческий; непроизводственный, работающий в жилищно-бытовых, коммунальных, медицинских, продовольственных, пожарных службах, в столовых, военизированной охране и других подсобных подразделениях. Для работы в энергетике – на электростанциях, в сетевых и других предприятиях, входящих в энергообъединения, требуется большой круг различных профессий и специальностей. Промышленно-производственный персонал подразделяется на следующие категории: 105 рабочие, непосредственно обслуживающие производственные процессы в основном, обеспечивающем и обслуживающем производствах; служащие, выполняющие преимущественно вспомогательные и административно-управленческие функции; инженерно-технические работники (ИТР), осуществляющие техническое, экономическое и организационное руководство производственно-хозяйственной деятельностью всего энергопредприятия, для чего требуется высшее или среднее специальное образование; младший обслуживающий персонал (МОП), выполняющий простые вспомогательные работы, как правило, не требующие профессиональной подготовки – уборку, охрану и т. п.; ученики различных специальностей и профессий, включая стажеров, временно прикомандированных для освоения новшеств и пр. Для рабочих специальностей устанавливаются разряды, например, слесарь 3-го разряда, электромонтер 5-го разряда. Всего обычно, согласно тарифно-квалификационному справочнику, присваиваются шесть разрядов – с 1-го по 6-й в порядке возрастания квалификации. Инженерно-техническим работникам обычно присваиваются категории: инженер 1-й категории, инженер-экономист 3-й категории, инженер-наладчик 2-й категории и т. д. Здесь квалификация оценивается в обратном порядке – самая высокая категория обычно 1-я, большие номера – более низкая квалификация. В редких случаях встречается категория выше 1-й – «нулевая». Ввиду непрерывного характера энергетических производственных процессов на энергопредприятиях и вообще в энергетике работа ведется круглосуточно, поэтому значительная часть эксплуатационного персонала образует дежурный персонал. Особая ответственность за бесперебойность энергоснабжения приводит к необходимости постоянного ремонтного обслуживания энергооборудования, в связи с чем на энергопредприятиях (на электростанциях или в энергосистемах) содержится значительное количество ремонтников, численность которых иногда составляет до 70 % общего состава энергетического персонала. Сложное энергооборудование требует от энергетиков высокой профессиональной квалификации, знания помимо своей прямой специализации правил технического обслуживания и техники безопасности (ТО и ТБ) при работе с энергоустановками, которые постоянно усложняются при освоении все более сложного энергетического оборудования. Это требует, как ни в одной другой профессии, постоянного повышения деловой и производственной квалификации. В условиях рыночных отношений для работы в промышленности, в том числе и в энергетике, все большее значение приобретают экономиче106 ские знания. Они становятся необходимыми не только руководящему составу, всем работникам аппарата управления энергопредприятий и энергосистем, но и руководителям более мелких подразделений – начальникам цехов, участков, бригадирам, что также требует специальной подготовки и переподготовки. Любой труд должен быть определенным образом организован. Основные термины и понятия по организации труда следующие: организация труда – система мероприятий, обеспечивающих рациональное использование рабочей силы, которая включает соответствующую расстановку людей в процессе производства, разделение и кооперацию, методы нормирования и стимулирования труда, организацию рабочих мест, их обслуживание и необходимые условия труда; разделение труда – разграничение деятельности людей в процессе совместного труда; кооперация труда – совместное участие людей в одном или разных, но связанных между собой процессах труда; метод труда – способ осуществления процессов труда, характеризующихся составом приемов, операций и определенной последовательности их выполнения. Любой труд осуществляется на рабочем месте – производственном, рабочем или управленческом, служебном. Вне зависимости от назначения этого места оно должно характеризоваться рядом понятий: рабочее место – зона, оснащенная необходимыми техническими средствами, в которой совершается трудовая деятельность исполнителя или группы исполнителей, совместно выполняющих одну работу или операцию; организация рабочего места – система мероприятий по оснащению рабочего места средствами, предметами труда и услугами, необходимыми для осуществления трудового процесса; условия труда – совокупность факторов производственной среды, оказывающих влияние на здоровье и работоспособность человека в процессе труда. Труд характеризуется также интенсивностью и качеством: интенсивность труда – степень расходования рабочей силы в единицу времени; качество труда – степень сложности, напряженности и хозяйственного значения труда. Для соблюдения нормальных условий труда, уровня его производительности, а также для планирования труда как составной части производственно-хозяйственной деятельности труд должен нормироваться. 107 Нормирование труда – установление меры затрат труда на изготовление единицы продукции или выработки продукции в единицу времени, выполнение заданного объема работ или обслуживание средств производства в определенных организационно-технических условиях. Применяются следующие виды норм: норма выработки – производство определенного количества продукции или выполнение определенного объема работы в единицу времени (час, смену и др.); норма времени – время, затрачиваемое на производство единицы продукции или выполнение единицы работы; норма обслуживания – количество единиц оборудования, обслуживаемого одним человеком; норма численности – количество работников, необходимое для обслуживания определенного оборудования или группы единиц оборудования. Как видим, эти нормы образуют две пары, где каждая является обратной по отношению к другой: норма выработки – норма времени; норма обслуживания – норма численности. Для нормирования управленческого труда применяется также норма управляемости – количество людей, которыми может эффективно управлять один руководитель. По психофизическим возможностям среднего человека это количество составляет 7–8 человек. Так, если в бригаде количество работников больше восьми, то бригадиру требуется заместитель, который сам, подчиняясь бригадиру, от его имени будет управлять частью бригады – не более чем 7–8 подчиненными. Широкое распространение получила бригадная форма организации труда или коллективный подряд. Эффективность этой формы доказана жизнью, однако такая организация целесообразна только там и тогда, где и когда имеется возможность: четко определить конечный результат трудовой деятельности; достоверного дифференцированного учета этих результатов, расходов сырья, материалов и энергии; выделить бригаде (коллективу) рабочую зону и закрепить за ней необходимое оборудование и оснастку; бесперебойно обеспечивать необходимым сырьем, материалами и комплектующими; оценить прибыльность производственно-хозяйственной деятельности бригады (коллектива) как обособленной коммерческо-хозяйственной производственной единицы. Нормирование труда в энергетике имеет ряд особенностей, связанных прежде всего со спецификой отрасли. Так, нормы выработки и времени мо108 гут использоваться только в энергоремонтном производстве и неприменимы в основной деятельности энергетиков при производстве различных видов энергии и энергоносителей и снабжении ими потребителей, поскольку объем энергетического производства зависит только от потребителей. Наиболее употребительны в энергетике нормы обслуживания и нормы численности. Но и здесь возникают сложности, так как при многообразии энергетического оборудования трудно оценить, сколько и какое оборудование должен обслуживать один человек. Для этого применяются условные единицы: единица ремонтосложности энергооборудования, с помощью которой оценивается практически любое оборудование; либо человекочасы или нормочасы для обслуживания соответствующих видов энергетического оборудования. Для установления трудовых норм выработан ряд приемов и методов, получивших распространение в отечественной науке и практике. Некоторые из них, наиболее трудоемкие и методически сложные, применяются только исследовательскими организациями, выполняющими работу по заказам предприятий. Многие могут применяться непосредственно работниками производственных предприятий – сотрудниками отделов труда и зарплаты. На практике используются такие методы нормирования труда: хронометраж и самохронометраж рабочего времени, при котором устанавливаются фактические трудозатраты на проведение различных трудовых операций, связанных с выпуском продукции или выполнением работы (хронометраж применяется как рабочий прием и в других методах нормирования); экспериментальный метод, когда нормы разрабатываются при проведении специальных испытаний, которым добровольно подвергаются отдельные работники; метод моментных наблюдений, состоящий в периодических записях о характере выполняемых работ в каком-либо трудовом коллективе (бригаде, отделе и т. п.) и последующей специальной обработке этих наблюдений, в результате чего устанавливаются нормы трудозатрат на выполнение определенных работ; метод нормирования по элементам движений, представляющий собой сравнение фактического времени на выполнение отдельных движений (поднял руку, повернулся и т. д.) со временем усредненным, необходимым, исходя из физиологических возможностей человека. Есть и другие, менее распространенные методы нормирования трудовых процессов, которые применяются специализированными организациями, впоследствии публикующими результаты своих исследований и практические рекомендации. 109 Для предприятий большинства отраслей промышленности, в том числе для энергоремонтного производства, состав и структура использования рабочего времени показаны на рис. 6.1. Рабочее время Время работы Производительная работа Непроизводительная работа Подготовительнозаключительное время Оперативное время Основное время Вспомогательное время Перерывы Зависящие от персонала Время обслуживания рабочего места Независящие от персонала Предусмотренные Организационное обслуживание Непредусмотренные Техническое обслуживание Рис. 6.1. Состав и структура рабочего времени Установление рациональных норм трудозатрат имеет большое значение для оценки и последующего принятия мер в целях повышения производительности труда. Производительность труда в большинстве отраслей промышленности (Пл) определяется как отношение годового объема производства (П) к численности промышленно-производственного персонала (Л): П Л П/Л . (6.1) Для энергетики определение производительности труда подобным образом нехарактерно, поскольку, как уже говорилось, объем производства от энергетиков практически не зависит. Так, в морозную зиму производительность труда работников отопительной котельной будет значительно выше, чем в теплую, хотя их фактические затраты труда не намного изменятся. Для электростанции можно представить такой случай, когда она стоит в резерве и не вырабатывает энергию. Получается, что производительность труда ее работников равна нулю? Конечно, нет. Более показательной является оценка производительности труда в энергетике по коэффициенту обслуживания (Кобс): Q (6.2) К обс час Л 110 или Е К обс обс , Л (6.3) где Кобс – коэффициент обслуживания, ед. производительности/чел., или ед. оборудования/чел.; Qчас – часовая энергетическая производительность оборудования, кВт (МВт), Гкал/ч, а также Гкал холода/ч, м3/ч и т. д.; Еобс – количество единиц обслуживаемого энергетического оборудования, приведенное к общим единицам – единицам ремонтосложности, человеко- или нормочасам и т. п. Для других энергетических и неэнергетических объектов коэффициент обслуживания может рассчитываться с использованием других единиц, наиболее подходящих для конкретных условий. Так, в сетевых предприятиях он может иметь размерность км/чел., т. е. показывает, сколько километров сетей обслуживается одним работником предприятия. Для наладчиков на заводах этот коэффициент может иметь размерность станков/чел., для авторемонтников – автомашин/чел., причем условных автомашин, усредненных (легковых различного класса, грузовых разной грузоподъемности) по показателям обслуживания и т. д. Долгое время здесь оставался дискуссионным также вопрос о численности персонала – производительность труда какого именно персонала оценивается: только рабочего, промышленно-производственного или общего, включая административно-управленческий? Сегодня в большинстве случаев участвующим в производственно-хозяйственной деятельности считается весь персонал, поскольку ни без инженернотехнических работников, ни без управленцев производственнохозяйственный процесс не может осуществляться должным образом. Эти показатели, как видим, не зависят от годового производства энергии или энергоносителей, а оценивают трудоемкость работ по поддержанию оборудования в постоянной эксплуатационной готовности, обеспечению его работоспособности и нужной производительности. 6.2. Заработная плата на энергопредприятиях Заработная плата – цена, выплачиваемая за использование труда наемного работника. Различают: 1) номинальную заработную плату – сумма денег, полученная наемным работником; 2) реальную заработную плату – совокупность товаров и услуг, которые можно приобрести на эти деньги с учетом их покупательной способности. 111 Для большинства населения развитых стран заработная плата представляет основной источник существования, она составляет, как правило, 2/3 – 3/4 национального дохода. Оплата труда в энергетике строится также, как и во всей промышленности. Здесь применяются сдельная, повременная и аккордная (единовременная за выполненную работу) системы оплаты. 1. Сдельная оплата предусматривает свои разновидности. Прямая сдельная оплата – по установленным ставкам за производство единицы продукции или работы. Иногда такая оплата предусматривает выполнение установленных норм выработки или времени, и размер оплаты напрямую зависит от объема произведенной продукции или работы. Сдельно-прогрессивная система – включает оплату за определенный, рассчитанный по нормам, объем выработанной продукции или выполненной работы так же, как и при прямой сдельной. А вот производство продукции или работы сверх установленного объема оплачивается уже по повышенным ставкам. Тогда чем больше превышается установленный нормами объем производства, тем выше, с прогрессивным возрастанием, оказывается заработок работника. Сдельно-премиальная система – оплата за установленный объем выработки ведется по прямой сдельной, но при перевыполнении планового задания работники премируются, причем размер премий чаще всего устанавливается в определенном размере за каждый процент перевыполнения задания против установленных норм. Косвенная сдельная оплата – устанавливается для оплаты вспомогательных работников (ремонтников). Сдельно-аккордная система – оплата увеличивается за каждый день, на который можно сдать производственный объект досрочно. Применяются такие формы заработной платы в тех случаях, когда для каждого работника легко можно установить и проконтролировать объемы выполняемой им работы или выработки продукции. В энергетике это относится преимущественно к ремонтным работам, при индустриальных методах ремонта, когда основные работы выполняются в стационарных условиях, по типу машиностроительного производства. На энергопредприятиях сдельные формы оплаты труда применяются в ремонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъединений, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы производства известны или могут планироваться; но не могут использоваться в основном энергетическом производстве, поскольку его объемы от энергетиков не зависят. 2. Повременная система оплаты труда позволяет определить сумму оплаты труда работника за отработанное время. Применяется то112 гда, когда производственный процесс строго регламентирован, когда функции работника сводятся к наблюдению за процессом либо когда используется конвейер со строго заданным ритмом. Также имеет свои разновидности. Простая повременная форма оплаты (система тарифных ставок или должностных окладов) основывается на тарифноквалификационной системе. Тарифно-квалификационная система – совокупность нормативов, с помощью которых регулируется уровень заработной платы различных групп и категорий работников в зависимости: от квалификации работников; сложности выполняемой работы; условий, характера и интенсивности труда; условий (в том числе природно-климатических) выполнения работ; вида производства. Основными элементами тарифно-квалификационной системы являются: тарифно-квалификационные справочники – группируется весь перечень возможных видов работ, а также определяются знания, навыки, умения, квалификация, требуемые для их выполнения; тарифные сетки – устанавливают соотношение в оплате труда, которая растет в зависимости от сложности и требуемой квалификации; тарифные ставки – определяют размер оплаты за работы, отнесенные к разряду при выполнении 100 % норм выработки или времени. Ставка 1-го разряда – это база для определения ставок следующих разрядов. Тарифная ставка 1-го разряда не может быть ниже минимального размера оплаты труда, установленного государством; тарифные коэффициенты – показывают во сколько раз уровень оплаты работ данного разряда выше уровня оплаты работ первого разряда; надбавки и доплаты за работу с отклонениями от нормальных условий труда. Система тарифных ставок в недавнем прошлом устанавливалась практически для всех отраслей материального производства единой по всей стране. Сейчас эта система, во-первых, носит рекомендательный характер, и, во-вторых, предусматривает не фиксированные тарифные ставки, а соотношения между ставками разных разрядов – тарифные коэффициенты (табл. 6.1). 113 Таблица 6.1 Тарифные коэффициенты для рабочих-ремонтников 1–6-го разрядов при повременной оплате труда Разряды Тарифные коэффициенты 1 1,0 2 1,1 3 1,21 4 1,33 5 1,5 6 1,71 В энергетике применяются свои тарифные сетки и коэффициенты. Так, в АО «Мосэнерго» в основу такой системы положена единая тарифная сетка, включающая разряды от 0 до 22-го. Тарифный коэффициент 1-го разряда принят равным 1, нулевого разряда – 0,9, а 22-го разряда – 9,79. Рабочие в зависимости от квалификации имеют ступени оплаты от 1 до 6. Практически тарифные разряды рабочих соответствуют разрядам Единого тарифно-квалификационного справочника (ЕТКС). Единая тарифная сетка устанавливает для каждого разряда работников минимальный должностной оклад, кроме того, имеются еще несколько ступеней оплаты. При повременной системе оплаты труда, кроме основной заработной платы, предусмотрена доплата за работу в ночные смены, в выходные и праздничные дни и некоторые другие. Повременно-премиальная система имеет много разновидностей, различия между которыми в основном сводятся к установлению предмета премирования. Прежде главным условием премирования было выполнение плановых заданий, которые и устанавливались так, чтобы их легко можно было выполнить и перевыполнить, причем в критических ситуациях широко была распространена практика «корректировки» планов в сторону понижения. Кроме того, имелось множество других показателей, позволявших претендовать на премии: освоение новой техники, экономия сырья, материалов, энергоресурсов, повышение производительности труда, повышение качества продукции или работ и т. п. Многие из этих показателей действительно отражают повышение эффективности производства, и их выполнение заслуживает поощрения. Большинство из них трудно учитываемо, вследствие чего премирование носило преимущественно волевой, необъективный характер. Особенно это проявлялось в многочисленных системах внутрипроизводственного хозяйственного расчета, что привело к дискредитации самого этого понятия. Среди производственных факторов, от которых зависит премирование, в энергетике главными были выполнение плановых заданий и показателей энергопроизводства (например, коэффициент эффективного использования установленной мощности), безаварийность работы энергооборудования, 114 бесперебойность энергоснабжения и некоторые другие. Далеко не всегда эти показатели напрямую увязывались с основным экономическим показателем производственно-хозяйственной деятельности – с прибылью. В то же время большинство показателей, за выполнение которых предусматривалось премирование работников, в новых условиях рыночных отношений не следует отвергать только потому, что системы отношений, где они использовались, дискредитировали себя при тоталитарном управлении производством. В настоящее время созданы все предпосылки для введения объективно оцениваемых внутрипроизводственных коммерческих (бывших хозрасчетных) отношений в энергосистемах между входящими в него предприятиями, на энергопредприятиях между его цехами, службами и другими подразделениями. Различные формы повременной оплаты труда являются основными в энергетике. Как и везде, здесь преобладает повременно-премиальная система. В настоящее время выбор систем премирования с учетом конкретных форм и показателей всецело зависит от предприятий, которые должны быть заинтересованы в установлении прямой зависимости премирования от конечных результатов труда. В энергетике премии начисляются к должностному окладу за фактически отработанное время, включая: надбавки за высокую квалификацию; доплаты за совмещение профессий, замещение; доплаты за работу в ночное время, в праздничные, выходные дни, сверхурочное время. Каждое энергопредприятие самостоятельно разрабатывает положение о премировании рабочих с учетом тех основных показателей, которые утверждены энергосистемой для руководителей, таких как отсутствие аварий, вызванных неудовлетворительной организацией эксплуатации, технического обслуживания и ремонта энергооборудования, выполнение графика нагрузки энергосистемы. Примеры устанавливаемых на энергопредприятиях показателей премирования рабочих ведущих профессий приведены в табл. 6.2. Бестарифные системы оплаты труда – заработная плата зависит от квалификационного уровня работника, коэффициента трудового участия (КТУ), фактически отработанного времени. В последнее десятилетие довольно широкое распространение получили коллективные формы оплаты труда, по типу прежних систем аккордной оплаты, предусматривавшейся в редких случаях – при выполнении сверхурочных, «авральных» работ. Коллективный или бригадный подряд предусматривает оплату конечного результата трудовой деятельности, для четкой фиксации которого необходимо выполнение ряда условий. Общий заработок между членами 115 трудового коллектива распределяется по так называемому коэффициенту трудового участия, рассчитываемому исходя: из тарифного разряда работника; фактически отработанного времени; соблюдения трудовой, производственной и технологической дисциплины – отсутствие прогулов, выполнение норм выработки, обслуживания и других норм при установленном качестве работы, выдерживание предписанных технологических параметров производства и т. п.; оказания производственно-технической помощи другим работникам коллектива (бригады); шефства и наставничества по отношению к малоопытным работникам и ученикам; выполнения общественных, в том числе цеховых, заводских, муниципальных и даже государственных обязанностей без ущерба для основной деятельности и др. Таблица 6.2 Показатели премирования рабочих Наименование профессий Показатели премирования 1. Котло-турбинный цех (КТЦ) Старший машинист КТЦ Старший машинист энергоблока 1. Выполнение плана рабочей мощности. Машинист-обходчик 2. Отсутствие аварий, отказов по вине персонала Машинист водогрейных котлов Машинист насосных установок 2. Цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ) 1. Выполнение плана рабочей мощности. Оперативный персонал 2. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала. 3. Отсутствие замечаний по достоверности контролирующих и измерительных приборов 1. Выполнение плана рабочей мощности. Ремонтный персонал ТАИ 2. Удельный вес устраненных дефектов. 3. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала. 4. Выполнение плана ремонта приборов в срок На практике определение КТУ свелось к расчету по двум первым показателям – по тарифной ставке и по фактически отработанному времени, ибо выявление и оценка других изначально заявленных факторов трудового участия бывает затруднительна и подчас необъективна. Развитие коллективных форм организации и оплаты труда привело к тому, что в трудовые коллективы, работающие по такой системе, объединялись значительные группы людей. Например, коллективный подряд мог охватывать целую производственную смену, поскольку только ее 116 совместный труд позволял оценить конечный результат производственно-хозяйственной деятельности. Тогда для распределения общего заработка между отдельными участками (бригадами), работающими в одну и ту же смену, стали рассчитывать коэффициент трудового вклада (КТВ), для определения которого требовался учет многих производственных факторов, порой трудно определяемых: как, например, распределить общий заработок между бригадой эксплуатационников и бригадой наладчиков оборудования, на котором эксплуатационники работают. Стали возникать системы оценок по баллам, также не всегда объективные. Подобные же системы появлялись и при попытках перевести на принципы коллективного подряда оплату инженерно-технических работников с установлением коэффициентов качества труда, повышающих или понижающих оплату. Эти системы также страдали субъективностью и потому широкого распространения не получили. При рыночных отношениях, когда прибыльность производства напрямую зависит от конечных результатов труда, описанные коллективные формы оплаты труда вполне могут получить применение при должной объективности оценок на базе достаточно достоверного производственного учета. При любой форме оплаты труда общий фонд образуется следующим образом: 1) начисляется тарифный фонд заработной платы (Фзп) независимо от способов его образования; 2) начисляется премиальный фонд (как правило, в определенном проценте – рпр); 3) производится начисление на эту величину единого социального налога (рсоц), включающего отчисления фонд социального страхования, пенсионный фонд и в фонд обязательного медицинского страхования; 4) производится начисление в фонд обязательного социального страхования от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний (рнс). Тогда общий фонд оплаты труда (Фот), входящий в себестоимость продукции, образуется как: Ф от Ф зп 1 рпр 1 рсоц рнс . (6.4) В настоящее время применяются следующие системы оплаты труда: 1) тарифная система; 2) бестарифная система – определение размера заработной платы каждого работника в зависимости от конечного результата работы всего рабочего коллектива; 3) система плавающих окладов – ежемесячное определение размера должностного оклада работника в зависимости от роста (снижения) про- 117 изводительности труда на участке, обслуживаемом работником, при условии выполнения задания по выпуску продукции; 4) система оплаты труда на комиссионной основе – установление размера заработной платы в виде фиксированного процента дохода, получаемого предприятием от реализации продукции (работ и услуг); 5) контрактная система – позволяет устанавливать индивидуальные заработные платы. Наибольшее распространение на государственных и других крупных предприятиях получила тарифная система оплаты труда. При всех ее преимуществах в условиях переходного периода при неустойчивой экономике, кризиса неплатежей эта система часто приводит к банкротству предприятий. Это в значительной степени связано с тем, что вся система налогов, таких как соцстрах, пенсионный фонд, фонд медицинского страхования и т. д. производится от выписанной, а не фактически полученной зарплаты. Когда у предприятия нет денег, а зарплата за отработанное время или за произведенную продукцию уже выписана, соответственно, начислены и все налоги на зарплату, а оплачивать их нечем. За неуплаченные налоги начисляются пени (хотя зарплата не выписана), и сумма пени при задержке их оплаты через 3–4 месяца начинает превышать величину самих налогов. Образуется замкнутый круг: даже если предприятие работает хорошо, но его продукция не оплачивается, поскольку у потребителя нет денег, на предприятие начисляются пени и предъявляются штрафные санкции, которые списываются с его банковского счета в безусловном порядке. И даже при поступлении денег в такой ситуации предприятие может оказаться финансовым банкротом. Одним из эффективных способов спасения предприятия от неоправданных (преждевременных) налогов, пени и финансовых санкций является переход на бестарифную систему оплаты труда. В этом случае зарплата персоналу начисляется только тогда, когда поступили деньги, и есть из чего выплачивать зарплату и налоги в размерах, которые определяются размером поступивших на расчетный счет средств. Эта система выгодна предприятию и его руководству, но не выгодна рабочим и обслуживающему персоналу, так как человек работает и не знает, оплатят ли его труд и в каком объеме. В период нестабильности экономики – это один из возможных путей сохранить работоспособное предприятие. В условиях рынка, когда предприятие имеет право само распоряжаться заработанными средствами, особенно актуальны вопросы мотивации труда. Мотивация – совокупность внутренних и внешних движущих сил, которые побуждают человека к деятельности. Выделяют следующие виды стимулов: 118 1) материальные – включают денежные (зарплата, премии и др.) и неденежные (путёвки, лечение, транспорт и др.); 2) нематериальные – включают социальные (престижность труда, возможности карьерного роста), моральные (уважение окружающих, награды), творческие (возможность самосовершенствования, самореализации). Главным условием высокопроизводительного труда на любом предприятии является ликвидация отчуждения персонала от интересов предприятия (фирмы). Наиболее действенной хозяйственной мотивацией признается участие персонала в собственности, прибылях и управлении. Применение каждого из этих мотивов в отдельности также полезно, но значительные результаты могут достигаться только при такой комплексной заинтересованности работников. В нашей стране в зависимости от способа проведенной приватизации предприятий возможны три вида участия персонала в собственности: 1) персонал полностью владеет имуществом предприятия; 2) персонал владеет контрольным пакетом акций предприятия; 3) персонал владеет частью акций, не составляющей контрольного пакета. В энергетике в настоящее время трудовые коллективы владеют в среднем 15 % акций территориального акционерного общества энергетики и электрификации. Для сравнения: 70 % работников концерна «Сименс» (ФРГ) владеют 20 % всего капитала. Мировой опыт показывает, что доходы от владения собственностью обычно составляют 10–15 % совокупного дохода работника. Тогда общий заработок работников-акционеров предприятий, кроме основной части – из фонда оплаты труда, может включать также: премирование по результатам работы за год (так называемая «тринадцатая зарплата»); выплаты по дивидендам; доходы от непроизводственной деятельности предприятий (участие в деятельности банков, бирж, дивиденды по акциям сторонних предприятий и т. п.). Чем сильнее мотивация труда, тем более высокое качество и ответственность приобретает сам труд и, как следствие, резко улучшаются все показатели производственно-хозяйственной деятельности. В идеале весь трудовой коллектив при правильно организованной мотивации труда должен составлять команду единомышленников, связанную общими материальными, духовными и нравственными интересами. 119 Глава 7 ИЗДЕРЖКИ И СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА В ЭНЕРГЕТИКЕ 7.1. Классификация производственных затрат Понятие затрат обычно ассоциируется с определенными потерями, жертвами, которые приходится нести для получения некоторых полезных результатов. Эти потери могут быть весьма разнообразны. Они могут быть осязаемыми и неосязаемыми, объективными и субъективными, денежными и неденежными. Кроме того, полезные результаты и понесенные во имя их достижения затраты могут распределяться между субъектами экономических отношений по-разному. Полезный результат может оказаться в руках одних, тогда как потери, которые связаны с его получением, или хотя бы часть их, выпадут на долю других. Производственные затраты в промышленности и энергетике называют: либо годовыми издержками производства (поскольку рассчитываются, как правило, за год); либо эксплуатационными расходами; либо текущими затратами. Все эти синонимы имеют одну и ту же экономическую сущность, поскольку призваны оценивать текущие производственные затраты, с которыми соотносятся все другие технико-экономические показатели производственно-хозяйственной деятельности. Себестоимость – это удельные эксплуатационные расходы, отнесенные на единицу произведенной продукции или работы (услуги). Иногда годовые производственные расходы также называют себестоимостью, отнесенной ко всему объему произведенной продукции (работ, услуг). Употребление этого термина как синонима годовых производственных затрат нежелательно во избежание путаницы. Существует два принципиально различных подхода к классификации этих затрат: по элемента; по статьям калькуляции. Чтобы различать эти системы годовых издержек, необходимо ясно представлять себе классификационные признаки. 1. Элементы затрат характеризуют процесс производства, который можно рассматривать как соединение трех взаимодействующих компонентов, каковыми являются: 120 средства труда – здания, сооружения, машины, оборудование, передаточные устройства, приборы и т. п.; их экономическое выражение – основные производственные фонды; предметы труда – сырье, основные и вспомогательные материалы, комплектующие и т. д.; их экономическое выражение – оборотные средства как некоторая часть, постоянно расходуемая и обновляемая, годовых текущих затрат; сам труд – рабочая сила; экономическое выражение – фонд оплаты труда. Кроме того, особенно важное значение имеет управление процессами производства и труда, так что этот элемент также присутствует в сметах затрат, чаще всего в виде «прочих расходов» (называемых в энергетике общесистемными, общестанционными, общесетевыми и пр., в зависимости от типа энергетического объекта). Эти элементы производства и положены в основу первой из упомянутых систем классификации производственных затрат. Соответственно этим элементам в смете затрат на производство выделяются следующие группы статей: 1. Затраты на содержание и обслуживание средств труда, т. е. производственных фондов (оборудования), на их амортизацию и ремонтное обслуживание, включая стоимость ремонтных материалов, основную и дополнительную заработную плату ремонтников, амортизацию ремонтного оборудования и другие ремонтные расходы. Обычно все эти затраты предстают в виде комплексной статьи «Затраты на содержание оборудования» с расшифровкой всех упомянутых затрат. 2. Затраты на приобретение предметов труда – основных и вспомогательных материалов, топлива, необходимых видов энергии и энергоносителей. Обычно эти затраты в смете показываются несколькими строками по всем необходимым предметам труда. 3. Затраты на оплату труда, включая: основную и дополнительную заработную плату (фонд заработной платы) только эксплуатационных рабочих и ИТР; премиальный фонд, выплата которого осуществляется за счет себестоимости (годовых издержек производства); все начисления на фонд зарплаты – на социальное страхование, отчисления в пенсионный фонд и другие, разрешенные существующим порядком формирования себестоимости (издержек). Все или большинство перечисленных затрат образуют, как правило, в смете свои собственные строки. 4. Прочие производственные и непроизводственные затраты, включающие расходы по содержанию непроизводственных помещений и оборудования, заработную плату (основную и дополнительную) ад121 министративно-управленческого персонала (АУП), расходы на социальную сферу и т. п. В энергетике они называются: общесистемными – для энергосистемы; общестанционными – для электростанций; общесетевыми – для сетевых предприятий. Смета затрат составляется как плановый документ с последующим контролем по результатам производственно-хозяйственной деятельности. 2. Разделение годовых эксплуатационных затрат по статьям калькуляции проводится по принципу группировки затрат, направленных на одни и те же цели. В общем виде их состав можно представить так: И И с И зп И а И э И р И в И н И пр , (7.1) где Ис – годовые издержки по оплате сырья, материалов, комплектующих и других основных предметов труда в производственном процессе; если эта статья затрат является самой большой в составе издержек, такое производство называется материалоемким; в энергетике основным «сырьем» для производственного процесса является топливо, в связи с чем эта статья обозначается Ит – топливная составляющая издержек; поскольку это самые большие эксплуатационные затраты, энергетика считается топливоемким производством; Изп – годовые издержки по заработной плате; сюда обычно входят тарифный фонд заработной платы, дополнительная зарплата и все доплаты к ней, отчисления на социальное страхование и в пенсионный фонд для всех категорий работников (кроме АУП) и эксплуатационников, и ремонтников; эта статья годовых издержек отличается от фонда оплаты труда на величину премиальных средств, выплачиваемых из прибыли предприятия («тринадцатая зарплата» и т. п.); если эта статья затрат преобладает в составе издержек, такое производство называют трудоемким; Иа – годовые амортизационные отчисления от стоимости основных производственных фондов; аккумулируются в специальном амортизационном фонде, в дальнейшем используемом на реновацию производства – приобретение новых основных фондов взамен физически и морально изношенных; если эта статья затрат самая большая в составе годовых затрат по эксплуатации, такое производство называется капиталоемким; Иэ – годовые затраты на оплату энергетических ресурсов, потребляемых в процессе производства; если эта статья затрат самая значительная в составе издержек, такое производство является энергоемким; Ир – годовые затраты на ремонт основных производственных фондов – аккумулируются в специальном ремонтном фонде и расходуются по мере надобности при выполнении различных видов ремонтного об122 служивания (профилактических осмотров с выполнением несложных ремонтно-наладочных операций; текущего, среднего или «расширенного текущего», капитального ремонтов, частично восстанавливающих утраченную стоимость основных фондов, перенесенную в процессе производства на продукцию) по официальному графику плановопредупредительного ремонта (ППР); Ив – годовые издержки на приобретение вспомогательных материалов, необходимых для производства; в энергетике сюда включают стоимость потребляемой воды и тогда статья затрат называется «вспомогательные материалы и вода»; Ин – в последнее время оплату части налогов включают в себестоимость (издержки) производства, такие как плата за природные ресурсы и землю, муниципальные налоги на создание и функционирование городской инфраструктуры, за пользование трудовыми ресурсами, оплата штрафов за нерациональное природопользование и некоторые другие (раньше все налоги оплачивались только из прибыли); Ипр – прочие (общезаводские, общепроизводственные, общесистемные, общестанционные и т. п.) годовые издержки; основные суммы здесь идут на заработную плату административно-управленческого (непроизводственного) персонала (АУП), содержание зданий, сооружений и прочих объектов непроизводственного назначения, другие непроизводственные расходы. Как видно из приведенных кратких определений, основными путями снижения годовых эксплуатационных расходов является сокращение всеми доступными способами наиболее значительных затрат: сырья, материалов – для материалоемких предприятий; трудозатрат – для производств трудоемких; удешевление строительства – для капиталоемких объектов; снижение энергозатрат, энергосбережение – для энергоемких производств. Эти пути достаточно четко прослеживаются при расчете отдельных статей производственных издержек в зависимости от технико-технологических и производственно-хозяйственных факторов и особенно при анализе отдельных статей себестоимости продукции. Расчёт отдельных статей производственных затрат 1. Сырьевая (или материальная) статья годовых эксплуатационных издержек, а в энергетике – топливная, рассчитывается как сумма произведений цены соответствующего материала ( Ц Мi ) или топлива ( Ц Тi ) на объем годовой потребности в соответствующем сырье или материале ( М iгод ) или топливе ( Вiгод ): 123 И с Ц Mi M iгод ; сырьевая (материальная) статья (7.2) И Т Ц Тi Вiгод . топливная статья (7.3) Энергогенерирующие предприятия – электростанции, котельные – редко работают одновременно на нескольких видах топлива. Обычно год используется либо один вид ( Восн ), либо в период максимума энергопотребления энергопредприятия переходят на резервное топливо (для электростанций и котельных, сжигающих как основное топливо пригод родный газ, резервным является, как правило, мазут – Врез ). Поэтому расчет топливной статьи издержек упрощается: И Т Ц То Вогод Ц Тр Вргод . При этом общий расход топлива (7.4) (7.5) ВΣгод Вогод Вргод . При одновременном производстве электрической и тепловой энергии (на ТЭЦ) годовой расход топлива рассчитывается по каждому из этих видов энергии (на производство электроэнергии – Вэгод и на производство тепла – ВТгод ): (7.6) ВΣгод Вэгод ВТгод . В свою очередь потребность в сырье и материалах по каждому их виду вычисляется исходя из материалоёмкости (или нормы материальных затрат – мi) на единицу продукции (Пi): М iгод м i П i . (7.7) Аналогично производится расчёт годовой потребности в топливе, исходя из норм удельных расходов топлива на производство электрической (bэ) и тепловой (bТ) энергии на плановый (расчётный) период, объёма производства электроэнергии ( Wiгод , кВт·ч/год) и теплоэнергии ( Qiгод , Гкал/год): Вэгод bэ Wiгод ; (7.8) (7.9) ВТгод bТ Qiгод . 2. Составляющая себестоимости по заработной плате рассчитывается по-разному. Для действующего производства вычисляется полный фонд заработной платы со всеми начислениями: И зп Ф от Ф зп 1 рпр 1 рсоц рнс . (7.10) 124 Либо по бухгалтерской отчётности берётся фактический фонд заработной платы по каждому работнику, исходя из его конкретного заработка с начислениями: И зп Фот Ф1 1 рпр 1 рсоц рнс Лi . (7.11) В плановых расчетах могут вычислять эти издержки, беря за основу среднюю зарплату одного работника ( Ф1ср ), умноженную на численность персонала (Л): И зп Ф1ср Л 1 рпр 1 рсоц рнс (7.12) или по категориям различного производственного и управленческого персонала (Фi) по их должностным окладам (Лi): И зп Ф i Л i 1 рпр 1 рсоц рнс . (7.13) 3. Амортизационная составляющая издержек определяется по нормам амортизации (ai) для каждого вида основных производственных фондов (Foi): И а а i Foi . (7.14) Реже, в расчетах на предпроектной и проектной стадиях, амортизация приближенно может рассчитываться по средней норме амортизации (аср) всех основных производственных фондов (Fосн): И а а ср Fосн . (7.15) Средневзвешенные нормы амортизации по ТЭС, например, колеблются в пределах 3–4 %, а по ГЭС – 1,0–1,5 %. Примеры норм амортизации по некоторым видам энергетического оборудования приведены в табл. 5.2. 4. Затраты на вспомогательные материалы и воду Ив складываются из стоимости покупных материалов и возмещения износа инструментов и приспособлений. К вспомогательным материалам на электростанциях относятся смазочные и обтирочные материалы, все виды масел, шары и била для мельниц, малоценные и быстроизнашивающиеся инструменты, химические реактивы для водоподготовки и др. Значительны затраты на электростанциях, связанные с оплатой воды, используемой в производстве, независимо от того, поступает она из городского водопровода или берется из естественных источников – из водоемов, артезианских скважин. Если вода поступает со стороны (редкий случай в энергетике), она оплачивается по установленным тарифам. Во всех других случаях электростанции платят за воду, как за пользование природным ресурсом. Поскольку объемы воды в энергетическом производстве велики, и вода применяется главным образом для охлаждения конденсаторов турбин (так называемая циркуляционная вода), 125 практически на всех электростанциях существуют системы оборотного водоснабжения – отстойники, брызгальные бассейны, градирни. Расходы по эксплуатации этих водооборотных сооружений также относятся к данной статье затрат. На некоторых предприятиях иногда отдельной статьей учитывается стоимость услуг Иу, которая включает затраты на работы, выполняемые сторонними организациями: по охране территории и складов, испытаниям оборудования, транспортировке грузов, затраты по вывозке золы, шлака и т. п. Остальные составляющие годовых эксплуатационных расходов вычисляются аналогично приведенным расчетам. Прочие затраты в проектной практике часто определяются в заданной доле (рпр) от условно постоянных расходов (Ипост): И пр рпр И пост . (7.16) 7.2. Зависимость издержек и себестоимости от объема производства Себестоимость промышленной продукции отражает текущие затраты предприятия на производство и реализацию продукции, выраженные в денежной форме. В себестоимости отражаются стоимость потребляемых в процессе производства средств и предметов труда (амортизация, стоимость сырья, материалов, различных витков энер гии и т. д.), часть стоимости живого труда (заработная плата), стоимость покупных изделий и полуфабрикатов, производственных услуг сторонних организаций. Не все издержки предприятия включаются в себестоимость выпускаемой продукции. Не включаются социальные расходы на детские сады, общежития, клубы, столовые. Себестоимость S рассчитывается путем деления эксплуатационных издержек И на объем производства П, причем сделать это можно также по отдельным статьям затрат: И И с И зп И а И э И р И в И н И пр П П П П П П П П П Sс S зп S а S э S р S в S н S пр . S (7.17) Себестоимость единицы продукции (работы, услуги) существенно зависит от объема производства. Эта зависимость выясняется следующим образом (см. рис. 7.1). Издержки производства И состоят из двух частей: условно-постоянных затрат (Ипост), не зависящих от объёма производства; 126 условно-переменных затрат (Ипер), напрямую зависящих от объёма производства. И пер k П ; (7.18) И И пост И пер И пост kП . И (7.19) S Ипер=kП α Ипост k = tgα Рис. 7.1. Зависимость текущих издержек и себестоимости от объёма производства Тогда зависимость себестоимости единицы продукции (работы, услуги) от объема производства имеет вид S И И пост И пер И пост k. П П П (7.20) Математически это выражение представляет собой гиперболу, асимптотически стремящуюся к величине k, поскольку при П → ∞, дробь Ипост/П → 0. Интересно, что величина k = tg α, где α – угол, образуемый линией переменных затрат Ипер с осью абсцисс. При увеличении объема производства П себестоимость S гиперболически снижается. Так, при возрастании объема на величину ∆П себестоимость будет равна S1 И пост И И пост И пер k. П ΔП П ΔП П (7.21) Постоянная часть годовых издержек производства включает обычно следующие составляющие: И пост И зп И а И р И пр . (7.22) Издержки по заработной плате Изп считаются условнопостоянными, поскольку действительно независящей частью в них яв- 127 ляется только тарифный фонд зарплаты с начислениями, а все виды премий, естественно, зависят от объема производства. Амортизационные отчисления Иа не зависят от производительности предприятия, вычисляются ежегодно в равных долях от стоимости основных фондов по норме амортизации. Экономическая суть этой статьи ежегодных затрат (перенос стоимости основных производственных фондов на продукцию, сопровождающийся их физическим и моральным износом) при этом не меняется. Просто при снижении объемов производства эта составляющая издержек «утяжеляется», увеличивается ее доля в структуре себестоимости. Известно как парадокс: плохо используемое оборудование изнашивается даже быстрее, чем работающее, заброшенные здания быстро ветшают и т. п. Так что при простое оборудования затраты на амортизацию – чистый убыток предприятия. Ремонтное обслуживание основных производственных фондов, как уже указывалось, ведется по графикам планово-предупредительных ремонтов, оно также независимо от загрузки и степени использования оборудования, следовательно, и годовые затраты Ир тоже постоянны, не зависят от объема производства. Прочие (общезаводские) расходы Ипр практически мало или совсем не зависят от производительности предприятия. Несколько может колебаться заработная плата административно-управленческого персонала в ее премиальной части, поскольку ее основная часть – повременная система окладов. А другие затраты в этой статье – содержание объектов непроизводственного назначения – от объема производства практически полностью независимы. Переменная часть годовых эксплуатационных расходов Ипер. включает, как правило, такие статьи затрат: И пер И с (или И т ) И э И в . (7.23) Затраты на сырье, комплектующие и другие основные материалы Ис, а в энергетике – Ит, естественно, всегда напрямую связаны с объемом производства. Энергетическая составляющая годовых издержек Иэ на неэнергетических и некоторых энергетических предприятиях (например, в котельных) также, на первый взгляд, целиком зависит от производительности. Как известно, оплата электроэнергии ведется большинством промышленных потребителей (с присоединенной нагрузкой 750 кВ·А и более) по так называемому двуставочному тарифу: 1) оплачивается заявленный максимум нагрузки независимо от того, имеет он место или нет – так называемая основная ставка; 128 2) а затем уже следует плата за каждый фактически потребленный киловатт-час – так называемая дополнительная ставка. Следовательно, оплата по основной ставке является постоянной, не зависящей от фактической выработки. Поэтому в целом оплата энергии может считаться лишь условно-переменной. Аналогично условно-переменными следует считать и затраты на вспомогательные материалы и воду Ив, поскольку и здесь некоторые компоненты (та же вода, например) расходуются не прямо пропорционально объему производства. Некоторые составляющие, относимые к постоянным затратам (часть заработной платы, прочих расходов), являясь условнопостоянными, также имеют свои переменные компоненты. В пределах точности экономических расчетов этими обстоятельствами вполне можно пренебречь и считать постоянными (условно-постоянными) и переменными (условно-переменными) годовые текущие затраты, перечисленные выше. Постоянная составляющая затрат может иметь большое значение в себестоимости продукции, и ее относительное изменение окажет заметное влияние. Величина, на которую снижается себестоимость при увеличении объема производства, рассчитывается как И И (7.24) S S S1 пост пост . П П ΔП 7.3. Анализ факторов, определяющих величину основных составляющих себестоимости продукции в энергетике Определение путей сокращения отдельных статей текущих затрат можно проследить, постатейно анализируя удельные издержки производства, т. е. статьи себестоимости продукции. Основные статьи себестоимости – сырьевую (материальную), по заработной плате, амортизационную и энергетическую – можно раскрыть и проанализировать их зависимость от производственных факторов следующим образом. Сырьевая (материальная) составляющая себестоимости зависит: от общего годового расхода сырья и материалов М, ед. материала/год (а также от материалоемкости продукции Мп, ед. материала/ед. продукции); стоимости (цены) материала Цм, р./ед. материала; объема производства П, ед. продукции/год: И с Ц мi М i М Цм Цм Мп , П П П где Мп = М/П (ед. материала/ед. продукции). Sc (7.25) 129 Из приведенных выражений видно, что снизить материальную составляющую себестоимости продукции (для материалоемких производств – самую значительную) можно: либо путем приобретения более дешевых сырья и материалов; либо снижая материалоемкость продукции. Цены на сырье и материалы диктуются рыночной конъюнктурой, так что от потребителя практически не зависят. Поэтому основным путем является снижение материалоемкости производства, всемерная экономия сырья и материалов. Это относится также к статье себестоимости «Вспомогательные материалы и вода», а также ко всем возможным составляющим, зависящим от объема производства, например к энергетической статье. В качестве основного материала при производстве энергии выступает топливо, и основная часть себестоимости – топливная составляющая – зависит: от удельного расхода топлива bТ, т у.т./(кВт·ч); цены топлива ЦТ, р./т у.т. или р./т н.т. (на тонну натурального топлива); объема производства электроэнергии W, кВт·ч/год: Ц В (7.26) Sт т Ц т bт (р./(кВт·ч)), W где bТ= В/W (т у.т./(кВт·ч)) – удельный расход топлива на производство электроэнергии. Известно, что удельный расход топлива зависит при производстве электрической энергии от КПД электростанции η: bт 860 0,123 (т у.т./(кВт·ч)), 7000 (7.27) где 7000 – теплота сгорания условного топлива, тыс.ккал/т у.т.; 860 – коэффициент перевода, кВт·ч/Гкал; 0,123 т у.т./(тыс.кВт·ч) – удельный расход топлива на производство электроэнергии (при КПД η =100 %). Следовательно Sт Ц т 0,123 , (р./т у.т./(кВт·ч)). (7.28) При расчетах себестоимости тепловой энергии порядок определения топливной составляющей остается таким же, только удельный расход топлива на производство единицы теплоты имеет зависимость 130 bТ 1000 0,143 / (т у.т./Гкал), 7000 (7.29) где 0,143 т у.т./Гкал – удельный расход топлива на производство теплоты (при КПД теплогенераторов η = 100 %). Составляющая себестоимости по заработной плате зависит: от численности персонала Л, чел.; фонда оплаты труда Фот, р./год, (без выплат из прибыли); среднего уровня оплаты труда Фср, р./чел./год; производительности труда Пл, ед. продукции/чел. в год; объема производства П, ед. продукции/год: Фот Л Фср Фср (р./ед. продукции), (7.30) П П Пл где Ф ср Ф от Л – средний годовой фонд оплаты труда одного работающего р./чел. в год; П л П Л – производительность труда, ед. продукции/чел. в год. Чтобы снизить эту составляющую (самую большую на трудоемких производствах), нужно либо снижать уровень зарплаты, который в нашей стране и без того довольно низкий, либо, и это основной путь, повышать производительность труда. В энергетике, как известно, производительность труда оценивается коэффициентом обслуживания единицы энергетической производительности – установленной мощности электростанции (Nу), МВт, или производительности теплогенератора (Qч), Гкал/ч: Sзп К обс Nу Л (МВт/чел.) (7.31) или Q К обс час (Гкал/ч/чел.). Л (7.32) Поскольку здесь приходится иметь дело не с годовой, а с часовой производительностью, необходимо ввести число часов использования максимальной (часовой) производительности (мощности): W hу год (ч/год) (7.33) Nу или Q hу год (ч/год). (7.34) Qч 131 Тогда выражение составляющей себестоимости по зарплате в энергетике (для электростанции) будет выглядеть так: S зп Ф ср Ф от Л Ф ср (р./ед. продукции). Wгод N у hу hу K обс (7.35) Число часов использования максимума нагрузки или установленной производительности (мощности) является в энергетике очень интересным показателем. Как уже говорилось, его величина характерна для разных производственных потребителей энергии. Она также свидетельствует об интенсивности использования энергетических мощностей, отличается для разных типов энергогенерирующих установок, зависит от плотности графиков нагрузки, а также от диспетчерского графика, устанавливающего степень участия различных электростанций в общей работе. Ny Pmax Wгод (Q) 0 hy hmax 8760 Рис. 7.2. К определению числа часов использования установленной мощности (bу) и числа часов использования максимума нагрузки (hmax): Ny – установленная мощность энергетического объекта (кВт, Гкал/ч и т. п.); Pmax – максимум нагрузки (кВт, Гкал/ч и т. п.); Wгод – энергия, фактически потребляемая в течение года по переменному графику; hy = Wгод / Ny – число часов использования установленной мощности, ч/год; соответственно площадь прямоугольника hy Ny = Wгод; hmax = Wгод / Pmax – число часов использования максимума нагрузки, ч/год; соответственно площадь прямоугольника hmax Pmax = pWгод. Графическое выражение этого показателя приведено на рис. 7.2. Его величина свидетельствует о том, эффективно ли работает та или иная электростанция, соответственно чему ее и загружают. Следовательно, чтобы снижать условно-постоянные составляющие эксплуатационных расходов за счет увеличения числа часов использования энергетических мощностей, надо хорошо работать, иметь высокие техникоэкономические показатели производства. Естественно, это зависит так- 132 же от изношенности оборудования, но многое – в руках энергетического персонала. Амортизационная составляющая себестоимости зависит: от величины основных производственных фондов F осн , р. (чаще – тыс. или млн р.); удельных производственных фондов fосн, р./(ед. продукции/ч); нормы амортизационных отчислений а; доли единицы (или %) и объема производства П, ед. продукции/год, который здесь целесообразно представить в виде произведения часовой производительности предприятия Пч, ед. продукции/ч, коэффициента сменности Ксм (безразмерная величина), календарного Ткал и фактического (по режиму работы) Тф фонда времени, ч/год. Перед анализом амортизационной составляющей себестоимости необходимо расшифровать упомянутые показатели: F (7.36) f осн осн ; Пч П ; (7.37) Пч Tф К см Tф Tкал ; Tф К см Tкал . (7.38) (7.39) С применением этих показателей выражение амортизационной составляющей себестоимости будет выглядеть так: а Fосн а Fосн а Fосн . (7.40) Sa П П ч Т ф К см Т кал Из приведенных зависимостей достаточно ясно, что для снижения данной статьи себестоимости невозможно изменить календарный фонд времени и норму амортизации (устанавливается государством). Следует стремиться, во-первых, увеличивать часовую производительность предприятия (что иногда возможно сделать на тех же производственных площадях и даже на том же оборудовании) и, во-вторых, повышать коэффициент сменности работы оборудования. Следует отметить, что от этих же факторов в значительной мере зависят ремонтная составляющая себестоимости, а также другие статьи затрат, не зависящие от объема производства – условно-постоянные. Энергетическая составляющая себестоимости зависит: от тарифа на энергоносители Тэ, р./кВт·ч или р./т у.т. (на киловатт-час или тонну условного топлива – устанавливается энергопроизводителями и регулируется государством); 133 общего расхода энергии на производство W, кВт·ч/год или В, т у.т./год; общей энергоемкости производства b э , кВт·ч/ед. продукции или bт, т у.т./ед. продукции (размерность этого показателя целесообразно выражать в тоннах условного топлива, как обобщенный расход всех видов энергоресурсов): Т В (7.41) Sэ э Т э bэ (р./ед. продукции), П где bэ = В/П (или W, Q) (т у.т./ед. продукции) – удельный расход топлива на единицу продукции (П), ед. продукции/год; в энергетике – на единицу произведенной электроэнергии (W), кВт·ч/год, или теплоты (Q), Гкал/год. Очевидно, для снижения этой статьи себестоимости промышленной продукции необходимо уменьшать энергоемкость производства. Систематическое снижение себестоимости продукции в энергетике и промышленности – это один из важнейших источников прибыльности предприятий (фирм). Пути снижения себестоимости могут быть определены при анализе факторов, оказывающих на ее величину решающее влияние. 7.4. Виды себестоимости энергетической продукции Себестоимость является важнейшим, а по своему экономическому содержанию и наиболее совершенным показателем эффективности производства, поскольку в ней комплексно отражается уровень трудовых, материальных и финансовых затрат. Себестоимость изготовления единицы продукции представляет собой выраженные в денежной форме все затраты предприятия, объединения или отрасли в целом, отнесенные к объему этой продукции за расчетный период (обычно год). Следовательно, себестоимость включает все затраты прошлого (овеществленного) труда и часть затрат живого труда, эквивалентом которых является заработная плата. Как всякое сложное, комплексное понятие «себестоимость» имеет довольно много видов и разновидностей, нуждающихся в классификации. Виды себестоимости различаются: 1. По стадиям энергетического потока на пути «природный энергоресурс – потребитель»: Себестоимость производства энергии – относится к электростанциям и другим энергогенерирующим объектам. Вычисляется как отношение издержек производства (Ипр) к объему произведенной энергии (выработанной Wвыр или отпущенной Wотп): 134 Sвыр S отп И пр Wвыр И пр Wотп (р./кВт·ч или р./Гкал); (7.42) (р./кВт·ч или р./Гкал). (7.43) Следует особо подчеркнуть, что величина производственных издержек (Ипр) при расчетах себестоимости выработки или отпуска энергии одна и та же – текущие затраты электростанции или другого энергогенерирующего объекта. Эти величины отличаются только за счет разницы между выработанной и отпущенной энергией, т. е. на величину собственных нужд (Wсн): Wотп Wвыр Wсн (кВт·ч/год). (7.44) Себестоимость передачи (распределения) энергии – относится к предприятиям электрических и тепловых сетей. Она равна сумме годовых текущих затрат сетевого предприятия по передаче энергии (Ипер), деленной на объем отпущенной энергии (за вычетом потерь в сетях Wпот): И пер (р./кВт·ч или р./Гкал). (7.45) S пер Wотп Wпот Иногда, чтобы определить себестоимость транспорта (передачи) энергии, к издержкам сетевого предприятия приплюсовывали стоимость потерь и делили на все количество энергии, поступившей в сеть, т. е. без потерь. Такой способ расчета нельзя признать удачным, поскольку неизвестно, по какому тарифу следует оценивать потери. Кроме того, относить затраты следует все-таки к конечной продукции, к количеству энергии, отпущенной сетевым предприятием потребителям. Общесистемная себестоимость. Включает затраты: – на реализацию энергии; – покупку энергии в других энергосистемах (Ипокуп.); – на содержание всех подразделений энергосистемы. Равна сумме издержек на производство, передачу, распределение энергии (Ипр + Ипер) и всех общесистемных расходов (Иобщ), деленной на количество полезно отпущенной потребителям (проданной) энергии (Wполезн.); относится к энергосистемам в целом: S общ И пр И пер И общ И покуп Wполезн (р./кВт·ч). (7.46) 135 При этом суммарные годовые эксплуатационные расходы по энергосистеме в целом составляют И Σ И пр И пер И общ И покуп (р./год). (7.47) Тогда более простое выражение общесистемной себестоимости имеет вид ИΣ (р./кВт·ч). (7.48) S общ Wполезн 2. По показателям объемов производства: Себестоимость валовой продукции (в энергетике – себестоимость выработки энергии) – определяется делением годовых издержек электростанции или энергогенерирующего объекта к объёму валовой продукции. Себестоимость товарной продукции – это отношение тех же издержек производства к объему товарной продукции, т. е. к отпущенной энергии. Принципиально возможно существование себестоимости реализованной продукции как отношение издержек энергосистемы (ИΣ) к объёму реализации (к величине оплаченной продукции). На практике эти виды себестоимости применяются только в тех случаях, когда соответствующие объемные показатели (условно-чистая, чистая продукция) являются основными в плановой и отчетной работах. А себестоимость реализации вычислить на практике очень трудно, поскольку запаздывающие платежи могут поступить в любой момент. 3. По периоду разработки: Плановая себестоимость – затраты предприятия (производственного объединения, отрасли) на изготовление единицы продукции определенного вида, рассчитанные на плановый период (месяц, квартал, год), исходя из технико-экономических норм и нормативов расходования сырья (топлива), энергии, вспомогательных материалов, использования оборудования, трудовых затрат, плановых цен. Фактическая себестоимость – характеризует размеры действительно израсходованных средств на выпуск продукции, определенных по фактическим материальным, трудовым и финансовым затратам. Степень выполнения плановых заданий по снижению себестоимости производится на основе сопоставления плановых затрат с фактическими. Экономия будет создаваться в случае улучшения использования основных производственных фондов, трудовых и материальных ресурсов. Проектная себестоимость – используется в технико-экономических обоснованиях проектов внедрения достижений научно-техничес136 кого прогресса, при оценке эффективности мероприятий по реконструкции и техническому перевооружению производства и т. п. 4. По степени учета производственных затрат и по экономическому содержанию: Цеховая себестоимость – отражает затраты цеха на изготовление выпускаемой продукции. На энергетических предприятиях в связи с отсутствием незавершенного производства цеховая себестоимость энергии не рассчитывается, кроме энергоремонтных предприятий и некоторых других видов вспомогательных производств. Фабрично-заводская себестоимость – это затраты цеха (цеховая себестоимость) и общезаводские расходы, т. е. расходы по управлению предприятием (заработная плата персонала заводоуправления, амортизация и текущий ремонт зданий общезаводского назначения и т. д.). Величина фабрично-заводской себестоимости включает общезаводские расходы в процентном отношении от цеховой себестоимости. Вычисляются заводские эксплуатационные расходы как сумма затрат отдельных цехов предприятия (ΣИ цех) и общезаводских расходов (Иобщ): Изав Ицех Иобщ (р./год). (7.49) Заводская себестоимость есть отношение заводских эксплуатационных расходов к объему продукции, отпущенной потребителю (Потп): S зав И зав (р./ед. продукции). П отп (7.50) Возможно, что объем отпущенной продукции отличается от выработанного количества (Ппроиз) на величину собственных потребностей (внутризаводских нужд – Псн). Тогда могут возникнуть понятия заводпроиз ской себестоимости произведенной ( S зав ) и себестоимости отпущенотп ной продукции ( S зав ): И зав произ (р./ед. продукции); (7.51) S зав П произ отп Sзав И зав (р./ед. продукции). П произ П сн (7.52) Полная себестоимость – складывается из затрат на производство и реализацию продукции, т. е. это фабрично-заводская себестоимость плюс внепроизводственные расходы (стоимость тары, приобретенная на стороне, отчисления сбытовым организациям в соответствии с установленными нормами и договорами), а также и непроизводственные расхо137 ды (потери от брака, недостача материалов и готовой продукции) на реализацию продукции в сфере обращения (Иреал): И зав И реал (р./ед. продукции). (7.53) S полн П отп Отраслевая себестоимость – включает также общеотраслевые затраты (Иотр) по управлению отраслью, на создание единого отраслевого фонда и другие расходы по отрасли в целом: S отр И зав И реал И отр (р./ед. продукции). П отп (7.54) 7.5. Годовые издержки и себестоимость производства на энергетических предприятиях Годовые издержки производства в промышленности, в том числе в энергетике, рассчитываются по отдельным составляющим. На основе таких расчетов планируется потребность предприятия в оборотных средствах, определяется их фактический расход, составляется общая смета издержек производства и анализируются пути снижения себестоимости продукции. Структура затрат и себестоимости энергии по отдельным типам энергопредприятий весьма различна (табл. 7.1). Таблица 7.1 Структура себестоимости производства электроэнергии на электростанциях различных типов, % Составляющие себестоимости электроэнергии ТЭС и АЭС ГЭС Сети Топливо 50–70 – – Амортизация (включая отчисления на капитальный ремонт) 28–18 80–85 50–60 Заработная плата 10–6 6–8 24–20 Прочие 12–6 14–7 26–20 Всего 100 100 100 Как следует из данных табл. 7.1, основным элементом затрат в структуре издержек производства по ТЭС и АЭС являются затраты на топливо. Широкий диапазон колебаний их доли (50–70 %) в основном 138 объясняется большими различиями в рыночных ценах на топливо в зависимости от его вида, теплоты сгорания и дальности транспорта. Известна зависимость, по которой эта статья больше (по сравнению с другими статьями) на крупных предприятиях и относительно уменьшается на мелких. Большая доля амортизации на АЭС возникает из-за более высокой фондоёмкости этого типа электростанций по сравнению с ТЭЦ и ГРЭС. Высокий удельный вес амортизации в структуре элементов затрат по ГЭС и сетевым предприятиям объясняется отсутствием затрат на топливо. Кроме того, для ГЭС характерна чрезвычайно высокая стоимость основных производственных фондов. На величину себестоимости производства электроэнергии на ГЭС в большой степени влияют природные факторы и, прежде всего, водность года. Основной составляющей годовых издержек на ГЭС являются амортизационные отчисления. Менее 50 % приходится на сумму всех остальных элементов затрат, в том числе затрат на ремонт, заработную плату эксплуатационного персонала, общестанционные и прочие расходы. Все элементы затрат, как известно, разделяются на условно-переменные и условно-постоянные. В основе этой классификации лежит зависимость каждого из элементов затрат от объема производства. К условно-переменным относятся затраты, которые практически пропорциональны объему выпускаемой продукции. На ТЭЦ, ГРЭС и АЭС к ним относятся затраты на топливо и покупную воду, все остальные – к условно-постоянным. А в сетевых предприятиях и на ГЭС все элементы затрат относятся к условно-постоянным, так как их величины практически не зависят от количества вырабатываемой и передаваемой энергии. Особый интерес представляет методика калькуляции себестоимости совместного (комбинированного) производства электрической энергии и теплоты на ТЭЦ. Поскольку ТЭЦ вырабатывает и отпускает два вида энергии, издержки производства здесь должны быть распределены между этими видами, с тем чтобы определить себестоимость производства каждого из них. В основе действующей методики калькуляции лежит физический (балансовый) метод распределения затрат между электроэнергией и теплотой. Его сущность состоит в том, что расход топлива на отпущенную потребителям теплоту (Вт) принимается таким, каким он был бы, если бы тепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной ТЭЦ, имеющей КПД = ηк: (7.55) Bт bк Qгод . 139 bк 0,143 к . (7.56) Расход топлива на производство электроэнергии (Вэ) определяется как разность между общим расходом топлива (В) и расходом на отпуск теплоты (Вт): Bэ В Вт . (7.57) При использовании физического метода распределения затрат весь эффект от комбинированного производства энергии относится полностью на электроэнергию. Удельные расходы топлива и соответственно себестоимость производства тепла на ТЭЦ при этом оказываются даже хуже, чем в современных отопительных и производственноотопительных котельных. А показатели производства электроэнергии, напротив, существенно лучше, чем на самых крупных современных КЭС. Так, удельные расходы топлива в среднем на ТЭЦ составляют величины порядка 250 кг у.т./кВт·ч, а при использовании противодавленческих турбин – до 180, против обычных 320 кг у.т./кВт·ч на крупных ГРЭС. Действительная эффективность теплофикации состоит в том, что тепло, отпускаемое из отборов турбин, прежде чем отправиться потребителю, работает, вырабатывает электроэнергию. Очевидно, физический метод не учитывает этого, т. е. электроэнергия, выработанная на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), как бы ничего не стоит, «бесплатно» плюсуется к общей выработке. В то же время тепло расценивается так, будто бы оно обладает энергетическим потенциалом высокого и сверхвысокого давления. Потребителю такое тепло, естественно, не нужно, но его стоимость включает амортизацию дорогостоящего котельного оборудования, предназначенного к работе на высоком давлении и с высокими температурами; высока и стоимость обслуживания, ремонта такого оборудования и т. д. В результате сегодня тепло ТЭЦ стоит дороже, чем получаемое от котельных, даже не самых экономичных. Прежде эффект теплофикации расценивался по двум слагаемым: 1) за счет выработки электроэнергии, более дешевой, чем на КЭС; 2) за счет централизации теплоснабжения, более качественного и дешевого тепла, чем в городских котельных. Теперь это второе преимущество не просто утеряно, оно превратилось из преимущества в недостаток. Физический метод декларативно принят в системе Минпромэнерго, хотя существуют и другие способы разноски затрат для комбинированных производств. Не удается применить физический метод, например, на ТЭЦ-ПВС (паро-, воздушно-, силовых), на которых одновременно 140 с электрической и тепловой энергией вырабатывается сжатый воздух. Также приходится прибегать к иным методам при экономических оценках одновременного комбинированного производства электро-, теплоэнергии и холода; при утилизации тепловой энергии в технологических установках, когда наряду с основной неэнергетической продукцией производится пар или горячая вода. Наиболее подходящим для подобных случаев является распределение затрат пропорционально энергетической ценности вырабатываемых энергоносителей, оцененных: либо по теоретическим эквивалентам (1 кВт·ч = 0,86 ккал = 0,123 кг у.т.); либо по действительным коэффициентам приведения, исчисленным по первичному энергоресурсу с учетом всех потерь трансформации и преобразований (1кВт·ч = 0,35 кг у.т., 1 Гкал=185 кг у.т.). Для разноски расходов в случаях, когда одновременно производится энергетическая и неэнергетическая продукция, единого рецепта нет, здесь нужно учитывать конкретные условия. Так, если энергия вырабатывается побочно (а могла быть выброшена), очевидно, следует сравнить производственные затраты с утилизацией энергии и без нее. В других случаях возможно распределение затрат пропорционально стоимости энергетической и неэнергетической продукции, определенной по действующим ценам и тарифам и т. д. На ТЭЦ с бесцеховой структурой управления учет затрат по фазам производства не ведется. Все элементы затрат, определенные в целом по электростанции (ИΣ), распределяются пропорционально расходу условного топлива на электроэнергию (ИΣэ) и теплоту (ИΣт), отпускаемым потребителям: И В (7.58) И Σэ Σ э ; В И В (7.59) Ит Σ т . В Отсюда вычисляется себестоимость электрической и тепловой энергии на ТЭЦ: И S э Σэ (р./кВт·ч); (7.60) Wотп И S т т (р./Гкал). (7.61) Qотп При цеховой структуре управления ТЭЦ рассчитываются издержки производства по цехам (фазам производства). В укрупненных расчетах статьи калькуляции определяются: а) по топливно-транспортному и котельному цехам (включая химводоочистку); 141 б) по турбинному и электрическому цехам. Кроме того, отдельной статьей учитываются общестанционные расходы по каждой фазе производства и предварительно составляется цеховая смета затрат. 1. В смете затрат по топливно-транспортному цеху (Итт) отражаются затраты на доставку топлива от станции назначения до топливного склада или на работу разгрузочных устройств котельной, затраты на содержание складов, расходы по доставке топлива со складов к котельной. 2. По котельному цеху (Ик) рассчитываются: расход всех видов сжигаемого топлива; затраты на эксплуатацию, ремонт и амортизацию зданий и оборудования котельной; заработная плата цехового и обслуживающего персонала; другие расходы, связанные с содержанием котельной; расходы на химводоочистку, в том числе стоимость покупной воды. 3. В машинном цехе учитываются издержки (Им) по эксплуатации, ремонту и амортизации зданий и оборудования машинного зала, сооружений, обслуживающих водоснабжение для охлаждения машин и конденсации пара, заработной плате обслуживающего персонала. 4. В смете затрат по электрическому цеху (Иэц) отражаются расходы, связанные с эксплуатацией генераторов, трансформацией электроэнергии, отпуском ее с шин электростанции в сеть и на собственные нужды, а также расходы по содержанию электролаборатории. Отдельно вычисляются расходы по теплофикационному отделению ТЭЦ (Ито) – на эксплуатацию и обслуживание подогревателей сетевой воды. Смета общестанционных расходов (Иобщ) включает затраты: на содержание административно-управленческого аппарата; обслуживание и амортизацию основных (непроизводственных) фондов общестанционного назначения. Все затраты по цехам рассчитываются по нормам потребления: вспомогательных материалов; топлива; износа инструментов и инвентаря; нормативам трудоемкости отдельных видов работ или на основе штатных расписаний по отдельным категориям работников. В соответствии с физическим методом затраты основных цехов, участвующих в выработке двух видов энергии (топливно-транспортного и котельного), распределяются между электроэнергией и теплотой пропорционально расходам топлива. Затраты цехов, участвующих в выработке только одного вида, относятся на соответствующий вид энергии полностью. Например, расходы электрического цеха, а также затраты машинного цеха (условно) – на производство электроэнергии. Расходы 142 по теплофикационному отделению должны быть отнесены на производство теплоты. Тогда прямые затраты, без общестанционных – ИΣп, распределенные на электрическую и тепловую энергию, соответственно составят: В (7.62) Ипэ (И тт И т ) э И эц Им ; В В (7.63) Ипт (И тт Ик ) т И то ; В И п И пэ И пт . (7.64) Общестанционные расходы на ТЭЦ (Иобщ) распределяются между электроэнергией и теплотой пропорционально прямым затратам на каждый из этих видов энергии: И э (7.65) И общ пэ ; И п И т (7.66) И общ пт . И п Таким образом, расчетные формулы для разноски затрат и определения издержек производства, относимых соответственно на электроэнергию и теплоту, вырабатываемые ТЭЦ, запишутся в виде: В э ; Иэ (И тт Ик ) э И эц Им Иобщ В (7.67) В т . (7.68) Ит (И тт Ик ) т И то Иобщ В В плановых расчетах допускается упрощенная калькуляции себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ по основным статьям затрат – топливу, амортизации, заработной плате и прочим (общестанционным) расходам (табл. 7.2). Таблица 7.2 Форма упрощённой калькуляции себестоимости энергии на ТЭЦ с цеховой структурой управления Стадии производства и себестоимость энергии Статьи калькуляции топливо Затраты по топливнотранспортному и котельному цехам, тыс. р. Ит амортизация зарплата прочие всего 0,5 Иа 0,35 Изп – ИΣК Распределение затрат на электро- теплоту энергию ИΣКЭ ИΣКТ 143 Окончание табл. 7.2 Стадии производства и себестоимость энергии Статьи калькуляции топливо Затраты по турбинному и электрическому цехам, тыс. р. Общестанционные расходы, тыс. р. Всего по ТЭЦ, тыс. р., из них: на электроэнергию, р. на тепло, р. Себестоимость: электроэнергии, коп./кВт·ч тепла, р./Гкал 144 амортизация зарплата прочие всего Распределение затрат на электро- теплоту энергию – 0,45 Иа 0,35 Изп – ИΣМ ИΣМЭ ИΣМТ – 0,05 Иа 0,3Изп Ипр ИΣО ИΣОЭ ИΣОТ Ит Иа Изп Ипр ИΣ Иэ Ит Иэ-т Ит-т Иэ-а Ит-а Иэ-зп Ит-зп Иэ-пр Ит-пр Иэ Ит Sэ-т Sэ-а Sэ-зп Sэ-пр Sэ-отп Sт-т Sт-а Sт-зп Sт-пр Sт-отп Глава 8 ЦЕНЫ И ТАРИФЫ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ 8.1. Основные подходы к ценообразованию в условиях рынка Энергетические тарифы являются прежде всего ценами и потому должны подчиняться законам рыночного ценообразования. Обычно цена на любую продукцию формируется на рынке в зависимости от соотношения спроса и предложения. Любой производитель должен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки производства и получить минимальную прибыль для обновления оборудования, развития производства, выживания в условиях рынка. Издержки фирмы делятся на два вида: постоянные и переменные. Валовые издержки – сумма постоянных и переменных издержек. Цена за товар должна быть не ниже валовых издержек. Хотя максимальная цена на конкурентном рынке определяется спросом, а минимальная – валовыми издержками, любая фирма при установлении цены должна учитывать и цены конкурентов. Выступая на рынке, производители следуют экономическому закону максимальной прибыли, стремятся извлечь максимальную выгоду. Поэтому цена формируется под влиянием соотношения спроса и предложения на соответствующую продукцию. На конкурентном рынке фирма выбирает цену на товар, руководствуясь следующими методами ценообразования: особенностями товара; поведением потребителей и изменением спроса (степенью его эластичности); ценами конкурентов. Фирмы могут повышать цены до любого уровня на товары, не имеющие государственного контроля по ценам. Государственное регулирование осуществляется для продукции предприятий-монополистов в интересах общества. Мошенническое повышение цен встречается при сбыте товаров широкого потребления. Цены и тарифы на энергетическую продукцию значительно меньше подвержены рыночной конъюнктуре, так как, во-первых, спрос на энергию практически постоянен, неэластичен, и, во-вторых, топливная промышленность и энергетика в основном являются естественными монополистами. В этих условиях регулированием цен на энергетическую 145 продукцию занимается государство, устанавливая региональные тарифы на энергию и некоторые виды топлива. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в РФ определены на федеральном уровне следующими нормативными правовыми документами: 1. Федеральным законом «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» от 14 апреля 1995 г. № 41–ФЗ. 2. Федеральным законом «Об электроэнергетике». 3. Постановлением Правительства РФ «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации» от 26 февраля 2004 г. № 109. 4. Постановлением Правительства РФ «Об утверждении основ ценообразования в сфере жилищно-коммунального хозяйства» от 17 февраля 2004 г. № 89. 5. Методическими рекомендациями по расчету тарифов. Тарифы формируются в соответствии с указанными документами. Органами государственного регулирования тарифов выступают: Федеральная служба по тарифам (ФСТ); органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации. ФСТ регулирует тарифы на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемую организациями, поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок, услуги по передаче электрической энергии по сетям, услуги по оперативно-диспетчерскому управлению и иные услуги, оказываемые на оптовом рынке электрической энергии (мощности). На ФОРЭМ существует конкуренция только между производителями электрической энергии. Цена на ФОРЭМ устанавливается федеральной службой по тарифам. Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации регулируют тарифы на электрическую и тепловую энергию (за исключением тепловой энергии, вырабатываемой организациями, поставляющими электрическую энергию на оптовый рынок). На региональном рынке электрической энергии в рамках каждого АО «Энерго» в настоящее время конкуренция отсутствует, а цена на электрическую энергию утверждается региональными комиссиями. На региональном уровне устанавливается стоимость 1 кВт·ч электрической энергии для разных потребителей в рамках, определённых на федеральном уровне, предельных (минимального и максимального) уровней тарифов. То есть тариф для разных потребителей разный, это так называемое перекрестное субсидирование. Также в рамках предельных (минимального и максимального) уровней тарифов устанавливают- 146 ся тарифы на услуги по передаче электрической энергии по распределительным сетям. Следует отметить, что не на всю территорию Томской области электроэнергия поступает от Томскэнерго. К сожалению, есть такие населенные пункты, где отсутствуют распределительные сети Томскэнерго, а электроэнергия поступает от дизельных электростанций (Александровского, Каргасокского, Верхнекетского, Тегульдетского, Асиновского, Парабельского, Колпашевского районов). Стоимость электроэнергии от дизельных электростанций гораздо выше, чем в Томскэнерго, поэтому принято решение о бюджетном дотировании разницы в ценах для населения из расчета 800 кВт·ч в год на 1 чел. Для областного бюджета – это около 95 млн рублей в год. Население рассчитывается за электричество, как правило, по счетчикам. Для электроплит к тарифу применяется коэффициент 0,7. 30километровая зона для Томска отменена. С 1993 по 2002 гг. в соответствии с постановлением Правительства РФ от 15 октября 1992 г. № 763 население, проживающее в 30-километровых зонах вокруг действующих атомных электростанций, оплачивало электроэнергию по льготному 50-процентному тарифу. Действие льготного тарифа отменено постановлением Правительства РФ от 24 августа 2002 г. № 630 с 2003 г. Вместе с тем, в целях недопущения негативных последствий отмены указанного льготного тарифа и в соответствии с Федеральными законами «О радиационной безопасности населения» и «Об использовании атомной энергии», Правительство РФ в 2003–2004 гг. возмещало расходы на применение льготного тарифа из Фонда софинансирования социальных расходов. Для этого соответствующим субъектам федерации был установлен повышенный уровень возмещения расходов на предоставление субсидий гражданам на оплату жилья и коммунальных услуг. Однако Федеральным законом «О федеральном бюджете на 2005 год» повышенный уровень возмещения расходов соответствующим субъектам Российской Федерации уже не был предусмотрен. Регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию производится теперь не только по представлению энергоснабжающими организациями расчетов и обоснований, но и по инициативе регулирующего органа. В качестве периода регулирования принимается календарный год. Так, если производитель имеет высокую цену производства и соответственно низкую рентабельность, он при необходимом обосновании, подтвержденном экономическими расчетами, имеет право по согласованию с региональной комиссией повысить отпускные тарифы не более чем на 15 %. Если требуется более резкое увеличение тарифа, это возможно только с разрешения ФСТ при обоснованности такого повышения очень вескими причинами. 147 Основные принципы региональной тарифной политики: 1. Экономическая обоснованность тарифа, т. е. тариф не должен быть ни завышен, ни занижен. В обязательном порядке проводится экспертиза тарифов. Определение состава расходов при осуществлении регулируемой деятельности и оценка их экономической обоснованности производятся в соответствии с законодательством Российской Федерации и нормативными правовыми актами, регулирующими отношения в сфере бухгалтерского учета. В цены и тарифы не включаются расходы организаций, связанные с привлечением этими организациями избыточных ресурсов, недоиспользованием (неоптимальным использованием) производственных мощностей, а также иные необоснованные расходы, например, финансирование за счет регулируемой деятельности работ и услуг, не относящихся к ней. То есть в этом случае регулирующий орган обеспечивает баланс экономических интересов производителей и потребителей услуг. 2. Создание условий для привлечения инвестиций. Инвестированный в производство капитал учитывается в тарифе при условии утвержденной инвестиционной программы. 3. Открытость информации о ценах и тарифах. Так, в администрации Томской области создана Межведомственная комиссия по тарифной политике, на заседаниях которой проводятся коллегиальные обсуждения тарифов перед их утверждением. Например, в 2004 г. прошли серьезные обсуждения тарифов на тепло и электричество, в результате чего тарифы подорожали значительно меньше, чем предлагалось. Все нормативные правовые акты по установлению тарифов публикуются в СМИ. 4. Сокращение перекрестного субсидирования. Так, с 1 января 2004 г. на территории Томской области была отменена практика установления различных по величине тарифов в зависимости от групп потребителей на услуги теплоснабжения. Но в настоящее время пока сохраняется перекрестное субсидирование на электроэнергию. Это может привести к резкому одномоментному росту тарифа. В этом секторе существует перекрестное субсидирование по уровням напряжения: высокий уровень субсидирует низкий. На высоком уровне работают два энергоемких предприятия ЗАО «ЭСКОМ» и ООО «Томскнефтехим», которые потребляют около 44 % электроэнергии. В 2004 г. эти предприятия заявили о своих намерениях выйти на оптовый рынок электроэнергии. Если бы ФСТ разрешила такой выход, то для оставшихся потребителей тариф бы возрос следующим образом: для населения – на 50 %, прочих потребителей – на 40 %. Такой одномоментный вывод энергоемких потребителей на оптовый рынок повлечет за собой ряд негативных последствий: 148 уменьшение объема товарной продукции ОАО «Томскэнерго» привело бы к снижению налогооблагаемой базы; значительный рост тарифов для группы «Прочие потребители» снизил бы конкурентоспособность их продукции; увеличилась бы нагрузка на бюджет в связи с ростом оплаты электроэнергии по высоким тарифам. Появились бы основания (превышение предельных максимальных уровней тарифов на электроэнергию, установленных на федеральном уровне) для отмены тарифов на 2005 г., что ухудшило бы финансовое состояние ОАО «Томскэнерго», других энергоснабжающих организаций и парализовало бы их деятельность. Следует понимать, что сокращая перекрестное субсидирование, мы создаем благоприятные условия для развития реального сектора экономики. 5. 100-процентная оплата услуг потребителем при усилении мер адресной социальной помощи малообеспеченным слоям населения. Каковы основные направления тарифной политики на уровне государства в секторе естественных монополий? Основная задача – разделить сектор естественных монополий на реальную монополию и ее конкурентоспособный сектор. В электроэнергетике естественной монополией являются только сети, по которым осуществляется передача и распределение электроэнергии, а производство – это конкурентоспособный сектор. С 2004 г. в России началась так называемая распаковка региональных АО «Энерго», когда предприятия наподобие Томскэнерго разделялись на 5–6 предприятий, само основное производство – отдельно, транспортировка – отдельно, вспомогательные производства – тоже отдельно. Гарантированный объем заказов от предприятия основного производства предприятиям вспомогательных производств (например, ремонтные работы) планируется год от года снижать и увеличивать долю вспомогательных работ, размещаемых на основе конкурса, т. е. будут созданы условия для сокращения себестоимости вспомогательных и основных работ. Распаковка Томскэнерго намечена в 2005 г. Свободный рынок электроэнергии будет создан не одномоментно, а постепенно. Сейчас вводится так называемый рынок 5–15, в Европейской части России он начал функционирование в прошлом году, а в Сибири скорее всего будет введен в этом году. Что такое рынок 5–15? Это когда от 5 до 15 % электроэнергии будут продаваться по свободным, нерегулируемым ценам. Летом 2004 г. на совещании, проводимом ФСТ, была озвучена информация о том, что ряд производителей продавали энергию на свободном рынке дешевле, чем была установлена ее цена регулирующим органом. В систему тарифов входят: 149 1) тарифы на электрическую энергию на оптовом рынке и/или их предельные (минимальные или максимальные) уровни, включая регулируемый сектор (двуставочные тарифы), сектор отклонений (двуставочные с учётом повышающих коэффициентов) и сектор свободной торговли (предельные уровни); 2) тарифы на электрическую энергию и тепловую энергию на розничном рынке (не могут быть выше предельного уровня); 3) тарифы (размер платы) на услуги, оказываемые на оптовом и розничном рынках электрической энергии и на розничном рынке тепловой энергии. При регулировании тарифов могут устанавливаться: 1) тарифы (фиксированные размеры тарифов на единицу продукции, работ, услуг); 2) предельные минимальные и (или) максимальные уровни тарифов. При регулировании тарифов может применяться: 1) метод экономически обоснованных расходов (затрат); 2) метод экономически обоснованной доходности инвестированного капитала; 3) метод индексации тарифов. В основном используется метод «экономической обоснованности» или его называют «издержки плюс». Метод заключается в следующем: все материальные затраты рассчитываются исходя из отраслевых нормативов расходов и уровня цен на материальные затраты на следующий год (либо официальный прогноз цен, либо регулируемые цены, либо цены договоров, заключенных на основании проведенных конкурсов, при отсутствии указанных данных применяются прогнозные индексы изменения цен по отраслям промышленности), при отсутствии отраслевых норм расхода применяются экспертные оценки. Расходы на оплату труда учитываются в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями. При установлении цен и тарифов учитываются национальные стандарты, санитарные правила и нормы и другие акты законодательства Российской Федерации, субъектов Российской Федерации, а также акты органов местного самоуправления, регулирующие сроки, качество, периодичность и объемы работ по оказанию услуг. Фактически тарифы рассчитываются на основе размера необходимой валовой выручки организации, осуществляющей регулируемую деятельность, от реализации каждого вида продукции (услуг) и расчетного объема производства соответствующего вида продукции (услуг) за расчетный период регулирования. Расчетный годовой объем производства продукции и оказываемых услуг определяется исходя из формируемого ФСТ сводного прогнозно- 150 го баланса производства и поставок электрической энергии в рамках ЕЭС России по субъектам РФ. В необходимую валовую выручку включаются: планируемые на расчетный период регулирования расходы, уменьшающие налоговую базу налога на прибыль организации (расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг), и внереализационные расходы); расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения); валовая прибыль, которая должна соответствовать экономически обоснованному уровню доходности инвестированного капитала компанией. Определяется регулирующим органом на основании официального прогноза уровня инфляции с учетом стоимости долгосрочного заемного капитала, сложившейся на финансовом рынке в отчетный период. Указанный уровень доходности не должен превышать действующую ставку рефинансирования Центрального банка РФ, но не может быть ниже минимальной доходности облигаций федерального займа; а также сумма налога на прибыль организации. Расходы, связанные с производством и реализацией продукции (услуг) по регулируемым видам деятельности, включают следующие группы расходов: 1) на топливо; 2) на покупаемую электрическую и тепловую энергию; 3) на оплату услуг, оказываемых организациями, осуществляющими регулируемую деятельность; 4) на сырье и материалы; 5) на ремонт основных средств; 6) на оплату труда и отчисления на социальные нужды; 7) на амортизацию основных средств и нематериальных активов; 8) прочие расходы. Расходы, не учитываемые при определении налоговой базы налога на прибыль (относимые на прибыль после налогообложения), включают в себя следующие основные группы расходов: 1) капитальные вложения (инвестиции) на расширенное воспроизводство; 2) выплату дивидендов и других доходов из прибыли после уплаты налогов; 3) взносы в уставные (складочные) капиталы организаций; 4) прочие экономически обоснованные расходы, относимые на прибыль после налогообложения, включая затраты организаций на предоставление работникам льгот, гарантий и компенсаций в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями. 151 То есть такой подход можно назвать нормативным. На федеральном уровне используется метод «прайс кэп», заключающийся в установлении верхней и нижней границ тарифов (электричество и тепло). Возможно и применение метода индексации тарифов, но этот метод может использоваться при инфляции меньше 12 %. Метод индексации является дополнительным методом установления цен и тарифов, в соответствии с ним цены и тарифы, установленные с использованием метода экономической обоснованности, меняются с учетом индексовдефляторов, устанавливаемых Министерством экономического развития и торговли Российской Федерации. Применение в течение одного расчетного периода разных методов установления цен и тарифов в отношении организаций, осуществляющих одни и те же регулируемые виды деятельности, не допускается. Следует отметить, что в последние годы тарифная и бюджетная политики согласованы. Незапланированное при формировании бюджета изменение тарифов в течение года возможно только при изменении бюджета. 8.2. Сравнительный анализ методов установления цены на электроэнергию в России и США При ценообразовании на электроэнергию в РФ учитываются «затраты плюс прибыль», как и в других странах, к примеру в США. Однако подходы к методам установления прибыли в регулируемой цене разные. В США сначала определяется тарифная база, которая измеряет величину капитала, используемого компанией для осуществления регулируемых видов деятельности. Затем рассчитывается «разумная и справедливая» норма прибыли на капитал (равная стоимости привлечения капитала). Дозволенная норма прибыли оставляется достаточной для того, чтобы избежать «бегства» капитала в другие инвестиционные проекты. Обычно регулирующий орган разрешает энергокомпании норму прибыли, соответствующую норме прибыли в конкурентных областях со сходным хозяйственным риском. В тарифную базу не включаются строящиеся объекты до ввода их в эксплуатацию. Очень редко регулирующие комиссии включают в тарифную базу строящиеся объекты при их 70-процентной готовности, при полной уверенности в успешном завершении строительства и вводе их в эксплуатацию. Регулируемая цена в США равна текущим затратам производства, рассчитываемым по ставке разумной нормы прибыли, примененной к установленной тарифной базе. 152 В России «потребность в прибыли» исчисляется как сумма прибыли, которая требуется прежде всего для осуществления планируемых производственных капиталовложений, финансирования социальной сферы предприятий, выплаты налогов. Основное отличие: в РФ в цене продукции учитывается полная величина предстоящих капиталовложений, а в мировой практике – стоимость привлечения действующего капитала (процент на капитал). В США регулирующие комиссии контролируют расходы компаний-монополистов, надзирая за их сметами и вынося по ним решения, и определяют и дают разрешение, какие затраты учитывать как текущие расходы, а какие – как капиталовложения. На любые капиталовложения (независимо от источника финансирования) компания должна получить сертификат у регулирующего органа, если она желает, чтобы в дальнейшем созданные активы принимались в расчет при установлении тарифов. В электроэнергетике США одна треть капиталовложений осуществляется за счет внутренних источников (амортизационных отчислений и нераспределенной части прибыли), а две трети – из внешних источников за счет заимствования на рынке капитала и эмиссии акций. Регулирующая компания принимает меры для предотвращения преувеличения данных о валовой стоимости использования капитала (амортизация плюс требуемая отдача от капиталовложений) и стоимости привлеченного капитала. Активы – совокупность имущества и денежных средств, принадлежащих компании. Эмиссия акций – выпуск в обращение ценных бумаг, которые удостоверяют внесение ее владельцем доли в акционерный капитал (уставный фонд) акционерного общества. В США естественные монополии эффективно контролируются – производится контроль за их эксплуатационными и капитальными расходами на основе детального ежедневного изучения каждого аспекта деятельности компаний и всех заключенных ими сделок. Государство в США через контролирующие органы регулирует прибыльность естественных монополий на основе оценки их затрат, так как у последних есть прямой интерес преувеличить затраты на величину валовой стоимости использованного капитала. Согласно экономической теории максимизация чистых общественных выгод измеряется суммой дополнительных затрат потребителей и производителей. Достигается максимальная экономическая эффективность работы предприятий при равенстве цен предельным издержкам производства. 153 В случае если цена какого-либо блага не равна предельным издержкам производства, то цена не будет подавать правильных сигналов потребителям и производителям, чтобы оптимальное количество блага было запрошено и произведено. Для естественных монополий характерно то, что их средние затраты выше предельных, и ценообразование по предельным затратам для них убыточно. В связи с этим возникают некоторые проблемы. Появляется необходимость покрывать вышеуказанные дефициты за счет налоговых поступлений, приводя этим в дисбаланс систему рыночных цен. У естественных монополий при гарантированном покрытии их убытков ослабляется мотивация к эффективной работе и ослабляется ответственность акционеров за эффективное использование капитальных вложений. Следующим аспектом, который необходимо учитывать при ценообразовании товара «электрическая энергия», является то, что спрос на электроэнергию колеблется во времени. Днем промышленные и бытовые потребители потребляют больше электроэнергии, чем вечером, зимой – больше, чем летом. Готовность энергосистемы удовлетворить пиковый подъем спроса обеспечивается за счет содержания производственных мощностей, которые в другое время не используются. Во всех странах с развитой рыночной экономикой применяется пикообразное ценообразование, при котором существуют более высокие цены на продукцию в периоды пикового спроса и низкие – в прочие периоды (зимой цены выше, а летом ниже). Ценообразование в РФ не построено на рыночных представлениях о затратах, и поэтому постоянные издержки зимой раскладываются на больший объем производимой электроэнергии, чем летом. В результате получается, что себестоимость 1 кВт·ч электроэнергии ниже зимой, чем летом. Подобное ценообразование не стимулирует потребителей к выравниванию графика нагрузки энергосистемы, следствием этого являются значительные перепады в загрузке производственных мощностей и удорожание электроэнергии. При построении цен на электроэнергию важно учитывать, что издержки на производство единицы электроэнергии (1 кВт) в период пикового спроса включают стоимость дополнительных производственных мощностей на производство и транспортировку продукции. 154 8.3. Понятие цены и тарифа в электроэнергетике Понятие цены и тарифа как дифференцированной цены является важной технико-экономической категорией, от которой зависят основные показатели производственно-хозяйственной деятельности, т. е. финансовая и экономическая устойчивость предприятия. В электроэнергетике понятие «тариф» применяется в двух значениях. 1. В соответствии с общепринятым понятием тариф – это ставка, по которой производится оплата за потребленную электроэнергию. 2. Под тарифом понимают также тарифную систему (структуру тарифа), по которой производится оплата. Тарифы на электроэнергию должны отражать все виды затрат при производстве, передаче и распределении электрической энергии и обеспечивать рентабельность функционирования энергоснабжающих организаций. С другой стороны, тарифы должны стимулировать потребителей к снижению энергоемкости и оптимизации режима электроснабжения, не препятствуя в то же время повышению энерговооруженности труда. Кроме того, тарифы должны учитывать качество электрической энергии, надежность электроснабжения и величину напряжения установленных электроприемников потребителя. Дифференциация цен на энергетическую продукцию (как, впрочем, и в некоторых других отраслях, например на транспорте) производится по нескольким признакам: по числу часов использования максимума энергопотребления; по участию потребителя в максимуме нагрузки энергосистемы; по заполнению суточного графика нагрузки; по уровню энергопотребления и др. Тарифы на энергию и энергоносители можно классифицировать следующим образом: Одноставочные тарифы – оплата фактически потребленной энергии по определенной ставке. При этой тарифной системе не учитывается режим электропотребления, а также снижение затрат на производство при увеличении потребления электроэнергии. Последнего недостатка лишена регрессивная тарифная система. При регрессивной системе тарифов ставка тарифа уменьшается по мере увеличения потребления. Так расплачиваются с поставщиками все бытовые, сельскохозяйственные потребители электроэнергии, а также промышленные и приравненные к ним, если их присоединенная мощность не превышает 750 кВ·А. 155 В большинстве случаев одноставочные тарифы приняты при оплате тепловой энергии и других энергоносителей. Величина одноставочного тарифа существенно отличается для разных регионов страны в зависимости от местных условий – цены и качества топлива, техникоэкономических показателей электростанций, удельного веса ГЭС в покрытии графика нагрузки и др. Она также неодинакова для различных групп потребителей – промышленных и приравненных к ним, бюджетных (финансирующихся из федерального или местного бюджета), сбытовых, коммерческих структур и т.п. Двуставочные тарифы – оплата заявленного максимума нагрузки (основная ставка) независимо от того, используется величина этого максимума или нет; и плата за фактически потребленную энергию по счетчику (по так называемой дополнительной ставке). Такой порядок расчетов введен для всех промышленных и приравненных к ним потребителей, присоединенная мощность которых выше 750 кВ·А. В последнее время иногда крупные потребители аналогичным образом рассчитывается и за тепловую энергию. Двуставочные тарифы были введены для более полного учета затрат производителей электрической энергии. Основной является ставка за максимальную среднюю получасовую нагрузку в часы максимума энергосистемы, указанную в договоре между потребителем и энергоснабжающей организацией. Кроме этого, могут быть и другие системы двуставочных тарифов, например тариф, учитывающий электропотребление в часы минимальных нагрузок энергосистем. Можно выделить следующие типы двуставочных тарифов: Двуставочный тариф с основной ставкой за присоединенную мощность. При этом тарифе плата за электроэнергию составит П Рн W , (8.2) где α – плата за 1 кВт (или кВ·А) присоединенной мощности; Рн – суммарная присоединенная мощность; β – плата за 1 кВт потребленной электроэнергии (учтённой счетчиком); W – количество электроэнергии, потребленной за расчетный период времени. Тогда внутризаводская цена (Цэ) (8.3) Цэ ; hmax hmax W , Рн где hmax – число часов использования максимума нагрузки, ч/год. 156 (8.4) Это условный показатель, отвечающий на вопрос: какое время (в часах) должен проработать потребитель с максимальной нагрузкой Рн, чтобы потребить количество электроэнергии, фактически потребляемое за год W. Очевидно, чем выше число часов использования максимума, тем плотнее график энергопотребления и тем ниже цена за 1 кВт·ч. Это и есть стимулирующая роль двуставочного тарифа. Предполагалось, что этот тариф будет стимулировать потребителей к увеличению загрузки трансформаторов на пунктах приема электроэнергии, снижению их суммарной установленной мощности, что повлечет за собой снижение установленной мощности генераторов и трансформаторов в энергосистеме. Практика показала, что последняя из перечисленных целей при использовании этого тарифа практически не достигается. В связи с этим был произведен переход к двуставочному тарифу с основной ставкой, учитывающий участие потребителя в максимуме нагрузки энергосистемы. Регулируя неравномерность электропотребления, предприятия могут также существенно сократить свои текущие затраты, получить дополнительную прибыль. В настоящее время имеются расчеты с потребителями по двуставочному тарифу также и за тепловую энергию, расходуемую на технологические нужды. Двуставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки в часы максимума энергосистемы. При этом тарифе плата за электроэнергию определяется по формуле (8.5) П Рmax W , где α – плата за 1 кВт заявленного потребителем (указанного в договоре) получасового максимума нагрузки (Рmax) в часы утреннего или вечернего максимумов энергосистемы; βW – как и в предыдущем случае, оплата электроэнергии, потребленной за расчетный период. Двуставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующего в максимуме энергосистемы, учитывающий также электропотребление в часы минимальных нагрузок энергосистемы (ночью). При этой тарифной системе плата за электроэнергию рассчитывается по следующей формуле: П Рmax 2 (W Wmin ) 1Wmin , (8.6) где W – общее потребление электроэнергии, учтенной счетчиком за расчетный период; β1 – дополнительная плата за энергию, потребленную в часы минимальных нагрузок; 157 β2 – дополнительная плата за потребленную энергию в часы суток, когда нет минимальных нагрузок, причем β2 > β1. В отличие от предыдущего, этот тариф более полно стимулирует потребителя к переносу части нагрузки на ночные часы, когда нагрузка энергосистемы минимальна и электроэнергия вырабатывается самыми экономичными агрегатами. Стимулируют потребителей к увеличению электропотребления в ночное время и снижению нагрузки в периоды максимума энергосистемы и так называемые дифференцированные трехставочные тарифы. Многоставочные тарифы – двуставочный тариф дополняется дифференцированной оплатой: повышенные тарифы в часы максимума нагрузки и льготный тариф на электроэнергию в ночные часы, «ночной тариф» на так называемую «провальную энергию» – в часы «провала» нагрузки. Такой порядок расчетов имеет смысл только для крупных потребителей. Многоставочные тарифы введены в некоторых регионах России и для бытовых потребителей – тариф возрастает при повышении потребления энергии. При тарифе, дифференцированном по времени суток (зонный тариф), дням, неделям, сезонам года предусматриваются три ставки: за электроэнергию, потребленную в часы утреннего и вечернего максимума (β3); в часы полупиковой нагрузки (β2); в часы провала нагрузки (β1), причем β3 > β2 > β1. Плата за электроэнергию рассчитывается следующим образом: П 1W1 2W2 3W3 , (8.7) где W = W1 + W2 + W3 – общее потребление электроэнергии; W3 – электрическая энергия, потребленная в часы максимума энергосистемы; W2 – электрическая энергия, потребленная в часы полупиковой нагрузки; W1 – электрическая энергия, потребленная в часы ночного провала графика нагрузки. Например, многоставочный тариф на электроэнергию – повышенная плата за потребление в часы максимума нагрузки и льготный тариф за потребление в ночное время. Если предприятие в течение года во время максимумов потребляет Wм, ночью Wн, то при соответствующих тарифах αм и αн общая сумма оплаты будет W Wм Wн (р./год). (8.8) П э Рн Wм м Wн н год 158 Разновидностью дифференцированного тарифа могут стать особые тарифы при повышенной надежности энергоснабжения, если она нужна некоторым потребителям. Введение двуставочного и многоставочных тарифов преследует одну цель – заинтересовать потребителя в выравнивании графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и техникоэкономические показатели работы энергопроизводителей. Ввиду дороговизны топлива, а также вследствие кризисных явлений в экономике в некоторых российских регионах для потребителей, рассчитывавшихся по одноставочному тарифу (при присоединенной мощности < 750 кВ·А), ввели своеобразное «экономическое лимитирование» электропотребления. Кроме того, в энергетике применяются в ряде случаев штрафные и повышенные тарифы на электроэнергию, например для сокращения потребления реактивной мощности по показателю tg . Штрафные тарифы – постоянные или одноразовые экономические санкции за невыполнение договорных обязательств. Так, введена оплата по штрафному тарифу за количество энергии, перерасходованной или недоиспользованной по сравнению с величиной, определенной хозяйственным договором. Предъявляются штрафы потребителям за нарушение качественных показателей: за искажение синусоидальности кривой тока (генерацию высоких гармоник); за недовозврат или порчу возвращаемого конденсата при пароснабжении от ТЭЦ, которые должны возместить затраты ТЭЦ на подготовку (химическую очистку) воды взамен потерянного конденсата; за повышенную температуру сетевой воды в обратных магистралях, что свидетельствует о недоиспользовании температурного потенциала теплоносителя и приводит к увеличению затрат электроэнергии на его перекачку; за повышенное потребление реактивной мощности – по коэффициенту мощности (tg ) и др. Штрафы могут предъявляться также потребителями к поставщику за некачественное энергоснабжение, в частности за перерывы электропитания, вызывающие на предприятиях существенный производственный ущерб. Тогда энергоснабжающая организация должна оплатить недоотпущенную электроэнергию по штрафному (обычно семикратному) тарифу. Следует отметить, что ущерб от перерывов электропитания у промышленных потребителей с непрерывным циклом производства, связанный с остановкой технологических процессов, порчей оборудования, 159 браком продукции, аварийными сбросами продуктов и энергоносителей, может измеряться многими миллионами рублей. Тогда компенсация за недоотпуск энергии, который, возможно, длился всего лишь секунды, ни в какой степени не покрывает этот ущерб. Льготные тарифы – уже упоминавшийся льготный тариф на «ночную» электроэнергию, премирование (разовое снижение тарифа) за повышение (в определенных пределах) коэффициента мощности (tg ) и др. Кроме «ночного» тарифа другие льготы потребителям в настоящее время предоставляются редко. 8.4. Современные системы тарифов, используемые в России Потребители электрической энергии (кроме населения, сельскохозяйственных потребителей и перепродавцов) при регулировании тарифов распределяются на две группы: 1-я группа – промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью 750 кВ·А и выше, при расчете с которыми плата взимается по двуставочному тарифу; 2-я группа – остальные потребители, при расчетах с которыми плата взимается по одноставочному тарифу. По соглашению между потребителями и энергоснабжающей организацией может применяться двуставочный тариф, определяемый сторонами в пределах установленного уровня одноставочного тарифа. Расчеты за электрическую энергию с потребителями 1-й группы за заявленную получасовую мощность в часы максимума энергосистемы должны производиться до начала или в первых числах расчетного периода по отдельному платежному документу энергоснабжающей организации. Конкретный срок платежа определяется сторонами в договоре. В случае превышения потребителем договоренной величины электрической мощности в часы максимума энергосистемы оплата производится за фактически потребленную в расчетном периоде мощность по действующему тарифу с применением санкций за превышение договоренной величины электрической мощности в установленном законодательством порядке и размере. Если фактическая нагрузка потребителя оказывается ниже договорной, то оплачивается величина мощности, указанная в договоре. Следует отметить, что это обстоятельство снижает стимулирующее воздействие тарифа к уменьшению потребителем своей нагрузки в часы максимума энергосистемы. В зарубежной практике известны тарифы, при которых уменьшение нагрузки по сравнению с договорной поощряется либо снижением ставки, либо выплатой потребителю специальной единовременной премии. Эти поощрения делаются за счет средств, об160 разующихся в связи с возможностью присоединения дополнительных потребителей без необходимости ввода энергоснабжающей организацией новых генерирующих и трансформаторных мощностей, линий электропередач и т. п. За израсходованную энергию потребители первой и второй групп платят по показаниям счетчика электрической энергии. Население оплачивает используемую им электрическую энергию в пределах своего жилого дома, даже если оно занимается индивидуальной трудовой деятельностью по тарифам для бытовых потребителей. При занятиях индивидуальной трудовой деятельностью вне пределов жилого дома население рассчитывается по тарифам, установленным для промышленных потребителей после заключения договора или соглашения с энергоснабжающей организацией. При наличии раздельного по зонам суток учета расхода электроэнергии расчеты с населением производятся по дифференцированным соответствующим образом тарифам: часы ночного минимума – по тарифу, составляющему 25 % от уровня тарифа, установленного для населения; в остальное время суток – по тарифам, установленным для населения. Электрическая энергия, отпускаемая на нужды отопления и горячего водоснабжения при установленной мощности приемного устройства 31 кВт и выше, оплачивается по тарифам, дифференцированным по зонам суток. Тариф на электрическую энергию в часы ночного минимума электрических нагрузок устанавливается на уровне топливной составляющей. Тариф в остальное время суток рассчитывается исходя из тарифов ночного минимума и среднего тарифа для соответствующих групп потребителей. При отсутствии необходимых приборов учета потребления по зонам суток объемы электропотребления указываются в договоре. Потребители, использующие электронагревательные устройства до 31 кВт, могут по согласованию с энергоснабжающей организацией рассчитываться за потребленную электроэнергию по тарифам, дифференцированным по зонам суток. Потребители, применяющие электронагревательные установки до 10 кВт включительно, платят по тарифам, установленным для населения. Тарифы на электроэнергию для потребителей в каждом регионе России устанавливаются региональной комиссией (РЭК). Для стимулирования потребителей соблюдать заданный энергосистемой режим потребления и (или) выработки реактивной мощности вводятся специальные скидки или надбавки. 161 Скидки (надбавки) за потребление и генерацию реактивной мощности применяются при работе с потребителями, имеющими ежемесячное потребление выше 30 тыс. кВт·ч, кроме населения. Плата за электроэнергию по двуставочному тарифу с учетом скидки или надбавки (%), зависящей от режима реактивной мощности, определяется из выражения: 1 . (8.9) П Pmax W 100 % Скидки (надбавки) за качество электрической энергии применяются при расчете со всеми потребителями. Скидки применяются в том случае, когда показатели качества электроэнергии (отклонения напряжения и частоты, коэффициенты несинусоидальности, обратной и нулевой последовательности, размах изменения напряжения) ухудшены по вине энергоснабжающей организации. Надбавки применяются, если перечисленные выше показатели качества электрической энергии (кроме отклонений напряжений и частоты) ухудшены по вине потребителя. Величина скидок (надбавок) зависит от относительного времени превышения нормального допустимого значения показателя качества, установленного ГОСТ 13109–97, и относительного времени превышения максимально допустимого значения, установленного в том же ГОСТе. Суммарные скидки (надбавки) определяются суммой скидок (надбавок), начисленных по каждому показателю качества. При расчетах за электроэнергию по двуставочному или дифференцированному тарифу скидки (надбавки) применяются к средней (расчетной) величине двуставочного или дифференцированного тарифа, включающего плату за мощность и энергию. Оплата по тарифу со скидкой (надбавкой) за качество электрической энергии производится за весь объем электрической энергии, отпущенной (потребленной) в расчетный период. 8.5. Системы тарифов на электроэнергию за рубежом Система тарифов в развитых странах основана на учете средних или долгосрочных предельных затрат на производство электрической энергии. Например, в Великобритании энергоснабжающая организация продает электрическую энергию оптовым перепродавцам по зимним тарифам, включающим в себя и пиковый тариф. Тарифы могут смещаться во времени вместе с максимальной нагрузкой в энергосистеме. Местные розничные тарифы для промышленных потребителей разные. 162 Самый популярный тариф – двуставочный. Первая ставка учитывает стоимость основного капитала в энергетике: стоимость амортизации зданий, оборудования, линий электропередач, восстановление разрушающихся зданий и т. д. Вторая ставка учитывает оборотный капитал: топливо и заработную плату персонала, т. е. учитываются долгосрочные предельные затраты. Тарифы учитывают количество потребленной электроэнергии и ступенчато уменьшаются при увеличении потребленной энергии. Тариф также зависит от напряжения, на котором потребитель присоединен к питающим его сетям. Для бытовых потребителей плата состоит из стандартной ставки и стоимости потребленной энергии. Во Франции тоже учитываются долгосрочные предельные затраты. Тарифы изменяются в соответствии с уровнем потребления, графиком нагрузки и временем года. Для промышленных потребителей применяется двуставочный тариф с дополнительной платой по времени суток и года. Для бытовых потребителей применяется дифференцированный тариф (вечернее, ночное и дневное потребление). В Греции, Ирландии, Испании, Италии, Финляндии, Швейцарии система тарифов учитывает средние затраты. Тарифы для потребителей высокого напряжения состоят из двух частей: ставки за абонирование (заявленное минимальное электропотребление) и регрессивной ставки за электроэнергию, потребленную сверх абонированной. В бытовых тарифах постоянная плата пропорциональна числу комнат в квартире. Достойной внимания является тарифная политика Hydro Quebec. Согласно данным на 1 января 1995 г., цена на электроэнергию в одной из крупнейших энергокомпаний Северной Америки Hydro Quebec (провинция Квебек в Канаде) является одной из самых низких в Северной Америке и в мире. Ниже приводятся данные о средних ценах без учета налогов (канадский цент/кВт·ч) по ряду стран: Канада (Квебек) – 3,78; Швеция – 4,95; Австрия – 5,33; Дания – 6,65; Франция – 7,82; Бельгия – 7,83; Германия – 10,1; Великобритания – 10,57; Япония – 11,96; Швейцарии – 16,65. Такая низкая цена на электроэнергию в компании Hydro Quebec является следствием структуры генерирующих мощностей и применяемой достаточно гибкой тарифной системы. Эта компания является государственной корпорацией, акции которой находятся в ведении Министерства финансов. Деятельность этой компании регулируется законодательством и актом о компаниях провинции Квебек. Политика компании в области тарифообразования сводится к следующему: 163 тарифы унифицированы, и потребители, имеющие схожие характеристики потребления электроэнергии, обслуживаются по одинаковым тарифам, т. е. каждый сегмент рынка имеет один тариф; тарифы максимально отражают затраты на производство и передачу электроэнергии потребителям; при поставке электроэнергии принимаются во внимание условия технологического производства у потребителя, чтобы иметь возможность предложить ему достаточно вариантов, позволяющих эффективно управлять своей нагрузкой; энергокомпания стремится сохранять конкурентоспособность своей продукции; энергокомпания информирует потребителей о структуре тарифов; в основе построения тарифов на электроэнергию заложены предельные затраты, а при оценке уровня доходности энергосистемы используются средние затраты. Предельные удельные затраты рассчитываются по уровням напряжений: сверхвысокое – 735 кВ; высокое – 210 кВ; среднее – 25 кВ; низкое – 347/600 и 120/600 В с учетом времени использования мощности для покрытия соответствующей нагрузки (пиковой, среднепиковой и внепиковой). Тарифы делятся на две базовые категории, объединяющие четыре основные группы тарифов для бытовых потребителей и общего назначения. В каждой тарифной группе произведена дифференциация: по мощности нагрузки; по подводимому к потребителю напряжению; по характеру нагрузки в зависимости от сезона года, времени суток, перерывов в энергоснабжении и пр. Применяемые Hydro Quebec тарифы представлены ниже. Тарифы для бытовых потребителей (тарифная группа D) предназначены для оплаты электроэнергии, использованной для нужд бытового потребления. Тарифы общего назначения (тарифные группы Q, M, L). По данным тарифным группам рассчитываются коммерческие и промышленные потребители, а также учреждения: группа Q – для потребителей с нагрузкой менее 100 кВт; группа М – для потребителей с нагрузкой от 100 до 5000 кВт; группа L – для потребителей с нагрузкой 5000 кВт и более. 164 Тарифы для потребителей, управляющих нагрузкой (для промышленных и приравненных к ним потребителей, участвующих в регулировании графика нагрузки энергокомпаний). Структура тарифов построена таким образом, что оплата за потребленную электроэнергию зависит от временной зоны потребления (часы пиковой, средней внепиковой нагрузки энергосистемы). Такой тариф вынуждает потребителя смещать работу оборудования из пикового периода во внепиковый, а энергокомпания получает возможность уменьшить затраты на содержание и эксплуатацию дополнительных пиковых установок. Тарифы для бытовых потребителей, использующих биоэнергетические установки, вынуждают потребителя стимулировать использование котельных установок на биотопливе для обогрева помещений и горячего водоснабжения в период максимума нагрузки в энергосистеме. Тарифы для коммерческих, промышленных потребителей, использующих биоэнергетические установки, вынуждают потребителя использовать свои отопительные установки и системы собственного горячего водоснабжения на биотопливе в часы пиковых нагрузок в энергосистеме, а в период льготных тарифных зон (ночью, в период межсезонных и летних нагрузок) для вышеназванных нужд использовать электроэнергию. Из-за высоких тарифов в часы максимальных нагрузок в энергосистеме потребителям становится выгодно пользоваться органическим топливом для обогрева и горячего водоснабжения. Тарифы, предусматривающие перерывы в электроснабжении или ограничения подачи энергии. Эти тарифы предоставляют скидку потребителям на электроэнергию при условии, что в период зимнего максимума в энергосистеме по требованию Hydro Quebec потребление электроэнергии будет снижено или прекращено. Уменьшение спроса на электроэнергию в зимний период позволяет энергокомпании не строить дополнительные пиковые газотурбинные установки и избежать повышения себестоимости пиковой электроэнергии. Тарифы, дифференцированные по времени использования нагрузки (для бытовых потребителей), основаны на долгосрочных предельных издержках. Этот тариф имеет две тарифные зоны: высокий тариф с 06:00 до 11:00 и с 15:00 до 22:00 часов для рабочих дней с декабря по март включительно и зону низкого тарифа все остальное время. Потребители в этом случае заинтересованы в смещении своих нагрузок в зону дешевого тарифа. Тарифы реального времени (только для расчетов с крупными потребителями) были введены в 1994 г. и предназначены для коммерческих потребителей. Эти тарифы более гибко реагируют на изменения себестоимости электроэнергии в каждый момент времени; тариф состоит из цены на потребленную в данный час электроэнергию (без фикси165 рованной платы за заявленный максимум нагрузки) и фиксированной платы, основанной на прошлом потреблении, с учетом скидок при снабжении на среднем и высоком напряжении, поправки на потери при трансформации, скидки при перерывах в электроснабжении в прошлом и пр. В результате потребитель при оплате по этому тарифу платит не больше, чем при использовании обычных тарифов. Потребитель уменьшает свои издержки, снижая расход электроэнергии в часы действия повышенного тарифа и увеличивая электропотребление при его понижении. Помимо вышеперечисленных тарифов, для коммерческих потребителей используются тарифные опции (градации). Опция реализации дополнительного количества электроэнергии применяется, когда реальное потребление отличается от заявленной электроэнергии. Дополнительная электроэнергия продается дороже. Тарифы переходного периода для предприятий, срок контракта с которыми подходит к концу. Опция страхования тарифной ставки (страховка на 10 лет от возможного роста ставки тарифов). Опция оплаты электроэнергии в долларах США предлагается фирмам, по крайней мере, 50 % операций которых производится в долларах США. Эти фирмы получают возможность снизить риск от изменения курса валют и поэтому выплачивают Hydro Quebec 3,5 % премии для покрытия ее издержек при внезапном изменении курса. Тарифы сохранения нагрузки предназначены для промышленных предприятий, имеющих серьезные финансовые трудности при условии будущей кредитоспособности. 8.6. Анализ системы тарифов в России и за рубежом и условия их внедрения и применения Гибкая система тарифов позволяет: 1) обеспечить повышение эффективности производства и передачи электроэнергии в энергосистеме; 2) стимулировать экономию электроэнергии промышленными и бытовыми потребителями; 3) стимулировать промышленных и бытовых потребителей, выравнивать графики нагрузки в энергосистеме; 4) контролировать электропотребление и оплату имеющимися в настоящее время средствами; 5) вести простой и понятный расчет с потребителями электрической энергии. От гибкости системы тарифов на электроэнергию зависит ее себестоимость. 166 Например, канадской энергокомпании Hydro Quebec удалось за счет гибкой тарифной политики добиться самой низкой себестоимости электрической энергии среди развитых стран мира. В России для оптовых перепродавцов электрической энергии и промышленных предприятий используются одноставочные и двуставочные тарифы. На региональных рынках электрической энергии в настоящее время энергокомпании из стремления выровнять график нагрузки (ГН), вводят зонный тариф. Например, в Ленэнерго введен позонный тариф для бытовых потребителей, при котором оплата зависит от времени суток потребления электрической энергии. Целью нововведения является выравнивание суточного графика нагрузки энергосистемы и снижение расходов потребителей на оплату электрической энергии, так как ставки тарифа в ночное время существенно ниже дневной. Этот тариф требует применения специальных счетчиков. Применение зонных тарифов для промышленных предприятий может стимулировать их к изменению режима электропотребления с целью снижения затрат на электроснабжение, так как это может привести к уменьшению себестоимости выпускаемой компанией продукции и увеличить ее конкурентоспособность. Гибкая система тарифов является дополнительным резервом в экономике России. Тарифное стимулирование потребителей-регуляторов Энергосистема несет значительные дополнительные затраты, вызванные неравномерностью режима потребления, а следовательно, и выработки электроэнергии. Это связано с необходимостью использования специальных пиковых мощностей, характеризующихся, как правило, повышенными капиталовложениями и удельными расходами топлива. Отсюда следует, что одним из путей снижения затрат на выработку электроэнергии является выравнивание графика нагрузки энергосистемы. Выравнивание графика нагрузки энергосистемы может быть осуществлено за счет потребителей-регуляторов, которые снижают свои нагрузки в часы пиковых нагрузок энергосистемы и переносят их во внепиковые зоны. При этом, чем более неравномерен будет режим электропотребления (чем меньше будет нагрузка потребителя в пиковой зоне графика нагрузки энергосистемы и чем больше во внепиковой), тем эффективнее будет потребитель-регулятор. Однако предприятие заинтересовано в регулировании ГН энергосистемы только при наличии дифференцированных по времени суток тарифов за электроэнергию, так как регулирование ГН связано с определенными затратами и потерями со стороны потребителей электроэнергии. Особенно выгодны энергоси167 стеме мощные предприятия-регуляторы, являющиеся базовой нагрузкой энергосистемы. 168 Глава 9 РЕАЛИЗАЦИЯ, ПРИБЫЛЬ И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКЕ 9.1. Объемные показатели промышленного производства Для определения результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятий всех отраслей промышленности используют показатель объема производства, который, будучи помноженным на продажную цену, показывает доход предприятия. Понятие объем производства (в стоимостном или натуральном выражении) в отечественной теории и практике определяется рядом показателей, существенно отличающихся друг от друга. Но здесь целесообразно дать необходимые определения и кратко сформулировать экономическую сущность различных показателей объема производства и по возможности наглядно представить их соотношение. Валовый объем производства (Пвал.) – вся продукция, уже произведенная и еще незавершенная (∆Пнезав.), находящаяся на разных стадиях производственного цикла. Аналогом валового объема производства в натуральном выражении в энергетике является величина выработки энергии Wвыр. Товарный объем (Птовар.) – готовая продукция, предназначенная к реализации (на продажу). Очевидно, что Птовар = Пвал – ∆Пнезав . (9.1) В энергетике товарному объему (в натуральном выражении) соответствует количество энергии, отпущенной потребителю: Птовар = Wотп , (9.2) т. е. величина выработанной энергии за вычетом собственных нужд ∆Wсн и потерь в сетях ∆Wпот. Wвыр = Wотп – ∆Wсн – ∆Wпот . (9.3) Реализованная продукция (R) – проданная и оплаченная продукция (выручка от реализации). Отличается от товарного объема на величину проданной, но неоплаченной продукции (суммой неплатежей – ∆Пнеплат.): R = Птовар – ∆Пнеплат . (9.4) В экономике энергетики сумма неплатежей называется абонентской задолженностью А: 169 R = Птовар – А . (9.5) Чистая продукция или валовый доход (ЧП или НЧП – нормативно-чистая, Пчп) – стоимость, вновь созданная живым трудом; включает фонд оплаты труда (ФОТ, Фот) и прибыль (π): Пчп = Фот + π . (9.6) Следует отметить, что фонд оплаты труда Фот не равен издержкам по зарплате Изп, поскольку в нем кроме основной, дополнительной зарплаты и премий, оплачиваемых за счет себестоимости, содержится также премиальный фонд, образуемый из прибыли. Чистая продукция отличается от суммы реализации R на величину материальных затрат М, равных издержкам производства (И) без стоимости рабочей силы, экономическое выражение которой в данном случае Изп (статья по заработной плате в составе годовых издержек): Пчп = R – M . (9.7) Формульное выражение материальных затрат М: М = И – Изп . (9.8) Условно-чистая продукция (УЧП, Пучп) – стоимость, вновь созданная живым трудом и трудом, овеществленным, содержащимся в машинах, оборудовании и других основных производственных фондах. Она больше чистой продукции на величину амортизационных отчислений (Иа) от стоимости основных фондов, экономическая сущность которых – фиксирование постепенного (ежегодного) переноса стоимости основных фондов на продукцию: Пучп = Пчп + Иа = Изп + Иа + π . (9.9) В энергетике аналоги чистой и условно-чистой продукции можно найти в энергоремонтном производстве. Если ремонтные работы выполняются из материалов и с использованием оборудования заказчика, то объем такого производства следует рассчитывать как чистую продукцию, поскольку этот объем будет состоять из заработной платы ремонтников и запланированной прибыли ремонтного предприятия. Если эти работы производятся с применением собственного оборудования, объем работ будет представлять собой условно-чистую продукцию, так как кроме зарплаты и прибыли, сюда войдет амортизация собственного ремонтного оборудования. 170 9.2. Сумма реализации продукции в энергетике Понятие «сумма реализации продукции» в промышленности и в энергетике наиболее распространено для выражения объема производства и возникает при продаже энергетической продукции – энергии, энергоносителей и энергетических услуг: R = Э1 • Т1 + Э2 • Т2 + Э3 • Т3 +.... ± А + У (р./год), (9.10) где R – сумма реализации энергетической продукции, р./год; Э1, Э2, Э3,… – количество каждого вида реализованной продукции – различных видов энергии и энергоносителей, ед. энергии/год; Т1, Т2, Т3,… – соответствующие тарифы (среднеотраслевые или средние для данной энергосистемы, энергопредприятия), р./ед. энергии (услуг); А – сумма абонентской задолженности, обычно со знаком «–», знак «+» возникает при предоплате, р./год; У – выручка от оплаты различных услуг, в том числе неэнергетического характера, оказываемых энергетиками сторонним организациям, р./год. Поскольку наиболее распространенными видами являются электрическая и тепловая энергия, формула для расчета суммы реализации чаще выглядит так: R = W • Тэ + Q • Тq ± А + У (р./год), (9.11) где W – количество отпущенной потребителям электроэнергии, кВт·ч/год; Q – количество теплоты, отпущенной потребителям, Гкал/год; Тэ – средний тариф на электроэнергию, рассчитанный как средневзвешенная величина всех тарифов, используемых данными производителями для расчета с потребителями, р./кВт·ч; Тq – средний тариф на тепловую энергию, рассчитанный по всей энергосистеме или другому энергопроизводителю, с учетом штрафных тарифов и других возможных особенностей платежей, р./Гкал. Как видно из формулы, сумма реализации зависит от объемов проданной энергетической продукции, причем сумма выручки от продажи, без вычета абонентской задолженности, представляет собой товарную продукцию. Энергетика, как известно, не может сама устанавливать объем производимой продукции, поскольку это полностью зависит от потребителей, к которым производитель привязан энергетическими коммуникациями – электрическими, тепловыми и другими сетями. В то же время у энергетиков есть некоторые возможности для стимулирования повышенных объемов потребления. Для того чтобы потребители выполняли 171 свои договорные обязательства, порядок пользования электрической и тепловой энергией предусматривает штрафные тарифы (5 и 10-кратные) при перерасходе или недорасходе энергии по сравнению с договором. Стимулом к повышению электропотребления является также льготный ночной тариф. Повышение объемов производства и продаж продукции является одним из главных путей увеличения массы прибыли любого предприятия, в том числе и энергетического, в соответствии с законом максимальной прибыли. При этом прибыль будет зависеть и от цены, которую установит продавец. 9.3. Методы установления цены товара На конкурентном рынке фирма выбирает цену на товар, руководствуясь следующими методами ценообразования: особенностью товара; графиком спроса; ценами конкурентов. Основным критерием при выборе цены на товар является следующее: цена должна быть выше средних издержек и обеспечивать прибыль производителю товара. Существуют следующие методы расчета цены товара: Метод расчета цены товара «средние издержки плюс прибыль»: предприниматель к расчетным средним издержкам добавляет наценку, обеспечивающую прибыль предприятию. Размер наценки зависит от вида товара. При таком методе определения цены продавец товара корректирует цену в зависимости от спроса. А если этим методом пользуются и другие производители подобного товара, то ценовая конкуренция сводится к минимуму. Метод ценообразования на основе анализа безубыточности и целевой прибыли – основывается на графике безубыточности (см. рис. 9.1). Крутизна наклона валовых поступлений зависит от цены товара. Чем выше цена товара, тем быстрее он окупится, но при этом надо еще учитывать эластичность спроса по ценам. Точка А – это количество проданных товаров при цене С, когда начинают компенсироваться постоянные и переменные издержки производства товара. Линия валовых поступлений поднимается вверх по мере увеличения количества проданного товара. В нашем примере (см. рис. 9.1) точка А – это то валовое поступление товара, после которого количество проданных товаров В по цене С начинает окупать постоянные и переменные издержки, и производство товаров начинает становиться безубыточным. 172 Валовый доход Валовые издержки С А Постоянные издержки В Объём продаж Рис. 9.1. График безубыточности для определения целевой цены товара Величина цены товара оказывает непосредственное влияние на величину прибыли, получаемой фирмой. Надо учесть, что при очень высокой цене товар перестает покупаться, так как спрос на него теряется. Этот метод требует от фирмы рассмотрения разных вариантов цен, определения их влияния на объем сбыта для получения целевой прибыли. Метод установления цены на основе ощущаемой ценности товара. Основным фактором при этом методе ценообразования являются не издержки при производстве товара, а покупательное восприятие. Фирма формирует в сознании потребителей представления о ценности товара. Цена в этом случае должна соответствовать ощущению ценностной значимости товара. При этом методе, если продавец запросит за товар больше признаваемой покупателем ценности, сбыт товара будет очень низким, а если продавец запросит слишком низкую цену за товар, то сбыт будет большой, но прибыль от продажи будет ниже, чем могла бы быть с учетом ценностной значимости товара в глазах покупателей. Метод установления цены на основе уровня текущих цен. При этом методе фирма ориентируется в основном на цены конкурентов и меньше на свои издержки или спрос. В олигополистических сферах деятельности, где представлены такие товарные продукты, как сталь, бумага, удобрения, бензин, электрическая энергия и т. д., фирмы запрашивают одну и ту же цену независимо от колебаний спроса на свой товар или издержек. Обычно более мелкие фирмы продают товар немного дороже, чем более крупные. Метод установления цены на основе закрытых торгов. При этом методе ценообразования фирма при назначении своей цены отталкивается от ожидаемых ценовых предложений конкурентов, а не ориен173 тируется на показатели собственных издержек или спроса. Этот метод применяется, когда фирма хочет завоевать контракт в ходе торгов. Цена не может быть ниже себестоимости, так как и в этом случае фирма понесет финансовый урон. Целью всех методик является сужение диапазона цен, в рамках которого может быть выбрана окончательная цена товара. Перед выбором окончательной цены фирма должна учитывать психологические факторы: покупатели считают, что более дорогой товар качественнее; цены должны выражаться нечетными числами. Кроме того, фирма должна учитывать реакцию на предполагаемую цену: со стороны других конкурентов; дилеров; продавцов; поставщиков; государственных органов. При назначении цен на свои товары продавец должен считаться с общественно-государственной политикой и избегать следующего: фиксированных цен без предварительных консультаций с конкурентами; поддержания розничных цен, т. е. продавец не вправе требовать от дилеров продажи своего товара по какой-то конкретной розничной цене; ценовой дискриминации, т. е. придерживаться закона Робинсона–Поймана. Смысл этого закона в том, что продавец обязан продавать свой товар схожим по роду деятельности торговым предприятиям по одним и тем же ценам. Большая цена допустима только в том случае, если продавец сумел доказать, что он имеет дополнительные издержки. Также необходимо следовать определённым правилам при установлении окончательной цены реализации товара: 1. Запрещена продажа товара по ценам, ниже минимально допустимых – демпинговым ценам. Продавец не вправе продавать товар по ценам ниже себестоимости ради того, чтобы устранить конкурентов. Такое поведение преследуется по закону. 2. Повышение цен до любого уровня возможно на те товары, по которым отсутствует государственный контроль по ценам. Государственное регулирование осуществляется для продукции предприятиймонополистов в интересах общества. Мошенническое повышение цен встречается при сбыте товаров широкого потребления. 174 Общеизвестно, что производители электроэнергии являются монополистами. На монопольном рынке цены являются очень важным фактором маркетинга. Установление цены на товар состоит из пяти этапов: 1. Фирма определяет цели своего маркетинга: обеспечение выживаемости, максимальной текущей прибыли, завоевание максимальной доли рынка и качества продукции. 2. Фирма строит для себя кривую спроса, по которой определяет вероятное количество товара, которое удастся продать на рынке в течение конкретного отрезка времени по ценам разного уровня. Цена на товар может быть назначена тем выше, чем менее эластичный спрос. 3. Фирма рассчитывает влияние уровня производства на сумму ее издержек. 4. Фирма изучает цены конкурентов и учитывает это при назначении цены на свои товары. 5. Фирма выбирает один из методов ценообразования: средние издержки плюс прибыль; анализ безубыточности в обеспечении целевой прибыли; установление цены на основе ощущаемой ценности товара; установление цены на основе уровня текущих цен; установление цены на основе закрытых торгов. Фирма устанавливает окончательную цену на товар, учитывая психологическое восприятие товара покупателями, учитывая отношения дистрибьюторов и дилеров, собственного торгового персонала фирмы, конкурентов, поставщиков и государственных органов. 9.4. Формирование цены товара или услуги Традиционной для России является система затратного ценообразования, которая предполагает учет трех основных составляющих: стоимости материалов, стоимости работ, накладных расходов. Такая цена является ориентиром при установлении рыночной цены товара или услуги. Кроме того, важно заметить, что цены могут быть предложены как производителем товара, так и быть основаны на ценах конкурентов. В рыночной экономике различают следующие виды цен: 1. Оптовая цена. По ней оптовые торговые фирмы продают товар крупными оптовыми партиями компаниям, занимающимся розничной торговлей. Оптовая цена предприятия = себестоимости + прибыль. Себестоимость – полная коммерческая себестоимость. 175 Тогда цена на продукцию энергопредприятия, цена производства (Ц), может быть представлена как сумма себестоимости (s) и минимальной нормативной прибыли (πн): Ц s н (р./ед. продукции). (9.12) Нормативная прибыль – это минимальный размер прибыли, при получении которого предприятие может выжить в условиях рынка, обеспечивая свою финансовую устойчивость, поддерживая необходимый уровень конкурентоспособности своей продукции, своевременно обновляя технологию и проводя другие действия для того, чтобы соответствовать современным требованиям рынка. Выступая на рынке, производители следуют экономическому закону максимальной прибыли, стремятся извлечь максимальную выгоду. Поэтому цена формируется под влиянием соотношения спроса и предложения на соответствующую продукцию. Оптовая цена – это цена, по которой продукция продается торговому предприятию. Оптовая цена промышленности = =оптовая цена предприятия + акциз + НДС. Оптовая цена промышленности – цена, по которой продукция реализуется между предприятиями и отраслями. 2. Розничная цена. По ней ведется продажа товара в магазинах в розницу и небольшими партиями. Дополнительно включает затраты торгового предприятия по реализации продукции и торговую надбавку (прибыль). Розничная цена = оптовая цена промышленности + +затраты торгового предприятия + торговая надбавка. 3. Рыночная (договорная) цена. По ней идет купля-продажа в данное время. 4. Базисная цена. Она согласуется путем переговоров между продавцом и покупателем крупных партий товара. С ее помощью учитывается качество или сорт поставляемого товара, а также конъюнктура рынка. Исходя из этой договоренности определяется цена фактически поставленного товара, когда его качество (сорт) отличается от оговоренных в контракте поставки. При этом оговариваются скидки и надбавки на цену товара. 5. Монопольная цена. Устанавливается монополиями выше или ниже цены производителя. Выше – для сбыта своих товаров, ниже – для товаров, приобретаемых у других фирм. 6. Номинальная цена. Публикуется в прейскурантах, справочниках, биржевых котировках (сокращенно – номинал). 176 7. Скользящая цена. Устанавливается договором в зависимости от условий конъюнктуры на определенную дату (биржевая котировка и т. д.). 8. Твердая цена. Фиксируется в договоре купли-продажи и не может быть изменена. 9. Цена «падающий лидер». Используется для привлечения покупателей. Обычно снижается цена лишь на какой-нибудь товар, но покупатель, привлеченный этим фактом в магазин, может купить и другие товары, цена которых не снижалась. 10. Цена купли-продажи (фактурная цена). Определяется условиями поставки, оговоренными в контракте. ИНКОТЕРМС (международные правила толкования терминов) – базисные условия поставки (13 условий). Например, существенно зависит от условий поставки: СИФ (стоимость, страховка, фрахт): продавец обязан за свой счет зафрахтовать судно, оплатить стоимость перевозки груза (фрахт), оплатить таможенные расходы и страховку, а также взять на себя риск гибели или порчи товара до того момента, как груз пересечет линию борта судна при погрузке, а покупатель – риск гибели или порчи после пересечения этой линии; ФОБ (свободен на борту): продавец оплачивает все транспортные, страховые и таможенные расходы до момента доставки товара на борт судна, а покупатель фрахтует судно, страхует груз и несет риск его гибели или повреждения ( В США фоб = франко); ФОР (свободен на рельсах): продавец обязан за свой счет и на свой риск доставить товар на железнодорожную станцию и погрузить его в железнодорожный вагон; остальные расходы берет на себя покупатель (фор = франко-вагон); ФРАНКО: продавец обязан доставить товар в обусловленное место за свой счет и на свой риск, а транспортные, страховые и таможенные расходы включаются в цену товара. 9.5. Прибыль: экономическое содержание, виды, расчёт Прибыль представляет собой стоимость прибавочного труда или денежное выражение прибавочной стоимости, полученной в процессе производства. Прибыль – это конечный финансовый результат предпринимательской деятельности предприятия. Она вычисляется в большинстве случаев как разность между суммой реализации (R) и издержками (И) или как разность между рыночной ценой (Ц) и себестоимостью (s), умноженной на объем производства (П): π = R – И = (Ц – s) • П (9.13) или 177 π = Пчп – Ифот – НДС – Акцизы, (9.14) где π – прибыль от реализации продукции, р./год. Выделяют: 1. Прибыль от реализации продукции, работ, услуг (реализационная прибыль) – это прибыль, полученная от основной деятельности предприятия. Рассчитывается как разность между выручкой от реализации без НДС, акцизов и других косвенных налогов и затратами на производство и реализацию, включаемых в себестоимость: πр = R – И . (9.15) 2. Балансовую прибыль – это совокупная, общая прибыль, полученная предприятием за счёт всех видов деятельности. Кроме прибыли от реализации, балансовая прибыль учитывает доходы и расходы от внереализационных операций. Доходы от внереализационных операций включают: прибыль от долевого участия в совместных предприятиях; прибыль подсобных и обслуживающих производств; дивиденды и проценты полученные; прибыль от реализации основного капитала и другого имущества предприятия; доходы от сдачи имущества в аренду; доходы, полученные в возмещение убытков; положительные курсовые разницы; средства и имущество, полученные безвозмездно. Расходы от внереализационных операций включают: отрицательные курсовые разницы; налоги и сборы, относимые на финансовые результаты; рентные платежи в бюджет; расходы по уплате налогов и сборов, относимые на финансовые результаты; убытки от прочих хозяйственных операций (поступление безнадёжных долгов, неустоек, уплаченных или полученных в связи с нарушением обязательств и хозяйственных договоров); а также убытки от ликвидации не полностью амортизированного основного капитала. 3. Валовую прибыль – может отличаться от балансовой прибыли на ряд пунктов. Балансовая прибыль должна быть скорректирована на размер: уплаченных пени, штрафов; денежных средств, полученных безвозмездно от других предприятий при отсутствии совместной деятельности и др. 178 4. Налогооблагаемую прибыль – это валовая прибыль за вычетом установленных законом налогов и других обязательных платежей, рассчитываемых в особом порядке. Это касается доходов и прибыли, полученных: от использования природных ресурсов; долевого участия в других предприятиях; проведения массовых концертно-зрелищных мероприятий; работы казино, видеосалонов, игровых автоматов; акций, облигаций и других ценных бумаг; от сдачи в аренду и других видов использования имущества; а также прибыли, по которой установлены налоговые льготы. πн = πв – Нппр – Нпр – i, (9.16) где Нппр – платежи за пользование природными ресурсами; Нпр – прочие налоги и сборы; i – проценты по кредитам банка, ставка которых не превышает ставку рефинансирования Центробанка. 5. Чистую прибыль – это налогооблагаемая прибыль за вычетом налога на прибыль. πч = πн – πн · Нπ , (9.17) где πн – налогооблагаемая прибыль; Нπ – налог на прибыль (24 %). В настоящее время часть налогов включается в себестоимость продукции отдельной статьей, отчисления в пенсионный фонд учитываются в издержках по заработной плате, а остальная, большая часть платится из прибыли предприятия. Прибыль, остающаяся в распоряжении предприятия, распределяется в соответствие с нуждами предприятия: резервный фонд (страховой запас) – формируется на случай непредусмотренных сбоев в производственном процессе; фонда развития производства – включает амортизационный фонд и часть чистой прибыли, направляемой на расширенное воспроизводство. Предназначен для авансирования мероприятий: – по расширению, реконструкции и совершенствованию производства; – по приобретению нового оборудования; – по внедрению прогрессивной технологии; – на поддержку конкурентоспособности продукции на уровне требований рынка; фонд социального развития – предусмотрен для строительства и ремонта зданий и сооружений, находящихся на балансе предприятия, 179 детских учреждений, поликлиник и других объектов социальнокультурной сферы; фонд материального поощрения – создаётся для стимулирования работников предприятия. Кроме того, часть чистой прибыли направляется на выплату дивидендов, т. е. к распределению между учредителями. Распределение общей прибыли предприятия между производственными подразделениями, например между предприятиями, входящими в энергосистему, представляет собой довольно сложную хозяйственную задачу. Базой таких расчетов является условная (приведенная) мощность предприятий, входящих в энергетическую систему. Для электростанций – это их реальная установленная мощность в кВт или МВт. Для остальных подразделений энергосистемы – сетевых предприятий, диспетчерской службы, ремонтных заводов, строительных организаций, транспортных (автомобильных и железнодорожных) хозяйств, аппарата управления и других – устанавливается их условная производительность в условных кВт или МВт. Кроме того, при распределении общей прибыли учитываются производственно-хозяйственные факторы, среди которых наиболее существенное значение имеют следующие: 1) коэффициент эффективного использования установленной мощности – отношение рабочей (располагаемой) мощности к установленной или просто рабочая мощность (этот показатель может применяться только для электростанций); 2) годовое количество энергии, отпущенной потребителям (очевидно, также только для электростанций); 3) численность персонала на предприятии; 4) другие оценочные показатели, свидетельствующие об успешной и эффективной работе, например: соблюдение сметы производственных затрат или снижение расходов против сметы; уровень расхода энергии на собственные нужды и величины (абсолютные и относительные, %) потерь в сетях; производительность труда (в энергетике наиболее характерно оценивается коэффициентом обслуживания – отношением установленной или приведенной мощности к численности работников) и т. п. 180 9.6. Налогообложение предприятий, виды налогов Налогообложение предусматривает разные виды налоговых отчислений, для каждого из которых определяется своя налоговая база (здесь приводятся только некоторые виды налогов): акцизы, т. е. увеличение продажной цены (оплачивается потребителем); налог на добавленную стоимость – базой налогообложения выступает сумма реализации продукции (увеличивает продажную цену, поэтому оплачивается потребителем): НДС = Цп 0,18 , (9.18) где Ц п – оптовая цена предприятия; 0,18 – ставка налога; налог на имущество (на собственность) – рассчитывается от среднегодовой стоимости основных производственных фондов с учётом их амортизации. Относится на финансовый результат. Оплата налога производится поквартально: Н им 2 4 ОПФ1нм ОПФ нм ОПФ3нм ОПФ нм 0,022 , 4 (9.19) где ОПФ1нм – стоимость основных производственных фондов на начало первого месяца (1-го, 2-го, 3-го месяца данного квартала и первого, следующего за кварталом – 4-го месяца); 0,022 – ставка налога. 1 ОПФ1нм ОПФнм А 1 , (9.20) 1 где ОПФнм – стоимость основных производственных фондов на начало предыдущего месяца; А 1 – сумма амортизации, начисленная за предыдущий месяц; налог на доходы физических лиц – базой налогообложения является фонд заработной платы со всеми начислениями, т. е. сумма заработной платы каждого работника; единый социальный налог – также рассчитывается от фонда заработной платы, включается в себестоимость продукции; штрафы за вредные выбросы – по штрафным тарифам за каждый вид выбросов (включаются в себестоимость); транспортный налог – оплачивается в случае наличия в собственности автотранспорта, зависит от мощности автомобиля (количества лошадиных сил) и относится на себестоимость продукции; налог на прибыль (из прибыли) и т. д. 181 В налоговой политике государства рассматриваются прежде всего адресаты налоговых поступлений для формирования бюджетов – федерального, региональных, местных. К федеральным налогам и сборам относятся: налог на добавленную стоимость; акцизы; налог на прибыль организаций; налог на доходы физических лиц; единый социальный налог; государственная пошлина; налог на добычу полезных ископаемых и др. Таблица 9.1 Примеры форм налогов и объектов налогообложения Доход Имущество Обращение и потребление товаров Совокупный годовой доход физ. лиц Доход от долевого участия в деятельности предприятия, полученный в виде дивидендов Владение имуществом Передача имущества Потребление товаров Ввоз-вывоз товаров за границу Реализация товаров Налог на доходы физ. лиц – 13 % (30, 35 %) Налог на доходы физ. лиц – 6 % Налог на имущество предприятия – 2,2 % Налог на имущество физ. лиц Транспортный налог Налог на наследство, дарение Акцизы Таможенные пошлины Налог на добавленную стоимость – 18 % Прямые налоги Заработная плата Формы налогов Налог на доходы (прибыль – 24 %) предприятия Единый социальный налог – 26 % Косвенные налоги Объекты обложения Доход (прибыль) предприятия К региональным налогам и сборам относятся: налог на имущество организаций; транспортный налог; налог на игорный бизнес; региональные лицензионные сборы. К местным налогам и сборам относятся: земельный налог; налог на имущество физических лиц; местные лицензионные сборы. Общее представление о формах налогов и объектах налогообложения можно найти в табл. 9.1. 9.7. Способы увеличения прибыли предприятия Действующий в условиях товарно-денежных (рыночных) отношений закон максимальной прибыли вынуждает производителей стре- 182 миться к увеличению этого показателя всеми возможными способами. Таких способов всего три: 1. Повышение продажной цены. В условиях стабильного рынка для большинства товаров эта цена диктуется рыночной конъюнктурой, отражая общественно необходимые затраты труда. Но производителимонополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист, имеют некоторую возможность поднимать цены (тарифы) на свою продукцию в пределах, ограниченных антимонопольным законодательством и другими мерами государственного регулирования рынка. 2. Снижение себестоимости продукции. Это основной путь повышения эффективности производства, причем наиболее целесообразно техническое перевооружение на базе самой совершенной техники. Возможны и другие пути – реконструкция, модернизация, совершенствование организации производства и др. Чем ниже себестоимость и цена производства по сравнению с конкурентами на рынке, тем выше прибыльность. 3. Увеличение объема производства. Для этого необходимо изучить потребность рынка, возможности вытеснения конкурентов и провести другие маркетинговые исследования. И если рынок испытывает потребность в данном продукте, то следует принять меры к расширению производства и увеличению объема продаж, даже если это приведет к снижению (возможно, временному) рыночной цены, ибо общая масса прибыли должна увеличиться. Энергетики не могут, как правило, увеличивать объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев при работе на сторону (ремонтные, строительно-монтажные работы, освоение технологических «хвостов» и т. п.). По мере формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей в энергетике, повидимому, может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за счет вытеснения других. Текущими мерами являются постоянное поддержание оборудования в хорошем техническом состоянии путем регулярного и качественного ремонтного обслуживания, режимная оптимизация работы оборудования, его оптимальная загрузка в каждый момент времени и др. Основные пути снижения себестоимости видны при анализе техникотехнологических факторов, определяющих величину отдельных статей эксплуатационных затрат. Естественно, в энергетике главным для повышения эффективности производства является снижение удельных расходов топлива на единицу энергии. 183 9.8. Показатели рентабельности и их анализ Рентабельность (доходность, прибыльность) – показатель экономической эффективности производства промышленного предприятия, который отражает конечные результаты хозяйственной деятельности. 1. Показатель рентабельности производственных фондов – отношение прибыли (πч, р./год) к величине производственных фондов (Fпр): r = πч / Fпр . (9.21) Отвечает на вопрос: сколько рублей прибыли дает каждый рубль, вложенный в производственные фонды. В зависимости от разновидностей прибыли рентабельность может быть балансовой (rб) или расчётной (rр): rб = πв / Fпр = πв / (Fосн + Fоб ) (9.22) rр = πч / Fпр = πч / (Fосн + Fоб ) . (9.23) или 2. Показатель рентабельности производства (rп-б и rп-р) – отношение прибыли (валовой или чистой) к издержкам производства: rп-б = πв / И (в долях единицы), (9.24) rп-р = πч / И (в долях единицы). (9.25) Рентабельность производства показывает, насколько продажная цена продукции выше себестоимости. Это хорошо видно после некоторых преобразований данных формул: rп = (R – И) / И = R / И – 1 = Ц / S – 1. (9.26) Этот показатель может использоваться для государственного контроля и регулирования рыночных цен. Распределение общей прибыли предприятия между производственными подразделениями, например, между предприятиями, входящими в энергосистему, представляет собой довольно сложную хозяйственную задачу. Базой таких расчетов является условная (приведенная) мощность предприятий, входящих в энергетическую систему. Для электростанций – это их реальная установленная мощность в кВт или МВт. Для остальных подразделений энергосистемы – сетевых предприятий, диспетчерской службы, ремонтных заводов, строительных организаций, транспортных (автомобильных и железнодорожных) хозяйств, аппарата управления и других – устанавливается их условная производительность в условных кВт или МВт. 184 Кроме того, при распределении общей прибыли учитываются производственно-хозяйственные факторы, среди которых наиболее существенное значение имеют следующие: 1) коэффициент эффективного использования установленной мощности – отношение рабочей (располагаемой) мощности к установленной или просто рабочая мощность (этот показатель может применяться только для электростанций); 2) годовое количество энергии, отпущенной потребителям (очевидно, также только для электростанций); 3) численность персонала на предприятии; 4) другие оценочные показатели, свидетельствующие об успешной и эффективной работе, например: соблюдение сметы производственных затрат или снижение расходов против сметы; уровень расхода энергии на собственные нужды и величины потерь в сетях (абсолютные и относительные, %); производительность труда (в энергетике обычно оценивается коэффициентом обслуживания – отношением установленной или приведенной мощности к численности работников) и т. п. В зарубежной практике анализа финансово-хозяйственной деятельности предприятия применяются три основные группы показателей рентабельности: показатели рентабельности продаж, рентабельности активов и капитала. 1. К показателям рентабельности продаж относятся: коэффициент чистой рентабельности продаж – рассчитывается как отношение чистой прибыли к выручке от реализации и характеризует долю чистой прибыли в объеме продаж предприятия; коэффициент рентабельности продаж по маржинальному доходу – определяется как отношение маржинального дохода, т. е. выручки от реализации за вычетом переменных затрат, к выручке от реализации; коэффициент продаж по прибыли от реализации – исчисляется как отношение прибыли от реализации к выручке от реализации. В некоторых случаях в числителе формулы может использоваться не прибыль от реализации, а прибыль до вычета налога, процентов и амортизации (балансовая прибыль). 2. Показатель рентабельности активов отражает степень доходности использования активов предприятия и определяется как отношение прибыли предприятия и выплаченных процентов по кредитам к средней величине балансовой стоимости активов предприятия. В числителе может также использоваться значение чистой прибыли предприятия. 185 Рентабельность активов рассчитывается как произведение показателей рентабельности продаж и оборачиваемости активов предприятия. Таким образом, прибыль предприятия, полученная с каждого рубля средств, инвестированных в его активы, зависит от скорости оборачиваемости имущества и от доли прибыли в выручке предприятия. Для целей анализа рентабельности активов обычно используют следующую функциональную зависимость: R (9.27) rpa ч , Fб R где rpa – рентабельность активов; R – выручка от реализации; Fб – средняя величина балансовой стоимости активов; πч – чистая (расчетная) прибыль предприятия. Факторный анализ рентабельности активов позволяет выявить, что является причиной недостаточно высокого уровня этого показателя: рентабельность продаж, оборачиваемость активов или оба этих коэффициента вместе. Рост рентабельности реализованной продукции может быть достигнут путем повышения цен на продукцию, экономии затрат, увеличения доли более рентабельных видов продукции в структуре реализации. Повышение скорости оборачиваемости активов обеспечивается ростом объема продаж при сохранении активов на прежнем уровне или снижением величины активов, в частности, в случаях: снижения материально-производственных запасов при сохранении эффективного контроля за их уровнем; ускорения оборачиваемости дебиторской задолженности; выявления и реализации избыточных активов, не приносящих экономических выгод для предприятия. 3. Коэффициент рентабельности собственного капитала представляет наибольшую аналитическую ценность для инвесторов, так как отражает степень эффективности использования акционерного капитала предприятия и является косвенной характеристикой доходности инвестиций акционеров в бизнес. Рентабельность собственного капитала обычно определяется как отношение чистой прибыли акционерного общества к величине балансовой стоимости его собственного капитала. В состав собственных средств принято включать величину капитала, инвестированного акционерами, и сумму резервов, созданных за счет чистой прибыли акционерного общества. Рентабельность собственного капитала зависит от нормы чистой рентабельности продаж, оборачиваемости активов и соотношения общей величины капитала 186 и собственного капитала предприятия. Низкое значение коэффициента рентабельности собственного капитала может быть обусловлено как низкой долей прибыли в цене, реализованной предприятием продукции, наличием избыточных активов или непродуктивным использованием производственных мощностей, так и излишней мобилизацией акционерного капитала. Глава 10 УЧЁТ И ОТЧЁТНОСТЬ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ ПРЕДПРИЯТИИ 10.1. Место учета в системе управления производственнохозяйственной деятельностью энергопредприятий Управление производством предполагает воздействие администрации на ход хозяйственного процесса в целях увеличения прибыли за счет повышения эффективности производства. Собственно управление сводится к принятию оптимальных решений, организации контроля, оперативного регулирования и оценке полученных результатов. Основой разработки и реализации управленческих решений является достоверная информация о состоянии управляемого объекта и его окружения, выполнении управляющих команд и выходных обобщающих результатах. Информационная система состоит из взаимосвязанных подсистем: конструкторской, технологической, экономической информации и др. Причем для энергетического предприятия важна не только внутренняя информация, но и информация системного характера, характеризующая состояние энергосистемы, место и роль данного энергопредприятия в обеспечении единого графика электрической нагрузки потребителей. Особенно это относится к оперативной информации. Энергопредприятие может принимать управленческие решения только в рамках определенного для него энергосистемой объема производства в целях обеспечения заданных графиков нагрузки и снижения себестоимости электрической и тепловой энергии. Рассмотрение получения максимальной прибыли в качестве целевой функции управления энергетическим производством возможно лишь на уровне энергосистемы. Если энергопредприятие входит в состав энергосистемы, то целевая функция управления – минимизация себестоимости продукции. Для ав- 187 тономного энергопредприятия целью управления может быть получение максимальной прибыли, завоевание своей доли рынка и т. д. Экономическая информация является наиболее значимой в принятии управленческих решений. Экономическая информация разделяется на следующие виды: плановая, нормативная (нормы, нормативы, тарифные ставки и т. д.), учетная (данные бухгалтерского, статистического и оперативного учета), прочая информация (данные аудиторских проверок, ревизий, объяснительных докладных записок, переписок с другими организациями и т. п.). Контроль и оперативное регулирование осуществляются в основном по данным планов, оперативного и бухгалтерского учета. Для оценки результатов управленческих решений используются, как правило, данные планирования и бухгалтерского учета. В комплекс задач управления производственно-хозяйственной деятельностью энергетических предприятий входят: оперативный (в натуральном и стоимостном выражении) учет движения материалов на складах; оперативный учет движения топлива; учет и анализ информации об отключениях оборудования; контроль за ходом выполнения ремонтов основного оборудования электростанций и предприятий электрических и тепловых сетей; расчет годового графика вывода в ремонт основного оборудования по согласованию с диспетчерским управлением; расчет плановых и фактических показателей производственнохозяйственной деятельности; анализ технико-экономических показателей; составление сводок о выработке и отпуске энергии в целом по электростанции и отдельным агрегатам; учет и анализ кадров; учет и анализ труда и заработной платы; учет основных средств предприятия; учет оборотных средств; учет финансовых вложений и нематериальных активов; учет расчетов с поставщиками и подрядчиками. 10.2. Виды и краткая характеристика учета На энергопредприятиях и в энергосистемах используются оперативно-технический, статистический и бухгалтерский учеты. Каждый вид учета имеет свое предназначение и особенности. Оперативно-технический учет служит для оказания воздействия на ход производственного процесса в краткосрочный период времени – 188 час, сутки и т. д. Этот вид учета обеспечивает непрерывное поступление информации о деятельности предприятия. Он тесно связан с оперативным планированием и позволяет анализировать такие показатели, как удельные расходы топлива, расход электроэнергии на собственные нужды, выполнение графиков нагрузки энергооборудования, количество произведенной и отпущенной энергетической и других видов продукции. Этот вид учёта применяется как на уровне электростанции, так и в энергосистеме. Организация оперативно-технического учета в энергетике связана с широким использованием автоматизированных систем управления (АСУ). Главное достоинство АСУ при анализе производственнохозяйственной деятельности – это оперативность, быстрота, точность и объективность, выдача информации в готовом виде (таблица, текст, график), возможность накопления большого количества информации для последующего статистического и бухгалтерского учета. Статистический учет имеет своей задачей установление закономерностей или тенденций изменения во времени техникоэкономических показателей, отражающих результаты деятельности энергосистемы, энергопредприятий и их подразделений. Этот вид учета позволяет выявить тенденции развития производства, найти «узкие» места и наметить пути совершенствования хозяйствования. Статистический учет основан на обработке статистической информации, выявлении динамики изменения показателей. Он позволяет на основе количественных данных получить качественные характеристики. Для использования материалов статистического учета необходимо получение средних величин. В этих целях необходимо: произвести группировку исходных данных по характерным признакам; обеспечить качественную однородность показателей (по сезону и т. д.); выявить наибольшее и наименьшее значения показателя в рассматриваемом периоде; выбрать вид средней величины. При проведении статистического учета используются разные виды средней величины, что зависит от типа задачи. При наличии прямо пропорциональной линейной зависимости между показателями (например: цена на топливо и издержки производства, тариф на электроэнергию и прибыль, переменные издержки и объем производимой энергии и т. д.) используется средняя арифметическая величина. Если зависимость обратно пропорциональная (например: условно-переменная составляющая себестоимости и объем произведенной продукции, удельная числен189 ность персонала и общая мощность энергопредприятия и т. д.), то можно применять среднегармоническую величину. При определении среднего темпа роста (отношение показателя последующего периода к предыдущему) применяются среднегеометрические величины. В статистическом учете используются также экономические индексы, которые бывают индивидуальными и общими. Под индивидуальным индексом понимается изменение конкретного показателя во времени (например: индекс инфляции по цене топлива, индекс инфляции по уровню оплаты труда и т. д.). Общий индекс характеризует средневзвешенное изменение совокупности показателей во времени (например: общий индекс инфляции за определенный период). По выбору базы для определения индекса они делятся на базисные и цепные. Базисные индексы отражают значение показателей различных периодов по отношению к показателю одного базового периода. Цепные индексы – это отношение двух соседних показателей последующего к предыдущему. Пример 1. Динамика цен на природный газ и формулы расчета индивидуальных базисных и цепных индексов представлены в общем виде в табл. 10.1. Таблица 10.1 Определение базисных и цепных индексов для цены природного газа Год Цена на природный газ Базисный индекс Цепной индекс 0 Ц0 1 1 1 Ц1 Ц1/Ц0 Ц1/Ц0 2 Ц2 Ц2/Цo Ц2/Ц1 3 Ц3 Ц3/Цо Ц3/Ц2 Пример 2. Требуется определить общий индекс инфляции потока платежей, если известны индексы по отдельным показателям, входящим в состав, которые представлены в табл. 10.2. Общий индекс инфляции определяется по формуле R i К12 iК12 И12 iИ12 . (10.1) I об 12 R12 R1 iR1 K1 iK1 И1 iИ1 Таблица 10.2 Определение общего индекса инфляции потока платежей 190 Год Показатель Обозначение Индивидуальный цепной индекс инфляции 1 Капиталовложения Издержки Объем реализованной продукции К1 И1 R1 iК1 iИ1 iR1 2 Капиталовложения Издержки Объем реализованной продукции К12 И12 R12 iК12 iИ12 iR12 Бухгалтерский учет отражает хозяйственные процессы, движение средств предприятия и хозяйственные операции с материальными и денежными ресурсами. Бухгалтерский учет ведется методом двойной записи. Построение бухгалтерского учета отражает кругооборот хозяйственных средств и процессов. Он основан на строгом документировании всех хозяйственных операций и оперирует с фактической информацией. Бухгалтерия предприятия ведет учет всех средств в денежной оценке, а основных средств и материальных ценностей – как в денежной, так и в натуральной форме. Для ежедневного отражения хозяйственных операций ведется текущий бухгалтерский учет. Ежемесячно и поквартально составляется периодическая бухгалтерская отчетность. По итогам года составляется годовой бухгалтерский отчет. Отчетность отражает основные результаты финансово-хозяйственной деятельности и состояние хозяйственных процессов в бухгалтерском балансе, отчете о финансовых результатах, отчете о движении денежных средств предприятия и в другой установленной отчетности. Бухгалтерская служба должна выполнять следующие основные функции: обеспечение контроля за наличием и движением имущества, использованием материальных, трудовых и финансовых ресурсов; своевременное предупреждение негативных явлений в хозяйственной и финансовой деятельности, выявление и мобилизация внутрихозяйственных резервов; формирование полной и достоверной информации о хозяйственных процессах и результатах деятельности предприятия, необходимой для оперативного руководства и управления. 10.3. Предмет бухгалтерского учёта Учет возник одновременно с появлением человеческой цивилизации. К концу XV в. сложилась теория бухгалтерского учета, основанная на двойной записи. Основоположником теории учета считается известный ученый эпохи Возрождения Лука Пачоли (1445–1515 гг.). В его произведении «Сумма арифметики, геометрии, учение о пропорциях 191 и отношениях» в разделе «Трактат о счетах и записях» обобщается и развивается накопившийся к тому времени опыт ведения учета. Бухгалтерский учет законодательно определяется как упорядоченная система сбора, регистрации и обобщения в денежном выражении информации об имуществе, капитале, обязательствах и их движении путем сплошного непрерывного и документального учета всех хозяйственных операций. Предмет бухгалтерского учета – финансово-хозяйственная деятельность предприятия. Объектами бухгалтерского учета являются: имущество предприятия, капитал, обязательства, хозяйственные операции, осуществляемые предприятиями в процессе хозяйственной деятельности. Кроме того, к объектам бухучета должны быть отнесены финансовые результаты хозяйственной деятельности, источники финансирования проводимых операций, информация о которых обязательно и неизбежно отразится на счетах бухучета, оценка и проверка финансового состояния фирмы. Имущество или хозяйственные средства делятся на внеоборотные и оборотные активы. Внеоборотные активы: вложения во внеоборотные активы, основные средства, нематериальные активы, доходные вложения в материальные ценности, долгосрочные (более года) финансовые вложения. Оборотные активы: производственные запасы и затраты, денежные средства, средства в расчетах (дебиторская задолженность), краткосрочные (менее года) финансовые вложения и т. д. Источники образования хозяйственных средств делятся на собственные и заемные. Собственные источники включают в себя уставный капитал, прибыль, резервный капитал, добавочный капитал, резервы. Заемные источники – это кредиты банков, займы предприятий, а также и кредиторская задолженность (сумма долгов предприятия перед поставщиками, по выданным векселям, начисленная, но не выданная заработная плата, задолженность по платежам в бюджет, перед прочими организациями и лицами и т. д.). Следует обратить внимание на различие между кредиторской и дебиторской задолженностью. Если кредиторскую задолженность относят к источникам образования хозяйственных средств, то дебиторская задолженность – это долги предприятию, неполученные в настоящий момент деньги. Хозяйственные операции можно назвать фактами хозяйственной жизни. Каждая операция должна подтверждаться соответствующими документами. Операции могут быть двусторонними, т. е. совершаться независимыми партнерами (купля-продажа) и односторонними (начис- 192 ление амортизации основных средств, отражение потерь от стихийных бедствий). Задачи бухгалтерского учета: формирование полной и достоверной информации о деятельности организации, ее имущественном положении; контроль над использованием материальных, трудовых и финансовых ресурсов; выявление внутрихозяйственных резервов; предотвращение отрицательных результатов хозяйственной деятельности. Требования, предъявляемые к бухгалтерскому учету: непрерывность, обособленный учет собственного имущества организации, использование принципа двойной записи, тождество данных синтетического и аналитического учета, раздельный учет текущих затрат от капитальных вложений. Пользователями бухгалтерской информации являются в первую очередь руководители предприятия. Собственники, совладельцы и первые руководители заинтересованы в информации о прибыльности и ликвидности. Менеджеры и специалисты – в информации о сумме и норме прибыли, себестоимости и рентабельности отдельных изделий. Сторонним пользователям с прямым финансовым интересом необходимы сведения о ликвидности и платежеспособности. Сторонние пользователи с косвенным финансовым интересом имеют право пользоваться не только отчетной, но и всей другой учетной информацией, необходимой для проверки правильности уплаты различных налогов, при этом они обязаны хранить доверенную им коммерческую тайну. Задача бухгалтера состоит не просто в том, чтобы «рисовать» цифры, понятные ему самому, а в том, чтобы донести результаты своей работы до других. Часто приходится разъяснять приведенные им цифры, писать объяснительные письма, порой ему необходимо связываться с людьми, чтобы выяснить, какая бухгалтерская информация им необходима или объяснять, какую информацию он может предоставить. 10.4. Метод бухгалтерского учета Метод бухгалтерского учета включает в себя совокупность специальных приемов и способов, обеспечивающих контроль за движением хозяйственных средств и их источников. К ним относят: 1) метод документации; 2) метод инвентаризации; 3) метод калькуляции; 4) метод ведения счетов бухгалтерского учета и двойной записи; 5) балансовый метод. Рассмотрим каждый метод в отдельности. 1. Документирование. Документ в переводе с латинского языка означает свидетельство, доказательство. В бухучете каждая хозяй193 ственная операция фиксируется документом. Он подтверждает факт свершения хозяйственной операции или право ее совершения (денежный чек). Сведения в документах называются реквизитами. Доказательную, юридическую силу имеют только правильно и вовремя составленные документы. 2. Инвентаризация – сверка документов бухучета с фактическим наличием товарно-материальных ценностей на предприятии по местам их хранения. Она необходима для того, чтобы своевременно выявить ошибки в учете и проверить сохранность материальных ценностей у ответственных лиц. Инвентаризации подлежит все имущество организации независимо от его местонахождения и все виды финансовых обязательств (например, дебиторская и кредиторская задолженности). Кроме того инвентаризации подлежат производственные запасы и другие виды имущества, не принадлежащие организации, но числящиеся в бухгалтерском учете (находящиеся на ответственном хранении, арендованные, полученные для переработки и т. д.). 3. Калькулирование – это способ учета затрат на производство и продажу продукции (работ и услуг). 4. Метод ведения счетов бухучета и двойной записи. Счета – это учетные регистры, в которых записываются хозяйственные операции. Они являются способом группировки и текущего отражения экономически однородных хозяйственных средств и их источников с целью контроля за ними. Счета делятся на активные, пассивные и активно-пассивные. На активных счетах отражают состояние и движение хозяйственных средств предприятия. Это такие счета, как «Основные средства», «Материалы», «Готовая продукция», «Товары», «Касса», «Валютные счета», «Расчетные счета» и т. д. На пассивных счетах отражают источники формирования и целевое назначение средств: уставный капитал, добавочный капитал, резервный капитал, кредиты, расчеты с персоналом по оплате труда и т. д. Активно-пассивные счета отражают либо какие-то расчеты (с учредителями, дочерними предприятиями, дебиторами, кредиторами и т. д.). Результат по этим расчетам может быть положительным и отрицательным. Такие счета могут иметь как одно, так и два сальдо. Либо это счета, с помощью которых подводятся итоги. Это счет «Прибыли и убытки», а также счета «Продажи» и «Прочие доходы и расходы». Итоговая сумма, записанная по дебету счета, – дебетовый оборот. Итоговая сумма, записанная по кредиту счета, – кредитовый оборот. 194 В конце месяца по счету выводят обороты и подсчитывают остаток – сальдо. Таблица 10.3 Схема активного счета ДЕБЕТ Увеличение КРЕДИТ Уменьшение Сальдо активного счета = сальдо начальное (дебетовое) + оборот по дебету – оборот по кредиту. Таблица 10.4 Схема пассивного счета ДЕБЕТ Уменьшение КРЕДИТ Увеличение Сальдо пассивного счета = сальдо начальное (кредитовое) + кредитовый оборот – дебетовый оборот. Таблица 10.5 Пример активно-пассивного счета Дебет «Расчеты с дебиторами и кредиторами» Кредит Увеличение дебиторской за- Уменьшение дебиторской долженности и уменьшение задолженности и увеличение кредиторской задолженности кредиторской задолженности Сальдо по этому счету может быть и по дебету, и по кредиту одновременно. Таблица 10.6 Пример активно-пассивного счета Дебет Убытки «Прибыли и убытки» Кредит Прибыль Кредитовое сальдо по данному счету означает, что предприятие получило прибыль; дебетовое сальдо означает, что результат хозяйственной деятельности отрицательный (получен убыток). 195 Каждая хозяйственная операция отражается по дебету и кредиту различных счетов равными суммами. Такой способ отражения называют способом двойной записи. Он позволяет устанавливать взаимосвязь объектов учета, осуществлять контроль за хозяйственной деятельностью предприятия. Эти взаимосвязанные счета, на дебете и кредите которых отражаются одни и те же суммы, называют корреспондирующими. Запись, указывающая наименование дебетуемого и кредитуемого счетов, называется корреспонденцией счетов или бухгалтерской проводкой. Примеры бухгалтерских проводок Операция 1. Поступили деньги на расчетный счет из кассы на сумму 5000 р.: Дебет – «Расчетные счета», Кредит – «Касса». Операция 2. Пополнение резервного капитала за счет прибыли на сумму 10000 р.: Дебет – «Прибыли и убытки», Кредит – «Резервный капитал». Операция 3. Получено материалов от поставщиков на сумму 15000 р.: Дебет – «Материалы», Кредит – «Расчеты с поставщиками». Операция 4. Произведены расчеты с банком по краткосрочной ссуде на сумму 8000 р.: Дебет – «Краткосрочная ссуда», Кредит – «Расчетный счет». Примеры проводок по списанию дебиторской и кредиторской задолженности Операция 1. Списаны безнадежные долги на сумму 60 тыс. р.: Дебет 91, Кредит 76. Операция 2. Списана невостребованная кредиторская задолженность на сумму 1 тыс. р.: Дебет 76, Кредит 91. Результат по двум операциям – убыток в 59 тыс. р. 5. Балансовый метод. Всё, что подлежит учету, можно рассматривать с двух позиций: что представляет собой данный объект учета и за счет каких источников он был приобретен. Это и положено в основу балансового метода (приема). Он реализуется следующим образом. Составляется двухсторонняя таблица: левая часть – актив, правая часть – пассив. В активе отражаются все хозяйственные средства по их видам, а в пассиве – источники их приобретения или образования. 196 Итог актива всегда равен итогу пассива, т. к. и в активе, и в пассиве отражаются одни и те же хозяйственные средства, сгруппированные по разным признакам. В активе приводятся сведения о следующем: внеоборотных активах – это основные средства, нематериальные активы, доходные вложения в материальные ценности, незавершенное строительство; оборотных активах – это запасы, незавершенное производство, готовая продукция, остатки денежных средств, дебиторская задолженность и т. д. Пассив показывает финансовые источники, использованные при формировании хозяйственных средств. Это – уставный капитал, прибыль, кредиты, расчеты с персоналом по оплате труда, расчеты с поставщиками и др. Зная экономическое значение каждой статьи баланса, можно судить о том, насколько улучшилось или ухудшилось состояние средств предприятия, правильно ли они размещены, каковы финансовые результаты. Баланс представляется ежеквартально по форме № 1. Он составляется на основе информации, отраженной на счетах бухгалтерского учета. 10.5. Особенности бухгалтерского учета на энергопредприятиях Особенности энергетической отрасли проявляются и в организации работы бухгалтерии. Функции, взаимосвязь бухгалтерии и иных уровней и их задачи определяются условиями формирования собственных средств энергопредприятий (уставного капитала, основного финансового результата деятельности – прибыли). В состав РАО «ЕЭС России» входят генерирующие мощности ряда крупных электростанций, ЦДУ, межсистемная транспортная сеть РАО «ЕЭС России». Стоимость основных средств этих подразделений определила размер акционерного капитала РАО «ЕЭС России». За пользование сетями, услугами ЦДУ и других подразделений РАО «ЕЭС России» взимается абонементная плата с АО «Энерго» по установленному тарифу. Поэтому бухгалтерия РАО «ЕЭС России» занимается широким кругом вопросов, основными из которых являются: составление отчетности РАО «ЕЭС России» как предприятияналогоплательщика; составление консолидированной бухгалтерской отчетности, включающей результаты производственно-хозяйственной деятельности всех структурных подразделений РАО «ЕЭС России»; составление консолидированной отчетности с включением всех дочерних и зависимых АО «Энерго»; 197 учет взаиморасчетов по абонентной плате, ее использование на местах на цели инвестирования; учет финансовых результатов и их использования; учет расчетов с акционерами РАО «ЕЭС России»; учет коммерческой деятельности РАО «ЕЭС России» на рынке ценных бумаг; методология учета и отчетности в электроэнергетическом комплексе; учет доходов от участия в деятельности других предприятий (дочерних и зависимых обществ, например АО «Энерго») и от вкладов в совместное строительство объектов энергетики; учет основных средств и их амортизации, учет незавершенного строительства, затрат на производство, расчеты по оплате труда персонала общества и учет управленческих расходов РАО «ЕЭС России»; учет взаимоотношений с бюджетом; учет начисления и уплаты налогов с распределением по территориям; формирование учетной политики РАО «ЕЭС России»; участие в разработке стратегических финансовых планов РАО «ЕЭС России»; контроль за выполнением графика документооборота и сроков представления отчетности подразделениями РАО «ЕЭС России»; анализ производственно-хозяйственной деятельности. Производство и реализацию энергетической продукции можно рассматривать как совместную деятельность электростанций, ПЭС, ПТС, других общесистемных подразделений АО «Энерго» При акционировании АО «Энерго» выпустили и реализовали акции на сумму, соответствующую стоимости имущества энергопредприятий и других подразделений, входящих в их состав. Владельцем контрольного пакета акций АО «Энерго» является РАО «ЕЭС России». Остальные акции были распределены в основном между работниками энергетических предприятий и подразделений. Расчеты с акционерами АО «Энерго» могут проводиться только на уровне энергосистемы. На этом же уровне выявляется прибыль и определяются направления ее использования в соответствии с решением собрания акционеров. Задачи, решаемые бухгалтерией АО «Энерго», включают: составление консолидированной бухгалтерской отчетности, включающей результаты производственно-хозяйственной деятельности всех подразделений АО «Энерго»; учет взаиморасчетов с РАО «ЕЭС России»; 198 учет финансовых результатов и их использования; учет расчетов с подразделениями АО «Энерго» (электростанциям, ПЭС, ПТС и т. д.); учет расчетов с акционерами АО «Энерго»; учет расчетов с потребителями; учет производственных и управленческих расходов АО «Энерго»; учет начисления и уплаты налогов; формирование учетной политики АО «Энерго»; участие в разработке финансовых планов АО «Энерго»; контроль за выполнением графика документооборота и сроков представления отчетности подразделениями АО «Энерго»; анализ производственно-хозяйственной деятельности. Бухгалтерии электростанций ведут учет всех видов материальных затрат (состава производственных запасов, затрат на производство энергетической и других видов продукции), учет основных средств, нематериальных активов и финансовых вложений, учет денежных средств энергопредприятий, учет расчетов с поставщиками и подрядчиками, учет оплаты труда. По данным бухгалтерского учета рассчитывается фактическая себестоимость отпущенной энергетической продукции. Если электростанция проводит и реализует побочную и сопутствующую продукцию, то бухгалтерия определяет прибыль от ее реализации и рассчитывает налоги по этим видам продукции. Бухгалтерская служба на энергопредприятиях, в АО «Энерго», в РАО «ЕЭС России» подчиняется непосредственно руководителю (директору, президенту), являясь самостоятельной структурной единицей. Руководит всей бухгалтерской службой главный бухгалтер. Он является руководителем и организатором учета и контроля на предприятии и несет ответственность за соблюдение методологических основ ведения бухгалтерского учета. Он подчиняется только руководителю предприятия. Ответственность за организацию бухгалтерского учета несет руководитель предприятия. Бухгалтерия на энергопредприятиях подразделяется на структурные группы, каждая из которых выполняет свою функцию. Различают предметное и функциональное разделение учетного труда. Предметное (линейное, оперативное) разделение труда полагает, что группа работников (или один работник) ведет учёт какого-либо цикла от начала до конца. Например, учет затрат основного производства (производства электроэнергии, теплоты) ведет группа или отдел учета затрат на производство, учет затрат вспомогательного производ- 199 ства (по ремонтному цеху) – группа или отдел учета вспомогательных производств и т. д. При функциональном разделении каждый работник или группа выполняет какие-либо однородные операции (функции), пример, при учете оплаты труда один работник принимает и проверяет первичные документы, другой исчисляет по ним размер заработной платы и начислений на нее, третий составляет учётные регистры. Наиболее часто практикуется смешанное разделение труда, которое совмещает преимущества функционального и предметного. На структуру бухгалтерского аппарата влияет также численность работников, объем учетно-отчетных и контрольных работ, их значимость, сложность и содержание. В бухгалтерии АО «Энерго» могут создаваться специализированные подразделения по капитальному строительству. Бухгалтерия электростанций, ПЭС, ПТС может включать и функции финансового отдела. В этом случае в ее состав включается финансовая группа. В настоящее время наиболее распространена централизованная форма организации учета, при которой все учетные работы сосредоточены в единой бухгалтерии, что позволяет эффективно использовать средства предприятия, усилить контроль, расширить возможности экономического анализа. 200 ПРИЛОЖЕНИЕ Изменение структуры электроэнергетической отрасли в ходе современного этапа реформирования ГЕНКОМПАНИИ 5-7 ЦДУ ОДУ Межсистемные линии электропередач АЭС Минатома Иные субъекты рынка, независимые от РАО ЕЭС РАО «ЕЭС России» РАО «ЕЭС России» Федеральные электростанции АО «Энерго» (генерация, передача, сбыт) 72 2 стадия (2004–2006 гг.) АО «Энерго» (генерация, сбыт) 50–60 Дочерние сетевые общества АО «Энерго» Федеральная сетевая компания Системный оператор (ЦДУ + ОДУ) Генерирующие компании на базе АЭС Минатома 1–2 Иные субъекты рынка, независимые от РАО ЕЭС АТС Общество, управляющее генерацией 1 стадия (2001–2004 гг.) 3 стадия (2006–2008 гг.) ГЕНКОМПАНИИ 5-7 АО «Энерго» (генерация, сбыт) 50–60 Дочерние сетевые общества АО «Энерго» РАО «ЕЭС России» Начальное состояние Федеральная сетевая компания Системный оператор ГЕНКОМПАНИИ 5–7 АО-энерго (генерация, сбыт) менее 40 РАО «ЕЭС России» Федеральная сетевая компания + Системный оператор Генерирующие компании АЭС Генерирующие компании АЭС АТС Иные субъекты рынка Независимые сбытовые компании АТС Иные Независимые субъекты рынсбытовые ка компании СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 1. О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в РФ: Федеральный закон от 14 апреля 1995 г. № 41– Ф3 (в ред. Федеральных законов от 11.02.1999 № 33–ФЗ, от 10.01.2003 № 6–ФЗ, от 26.03.2003 № 38–ФЗ, от 07.07.2003 № 125–ФЗ) // Собрание законодательства Российской Федерации. – 1995. – № 14. – Ст. 1065. 2. О реформировании электроэнергетики Российской Федерации: Постановление Правительства Российской Федерации от 11 июля 2001 г. № 526 // Собрание законодательства Российской Федерации. – 2001. – № 29. – Ст. 3032. 3. О федеральном (общероссийском) оптовом рынке электрической энергии (мощности): Постановление Правительства РФ от 12 июля 1996 г. № 793 // Собрание законодательства Российской Федерации. – 1996. – № 28. – Ст. 2801. 4. Дьяков А. Ф., Максимов Б. К., Молодюк В. В. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития: учебное пособие / Под ред. А. Ф. Дьякова. – М.: Изд-во МЭИ, 2000. – 138 с. 5. Израэль Ю. А., Назаров И. М., Нахутин А. И. и др. Вклад России в изменение концентрации парниковых газов в атмосфере // Метеорология и гидрология. – 2002. – № 5. – С. 15–25. 6. Израэль Ю. А., Назаров И. М., Нахутин А. И. и др. Эмиссия парниковых газов в Росси // Бюллетень по атомной энергии. – 2002. – № 3. – Т. 33. – С. 11–19. 7. Кудрявый В. В. Об альтернативе проектируемому варианту реформирования отечественной энергетики // РЭЖ. – 2002. – № 10. – С. 75. 8. Литвак В. В. Основы регионального энергосбережения (научнотехнические и производственные аспекты). – Томск: Изд-во НТЛ, 2002. – 300 с. 9. Менеджмент в электроэнергетике: учебное пособие / А. Ф. Дьяков, В. В. Жуков, И. И. Левченко и др.; под ред. А. Ф. Дьякова. – М.: Изд-во МЭИ, 2000. – 448 с. 10. Можаева С. В. Экономика энергетического производства: учебное пособие. – СПб: Изд-во «Лань», 2003. – 208 с. 11. Рынки электроэнергии: проблемы развития / Отв. ред. В. П. Пфаффенбергер, Л. Б. Меламед, М. В. Лычагин. – Новосибирск: Изд-во СО РАН, 1999. – 223 с. 12. Экономика и управление в энергетике: учебное пособие для студ. сред. проф. учеб. заведений / Т. Ф. Басова, Н. Н. Кожевников, Э. Г. Леонова и др.; под ред. Н. Н. Кожевникова. – М.: Издательский центр «Академия», 2003. – 384 с. 202 ОГЛАВЛЕНИЕ ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………….3 РАЗДЕЛ 1 ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ И ЭКОНОМИКА РОССИИ………4 Глава 1. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС В СОСТАВЕ НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ ....................... 4 1.1. Состав и структура топливно-энергетического комплекса ....................4 1.2. Характеристика ТЭК России на современном этапе развития ....................6 1.3. Электроэнергетическая отрасль. Электрические станции ...................... 7 1.4. Состав электроэнергетических систем ................................................... 12 1.5. Основы экономики формирования энергосистем .................................14 Глава 2. ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ РОССИИ И ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЕ: ПРОБЛЕМЫ И РЕШЕНИЯ ..........19 2.1. Проблемы энергетического развития и концепция устойчивого развития. Вопросы энергосбережения ............................. 19 2.2. Энергетические ресурсы и их классификация .......................................31 2.3. Вторичные энергетические ресурсы ....................................................... 35 2.4. Потребление и производство энергетических ресурсов ....................... 36 Глава 3. СТРУКТУРНЫЕ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ОТРАСЛИ............................... 38 3.1. Общие законы рыночной экономики ...................................................... 38 3.2. Российское акционерное общество «Единая электроэнергетическая система России» ................................ 41 3.3. Основы процесса реформирования электроэнергетической отрасли и его этапы .................................................................................................44 3.4. Предпосылки реформирования ФОРЭМ ................................................50 3.5. Современный период структурной реформы электроэнергетики. Реструктуризация РАО «ЕЭС России» ................................................... 56 3.6. Разработка нормативно-правовой базы и принципов регулирования 63 РАЗДЕЛ 2 ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ПРЕДПРИЯТИЯ………………………..67 Глава 4. МАРКЕТИНГ И ЕГО РОЛЬ В ЭКОНОМИКЕ ........................... 67 4.1. Стадии развития маркетинга....................................................................67 4.2. Маркетинговая внешняя среда ................................................................ 69 4.3. Маркетинг как концепция рыночного управления................................ 70 4.4. Товар «электрическая энергия» и его основные характеристики .......74 4.5. Рынок электрической энергии. Конкурентоспособность электроэнергии как товара .......................................................................79 Глава 5. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ ФОНДЫ ЭНЕРГЕТИКИ ..................86 5.1. Основные фонды энергетики ...................................................................86 5.2. Производственные мощности в энергетике ...........................................95 5.3. Оборотные фонды и оборотные средства...............................................97 5.4. Показатели использования производственных фондов и производственных мощностей ...........................................................101 203 Глава 6. ТРУД, КАДРЫ И ОПЛАТА ТРУДА В ЭНЕРГЕТИКЕ.………………105 6.1. Организация труда в энергетике ...........................................................105 6.2. Заработная плата на энергопредприятиях ............................................111 Глава 7. ИЗДЕРЖКИ И СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА В ЭНЕРГЕТИКЕ…………………………………………………………….120 7.1. Классификация производственных затрат ...........................................120 7.2. Зависимость издержек и себестоимости от объема производства....126 7.3. Анализ факторов, определяющих величину основных составляющих себестоимости продукции в энергетике .....................129 7.4. Виды себестоимости энергетической продукции ................................134 7.5. Годовые издержки и себестоимость производства на энергетических предприятиях ..........................................................138 Глава 8. ЦЕНЫ И ТАРИФЫ НА РЫНКЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ…145 8.1. Основные подходы к ценообразованию в условиях рынка ................145 8.2. Сравнительный анализ методов установления цены на электроэнергию в России и США ....................................................152 8.3. Понятие цены и тарифа в электроэнергетике ......................................155 8.4. Современные системы тарифов, используемые в России ..................160 8.5. Системы тарифов на электроэнергию за рубежом ..............................162 8.6. Анализ системы тарифов в России и за рубежом и условия их внедрения и применения .................................................166 Глава 9. РЕАЛИЗАЦИЯ, ПРИБЫЛЬ И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКЕ……………………………169 9.1. Объемные показатели промышленного производства ........................169 9.2. Сумма реализации продукции в энергетике ........................................171 9.3. Методы установления цены товара .......................................................172 9.4. Формирование цены товара или услуги ...............................................175 9.5. Прибыль: экономическое содержание, виды, расчёт ..........................177 9.6. Налогообложение предприятий, виды налогов ...................................181 9.7. Способы увеличения прибыли предприятия........................................182 9.8. Показатели рентабельности и их анализ ..............................................184 Глава 10. УЧЁТ И ОТЧЁТНОСТЬ НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ ПРЕДПРИЯТИИ………………………….187 10.1. Место учета в системе управления производственно-хозяйственной деятельностью энергопредприятий ...............................................................................187 10.2. Виды и краткая характеристика учета ................................................188 10.3. Предмет бухгалтерского учёта ............................................................191 10.4. Метод бухгалтерского учета ................................................................193 10.5. Особенности бухгалтерского учета на энергопредприятиях ...........197 ПРИЛОЖЕНИЕ……………………………………………………………………….201 СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ……………………………………………………………202 204 Людмила Михайловна Борисова Елена Анатольевна Гершанович ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИКИ Учебное пособие Научный редактор доктор экономических наук, профессор Г. А. Барышева Редактор А. А. Цыганкова Подписано к печати .06.2006. Формат 60х84/16. Бумага офсетная. Плоская печать. Усл. печ. л. 12,09. Уч.-изд. л. 10,95. Тираж 150 экз. 3аказ . Цена свободная. Издательство ТПУ. 634034, Томск, пр. Ленина, 30. 205