· отсутствие развитого и стабильного законодательства, учитывающего в полной мере специфику функционирования предприятий ТЭК.
Все это вызвало необходимость преобразований в электроэнергетике, которые позволят существенно увеличить объем инвестиций в отрасль, стимулировать энергокомпании к повышению прозрачности и эффективности своей деятельности, и в конечном итоге, повысят эффективность функционирования экономики России.
2. Технология выбора моделей реструктуризации регионального энергетического рынка
На основе выявленных проблем энергетики России предложен авторский методический подход к оценке эффективности моделей реструктуризации региональных энергетических компаний.
Основой методического подхода является систематизация порядка оценки экономической эффективности проведения реструктуризации энергетического рынка, выраженная в алгоритме оценки, основные этапы которого, представлены на рисунке 2.
Представленный алгоритм состоит из восьми этапов.
На первом этапе определяются модели организации экономических отношений в энергетике. Основным на данном этапе является проектирование организационной структуры регионального энергетического рынка в соответствии с выбранными моделями, к которым относятся: вертикально-интегрированная модель, модель единого закупщика, модель независимых производителей, конкурентная модель. В апробационной части диссертационной работы были постоены четыре возможные организационные структуры функционирования регионального энергетического рынка.
На втором этапе с целью оценки экономической эффективности функционирования каждого подразделения предложено построить модель оценки и управления затратами в зависимости от особенностей организационно-производственной структуры предприятия, которая влияет на оценку результатов деятельности каждого подразделения и на его вклад в общие результаты деятельности предприятия.
Рис. 2. Алгоритм оценки эффективности модели организации экономических отношений энергетического рынка
Учет и анализ затрат по центрам ответственности осуществляется на основе признания зон индивидуальной ответственности, зафиксированной в организационной структуре предприятия. В этой связи энергетические предприятия с централизованной организационной структурой управления могут быть представлены центрами ответственности по подразделениям основного и вспомогательного производства через центры затрат и центры доходов.
На третьем этапе происходит разделение затрат на условно-переменные и условно-постоянные прямые, в соответствии с методологией «директ-костинг».
Для оценки эффективности реструктуризации в диссертационной работе предлагается использовать «Модель маржинального калькулирования», которая обеспечивает точный учет затрат, относящихся к производству единицы конкретного вида продукции.
В дальнейшем при формировании модели формирования затрат энергетического производства нами будет использована модель калькулирования по переменным затратам, так как самым важным критерием классификации в данном случае является зависимость величины данного вида затрат от объема выработки тепловой и электрической энергии.
На четвертом этапе затраты по центрам ответственности основного и вспомогательного производства сливаются в укрупненные центры, которыми являются генерирующие предприятия, в т.ч. ТЭЦ, ГЭС, МТЭЦ и компания в целом.
Для реализации потенциала этих центров необходима базисная теоретическая структура модели управления издержками в виде алгоритма выявления резервов снижения текущих затрат на единицу электрической энергии. Поскольку единственным способом снижения себестоимости единицы электрической энергии являются технические нововведения, а они сопряжены с дополнительными капитальными вложениями, то необходимо иметь компактную модель для анализа этих соотношений и определения набора технических мероприятий, удовлетворяющих граничному условию целесообразности их осуществления.
На пятом этапе формируются доходы по выделенным центрам ответственности, а также с учетом их укрупнения. Доходами у генерирующих центров являются выручка от производства и реализации энергии сбытовым компаниям или конечному потребителю в зависимости от выбранной модели экономических отношений.
В соответствии с теорией маржинального подхода на шестом этапе оценивается маржинальный доход каждого центра ответственности и производства в целом.
На седьмом этапе происходит оценка эффективности функционированиия регионального энергетического рынка на основе следующих, предложенных в работе критериев:
· рентабельность центра, как отношение операционной прибыли центра к сумме затрат;
· безубыточный объем производства электроэнергии, либо его передачи;
· уровень маржинальной прибыли, как отношение маржинальной прибыли к выручке от реализации электроэнергии на оптовый или на розничный рынок;
· рентабельность продаж центра, как отношение операционной прибыли к выручке.
Выбранные для анализа оценки эффективности моделей организации экономических отношений критерии, позволяют оценить возможность выбора той или иной модели с учетом эффективного функционирования каждого центра.
Заключительным этапом является определение гибкости региональной энергетической компании и ее подразделений.
Существуют две основных характеристики гибкости предприятия:
для оценки результатов деятельности предприятия в настоящем периоде в виде соотношения технико-экономических показателей, характеризующих способность компании к созданию потенциала технического обновления производства как предпосылки комплексной реструктуризации;
для определения взаимосвязи предприятия и внешней среды, т.е. способности предприятия планировать и осуществлять процесс своего развития путем технического обновления с одновременной максимизацией стоимости компании.
В качестве первого критерия в диссертационной работе предложено использовать синтетический показатель устойчивости:
(1)
где Rп - рентабельность продаж (отношение чистой прибыли к объему реализованной продукции);
Ор - оборачиваемость активов (отношение объема реализованной продукции к сумме активов предприятия);
Фz - финансовая зависимость (отношение суммы активов предприятия к собственному капиталу);
Н - норма реинвестирования прибыли (отношение прибыли, направляемой на развитие предприятия к чистой прибыли предприятия).
После дезагрегирования правой части (1), придаем ей вид:
(2)
где ЧП - чистая прибыль;
Q - объем реализованной продукции;
А - сумма активов предприятия;
Кс - собственный капитал предприятия;
S - доля чистой прибыли, направляемый на развитие предприятия.
В таком представлении показатель устойчивости характеризует потенциал расширенного воспроизводства материально-технической базы на новой технической основе. Для региональной энергетической компании достаточная его величина является основной предпосылкой и обязательным условием осуществления комплексной реструктуризации.
Произведение четырех показателей в итоге дает устойчивость предприятия к реструктуризации, которая отражает состояние развития предприятия и показывает, какими должны быть закономерности изменения таких важных для каждого предприятия понятий, как объем и рентабельность продаж, соответствие объема продаж активам, величина заемных средств, направления распределения прибыли.
В качестве второго критерия в диссертационной работе предложено использовать капитализацию дохода компании.
Формулу капитализации компании PVост, которую в рамках доходного подхода к оценке бизнеса принимают (без учета избыточных активов) за его обоснованную рыночную цену Ц, математически можно выразить в следующем виде:
(3)
где I - учитывающая риски бизнеса ставка дисконта;
Аср - ожидаемые от бизнеса доходы на уровне средних в год (квартал, месяц) стабилизированных величин.
Для определения ставки дисконтирования применим модель кумулятивного построения. За базу расчетов в этом методе берется ставка дохода по безрисковым вложениям, к которой прибавляется дополнительный доход, связанный с риском инвестирования в данный вид бизнеса. Расчетная формула имеет следующий вид:
(4)
где Io - безрисковая ставка;
Ii - - поправки на различные виды риска.
Набор обоснованных рисков составляет 14%.
3. Интегрированная система выявления резервов снижения себестоимости электроэнергии
Снижение текущих затрат в энергетике - одна из основных предпосылок стабилизации тарифов на тепловую и электрическую энергию, а также повышения устойчивости энергетических компаний.
Ядром интегрированной системы является обоснованное в диссертации аналитическое выражение зависимости издержек производства единицы электроэнергии от капиталоемкости, в котором находит затратное воплощение новая техника и технология. В предельно-обобщенном виде такая зависимость представлена следующим образом:
(5)
где: С - себестоимость продукции;
V - заработная плата;
Cмат - сумма материальных затрат на производство;
Pам - норма амортизации в долях единицы;
К - капиталоемкость продукции.
В теоретическом отношении источником снижения себестоимости продукции при увеличении ее капиталоемкости в связи с техническим прогрессом служит сумма V и Cмат. Необходимо установить - по какому закону это снижение происходит. Таким образом, для перехода к искомой структуре функции - необходимо сделать еще один шаг.
(6)
Он основывается на следующих, многократно подтвержденных эмпирических данных. Технический уровень производства определяется совокупностью технических характеристик, каждая из которых является его частичной мерой (уровень механизации, автоматизации, энергооснащенности и т.д.). Повышение технического уровня всегда сопряжено с дополнительными капитальными вложениями, однако между темпами их роста нет прямой пропорции. Каждое последующее улучшение той или иной технической характеристики требует относительно все больших дополнительных капитальных затрат. Этот процесс с количественной стороны может быть описан, как эмпирически, так и на основе концепции предельно-эффективной (ПЭТ) и реально-достижимой (РДТ) технологии.
Применительно к особенностям теплоэнергетики потребовалось установить конкретный механизм реализации резерва снижения издержек, представленного А0. На основе анализа, выполненного автором на материалах электроэнергетики, в диссертации получена модификация представления ключевого элемента функции, характеризующего влияние дополнительных капиталовложений на величину снижения себестоимости при совершенствовании технологии. С учетом внесенных автором корректив зависимость приобрела следующий вид:
(7)
Где С - себестоимость единицы продукции;
М - теоретический минимум материальных затрат на единицу продукции;
К - капиталоемкость продукции;
N - норма амортизации и затрат на текущий ремонт и содержание основных производственных фондов;
К0 - достигнутая фактическая капиталоемкость продукции;
i - цена инвестиций (ссудный процент);
А0 - превышение фактических материальных затрат и заработной платы в себестоимости единицы продукции над теоретическим минимумом при достигнутой капиталоемкости К0;
- эмпирически определяемая доля снижения величины А0 на единицу дополнительных инвестиций;
n - показатель степени воздействия инвестиций на уровень себестоимости продукции.
В тепловой энергетике элементы себестоимости 1-го кВт*ч, обусловленные концепцией ПЭТ, поддаются аналитическому расчету. Две трети себестоимости 1-го кВт*ч составляют затраты на топливо. Их теоретический минимум можно рассчитать несколькими способами. В частности, тепловой эквивалент 1кВт*ч выводится следующим образом: 1 калория эквивалентна 4,19 Дж, 1 Вт равен 238,7 калорий. Один кВт*ч равен 859 188 калорий. Теплосодержание 1 кг условного топлива 7 000 000 калорий. Следовательно, без учета технологических потерь 1 кВт*ч равен 0,123 кг условного топлива.
В теоретический минимум затрат М необходимо включить также потери от необратимости процесса на стадиях сгорания топлива, парообразования, подачи пара в турбогенератор, генерирования электроэнергии, охлаждения конденсата и т.д. В совокупности эти потери составляют 50 грамм условного топлива на 1кВт*ч. Таким образом, М = 0,17 кг. Фактический расход условного топлива на электростанциях варьирует от 187 до 363 грамм на 1кВт*ч.
Параметр N установлен по калькуляции себестоимости в размере 0,14.
Превышение фактических текущих затрат над теоретическим минимумом А0 представлено излишним расходом топлива и затратами на управление.