- •3.2. Курс лекций по дисциплине
- •Тема 1. Топливно-энергетический комплекс (тэк) и его организационно-производственная структура
- •1.1. Виды и формы предприятий отраслей тэк
- •1.2. Состав и структура тэк
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы:
- •Тема 2. Основные направления развития электроэнергетики России
- •2.1. Основные этапы развития электроэнергетики России
- •2.2. Современное состояние электроэнергетики и перспективы развития
- •Инвестиционные потребности электроэнергетики, млрд.Дол.
- •Прогноз цен на основные энергоносители (без учета инфляции)
- •2.3. Реструктуризация электроэнергетики
- •2.4. Субъекты электроэнергетики России, формируемые в процессе реформы Генерирующие компании
- •Оптовые генерирующие компании (огк)
- •Территориальные генерирующие компании (тгк)
- •Состав тгк
- •Региональные генерирующие компании (ргк)
- •Инфраструктурные компании
- •Федеральная сетевая компания и Межрегиональные магистральные сетевые компании
- •Распределительные компании
- •Администратор торговой системы (атс)
- •Сбытовые компании
- •Холдинг гарантирующих поставщиков, изолированных ао-энерго
- •Ремонтные и сервисные структуры
- •Формирование конкурентного рынка электроэнергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема3. Производственные фонды энергетики
- •Ориентировочная структура основных производственных фондов в промышленности, %
- •3.2. Амортизация основных производственных фондов
- •3.3. Оборотные фонды и оборотные средства
- •Структура нормируемых оборотных средств энергетических предприятий, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 4. Нормирование и оплата труда на энергетическом предприятии
- •4.1. Организация труда в электроэнергетике
- •4.2. Планирование численности персонала
- •4.3. Заработная плата на энергетических предприятиях
- •4.4. Пути повышения производительности труда в энергетике
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 5. Себестоимость производства и передачи энергии
- •5.1. Классификация производственных затрат
- •5.2. Деление текущих затрат на условно-постоянные и условно-переменные
- •5.3. Себестоимость электрической энергии на конденсационных электростанциях
- •5.4. Себестоимость электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях
- •Особенности зарубежных методов разнесения затрат Франция
- •Германия
- •5.5. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
- •Структура потерь электроэнергии, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 6. Финансирование электроэнергетики и электроснабжения в условиях рыночных отношений
- •6.1. Капиталовложения и их структура
- •6.2. Стадии проектирования. Характеристика затрат
- •6.3. Сметы на строительство энергопредприятий
- •6.4. Приближенные методы определения стоимости строительства
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 7.Экономическая оценка инвестиций
- •7.1. Методика определения экономической эффективности инвестиционных проектов
- •Методы дисконтирования Чистая приведенная стоимость (Net Present Value)
- •Индекс рентабельности инвестиций (Profitability Index)
- •Внутренняя норма прибыли (Internal Rate of Return)
- •Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period)
- •Простые (статические) методы
- •Простая норма прибыли
- •Простой срок окупаемости капитальных вложений
- •7.2. Источники финансирования капитальных вложений
- •7.4. Бизнес-план
- •Социальная реакция отражает информацию о социальной реакции на строительство (расширение, реконструкцию) энергообъекта, характеризующая:
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 8. Ценообразование в электроэнергетике
- •8.1. Понятие цены и тарифа
- •8.2. Методика расчета потребительских тарифов на энергию
- •8.3. Основные направления совершенствование тарифов
- •8.4. Прибыль и рентабельность в электроэнергетике
- •8.5. Ценовая политика энергокомпании
- •Контрольные вопросы:
- •Используемая литература
- •Тема 9. Основы организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.1 Организация ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.2.Основные принципы организации планово – предупредительного ремонта.
- •9.3.Способы ремонта энергооборудования.
- •9.4.Планирование ремонтов.
- •Контрольные вопросы.
- •Список используемой литературы:
- •Тема 10. Энергетический маркетинг
- •10. 1. Особенности маркетинга в электроэнергетике
- •10.2. Маркетинговые исследования на энергетическом предприятии
- •Примеры предварительных и заключительных маркетинговых исследований
- •10.3. Прогнозирование спроса на электроэнергию
- •10.4. Эластичность спроса на электроэнергию
- •Эластичность спроса в зависимости от цен на электроэнергию в одном из
- •10.5. Связи с общественностью
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 11. Управление спросом на энергию
- •11.1. Способы управления спросом
- •11.2. Стимулирование деятельности по управлению спросом
- •11.3. Мониторинг энергоэффективности
- •Контрольные вопросы Список используемой литературы:
- •Тема 12. Организация сбыта энергии
- •12.1. Функции и организация структуры энергосбытовых подразделений
- •12.2. Система учета энергопотребления
- •12.3. Надежность энергоснабжения
- •12.4. Качество энергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список использованной литературы
- •1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ п.П. Долгов и др.- м.: Высш. Шк. ,1991
- •Тема 13. Управление энергетическим предприятием
- •13.1 Видение перспективы
- •13.2. Концепция управления
- •13.3 Миссия энергетического предприятия
- •13.4. Корпоративные цели
- •13.5. Стратегия менеджмента
- •1. По объекту
- •3. По менеджерскому поведению
- •4. По темпу осуществления организационных изменений
- •5. По предметному содержанию
- •13.6. Политика менеджмента
- •Вопросы и задания для обсуждения
- •Список используемой литературы:
Контрольные вопросы:
1. Назовите стадии инвестиционного цикла и дайте их краткую характеристику,
2. Какая исходная информация необходима для оценки эффективности инвестиционного проекта?
3. Какие простые и интегральные критерии финансово-экономической эффективности инвестиций и в чем их принципиальное отличие?
4. Для чего используются понятия будущей (наращенной) и текущей (дисконтированной) стоимости?
5. Что такое норматив дисконтирования и от чего он зависит?
6. Каким образом учитываются инфляция и риски в нормативе дисконтирования?
7. Какая взаимосвязь между чистым дисконтированным доходом, внутренней нормой доходности и нормативом дисконтирования?
Список используемой литературы
1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ П.П. Долгов и др.- М.: Высш. шк. ,1991
2.Чернухин А.А. Экономика энергетики СССР.- М.: Высш. шк. ,1980
3. Щмален Г. Основы и проблемы экономики предприятия.- М.: Финансы и статистика,1996.
Тема 8. Ценообразование в электроэнергетике
8.1. Понятие цены и тарифа
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. Дифференциация цен на энергетическую продукцию (как, впрочем, и в некоторых других отраслях, например, на транспорте) производятся 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 электрическую энергию и мощность можно классифицировать следующим образом:
тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии (прямо пропорциональная оплата потребленной электроэнергии);
тариф по счетчику электроэнергии с единой оплатой за 1 кВт∙ч независимо от объема потребленной электроэнергии и абонентной платы, учитывающей фиксированные платежи, связанные с затратами на считывание показаний счетчиков, калькуляцию счетов, ведение отчетности по счетам пользователей, стоимость счетчиков и их обслуживание и т.п.;
ступенчатый (для каждого интервала потребления электроэнергии устанавливается разная оплата 1 кВт∙ч, снижающаяся для каждой последующей ступени);
обратный ступенчатый, или инверсионный (повышающийся), тариф устанавливается с разной оплатой 1 кВт∙ч для каждого интервала потребления электроэнергии, возрастающей для последующих ступеней;
дифференцированный тариф (по счетчику) со ступенчатой ставкой только для части потребленной энергии в рассматриваемом пределе;
двухставочный тариф с основной ставкой за мощность присоединенных электроприемников;
двухставочный тариф с оплатой максимальной нагрузки;
двухставочный тариф с основной ставкой за мощность потребителя, участвующую в максимуме энергосистемы;
одноставочный тариф, дифференцированный по времени суток, дням недели, декадам месяца, сезонам года;
тариф интенсивности потребления, под которым понимается отношение потребляемой энергии к потребляемой мощности;
трехставочный тариф с платой за мощность, электроэнергию и абонентной платой (присоединение к сети);
тариф с дифференцированной по времени платой за мощность;
тариф, дифференцированный по диапазонам напряжения присоединения потребителя;
тариф, учитывающий надежность и качество электроснабжения;
тариф, учитывающий экологическую ситуацию в районе потребления электроэнергии.
Следует отметить, что формирование тарифной политики, ориентированной на широкое использование рыночных форм управления спросом на электрическую энергию и мощность, является одной из актуальных задач развития рыночных отношений в электроэнергетике России.
В вертикально-интегрированной энергокомпании суммарные издержки обычно включают затраты на производство, передачу и распределение электроэнергии. Выделяются переменная составляющая издержек, которая зависит от объема производства (в основном затраты на топливо), и постоянная, зависящая только от установленной мощности энергоустановок и стоимости основных фондов компании. Постоянные издержки играют особую роль в электроэнергетике вследствие высокой капиталоемкости отрасли, необходимости создания пиковых и резервных мощностей и поддержания их в постоянной готовности к электроснабжению. В постоянных издержках иногда выделяют компонент, названный "издержками подключения потребителя" (затраты на установку и снятие показаний счетчиков; расходы на расчеты с потребителями; бухгалтерские расходы; издержки по распределению энергии).
Состав переменных и постоянных издержек должен устанавливаться нормативными калькуляциями, утверждаемыми Федеральной энергетической комиссией. Уровень отдельных элементов затрат предлагается регулировать на основе специально разрабатываемых нормативов, учитывающих конкретные условия энергоснабжения в данном регионе. В этом отношении важное значение имеют, прежде всего, нормативы:
• удельных расходов топлива на электростанциях и потерь в электросетях;
• численности эксплуатационного и ремонтного (собственного) персонала;
• отчислений в ремонтный фонд (затрат на ремонтное обслуживание);
• охраны окружающей среды;
• резервов генерирующих мощностей.
Для оптимизации издержек энергокомпании нормативный подход должен быть дополнен выбором поставщиков топлива, оборудования и ремонтных услуг исключительно на конкурсной основе. Особо актуально это для снижения ремонтных издержек в российских энергокомпаниях, учитывая общий высокий износ фондов в электроэнергетике. Таким образом, при разработке нормативов потребуется исследование соответствующих рынков.
Чтобы обеспечить стабильность тарифов, стоимостные показатели необходимо определять на основе не текущих, а перспективных оценок. С этой целью следует существенно усилить прогнозно-аналитическую деятельность как в энергокомпаниях, так и в регулирующих органах.
Особая проблема - установление нормы прибыли в стоимости обслуживания. До сих пор прибыль в большинстве российских энергокомпаний рассчитывается по статьям расходов, которые компания собирается финансировать из прибыли. Очевидно, что такой метод формирования прибыли инициирует рост средних тарифов.
Решение проблемы состоит в переходе при разработке тарифов к норме прибыли на инвестируемый капитал. Это в большей степени отвечает экономической функции прибыли как источника расширенного воспроизводства и позволяет в определенной мере преодолеть пороки затратного подхода: основной капитал как расчетная база прибыли лучше поддается контролю со стороны регулирующих органов, чем издержки. При таком подходе норма прибыли определяется исходя из структуры (источников) инвестируемого капитала и затрат на его привлечение энергокомпанией (в виде процентов и дивидендов). Если компания использует только собственные средства, то в качестве нормы прибыли может применяться средняя ставка банковского процента по долгосрочным кредитам.
Норма прибыли должна быть достаточной, чтобы гарантировать финансовую устойчивость энергокомпании и при необходимости привлекать дополнительный капитал.
Таким образом, допустимый регулирующими органами размер прибыли в тарифе определяется размером привлеченного капитала и его средневзвешенной стоимостью.
Для расчета абсолютной величины прибыли установленная регулирующими органами норма умножается на восстановительную стоимость основного капитала (фондов) за вычетом начисленной амортизации.
Вместе с тем реализация предлагаемого подхода в полной мере возможна при наличии ряда предпосылок: относительно низких темпов инфляции и эффективных процентных ставок; оценки капитала по текущей рыночной стоимости; достаточного развития фондового рынка.
На издержки и прибыль сильное влияние оказывают налоги, выплачиваемые энергокомпанией в бюджеты разных уровней. Существуют значительные различия между энергокомпаниями разных стран в отношении практики взимания налогов. Например, в Канаде доходы государственных энергокомпаний не облагаются федеральным налогом, а основным источником их финансирования являются льготные банковские кредиты, гарантируемые бюджетами провинций. В России следовало бы усилить гибкость налоговой системы в электроэнергетике в целях поддержания стабильности тарифов и стимулирования снижения издержек энергоснабжения.
Для энергокомпании, имеющей в составе генерирующих мощностей установки комбинированной выработки электроэнергии и тепла (ТЭЦ), вначале определяется общая стоимость обслуживания потребителей обоих видов энергии. Затем ее необходимо распределить между электрической и тепловой энергией. Применяются различные методы разнесения общих затрат комбинированного производства, когда эффект теплофикации либо относится на один из видов продукции целиком, удешевляя его, либо распределяется между электрической энергией и теплом. В последнем случае выгоды от комбинированной выработки получают потребители и электроэнергии, и тепло-энергии (компромиссный метод).
Опыт ряда зарубежных стран (Франции, Швеции) показывает, что в основу расчета тарифов может быть положен не только рассмотренный выше метод полных средних издержек энергокомпании, но и концепция долгосрочных предельных затрат. Она основана на учете всех затрат компании в долгосрочной перспективе, требующихся для удовлетворения прогнозируемого прироста спроса на электроэнергию - затрат на сооружение и ввод в эксплуатацию новых генерирующих мощностей. Здесь появляется возможность лучше учесть инфляцию и получить тарифы на электроэнергию, устойчивые в течение длительного периода. Однако при этом значительно возрастают требования к достоверности долгосрочных прогнозов. Кроме того, предельные затраты могут оказаться как больше, так и меньше среднегодовых. В первом случае энергокомпания будет получать сверхнормативную прибыль, что создает проблему для органов регулирования, во втором - тариф не покрывает текущие издержки на действующих электростанциях, что неприемлемо для энергокомпании. Поэтому для применения концепции долгосрочных предельных затрат требуется тщательное обоснование.
Изложенные выше предложения по совершенствованию регулирования стоимости обслуживания в вертикально-интегрированной энергокомпании в совокупности позволяют оптимизировать среднерегиональный тариф на электроэнергию на более низком уровне и стабилизировать его динамику в перспективе.