1. Учет иоценка основных фондов, укрупненное определение стоимости энергетическогообъекта
Любой элементосновных фондов предприятия может быть рассмотрен в двух аспектах: какфизический объект и как некоторая стоимость. Естественно, что учет и оценкадолжны отражать эти характеристики основных средств (основных фондов). Дляучета и оценки используются два подхода:
1. Учет иоценка в натуральных измерителях (цель – обеспечение сохранности, определениестепени обеспеченности необходимым оборудованием, измерение производственноймощности). В качестве измерителей наиболее часто используются количественныепоказатели (например, на станции установлено 5 котолоагрегатов, в аудиториинаходится 20 столов). Причем каждой учетной единице присваивается свойинвентарный номер, что позволяет при инвентаризации проверять фактическоеналичие имущества. Более полно характеризует учетную единицу измеритель еепроизводственной мощности (котлоагрегат производительностью 320 т/ч, аудиторияна 30 посадочных мест).
2. Учет иоценка в стоимостных измерителях. Измерение элементов основных средств внатуральных показателях не дает представления о его реальной величине. Прииспользовании натуральных измерителей котлоагрегат, отработавший 20000 ч,равноценен котлоагрегату, отработавшему 40000 ч, но с точки зрениястоимости они, очевидно, не равноценны.
Вместе с темследует исходить из того, что энергетическое предприятие будет функционироватьнеопределенное длительное время и нет необходимости определять текущую рыночнуюстоимость его активов. Для случая прекращения деятельности предприятия существуютспециальные методы оценки стоимости.
Наиболееестественной является оценка стоимости основных средств по затратам на ихприобретение (строительство энергетических объектов также можно рассматривать какприобретение) за исключением налога на добавленную стоимость и другихвозмещаемых налогов. Эта стоимость обычно определяется как первоначальнаястоимость.
Первоначальнаястоимость элементов основных средств (учетной единицы) увеличивается в процессеэксплуатации на величину расходов, связанных с технической реконструкцией иликапитальной модификацией (перестройкой), если в результате их осуществленияувеличивается срок полезной службы или производственная мощность.
Оценкаосновных средств по первоначальной стоимости в основном используется приначислении амортизации в целях определения издержек на производство, передачу ираспределение энергии, а также на выполнение других услуг по энергоснабжениюпредприятий.
Измерениестоимости имущества только по стоимости приобретения имеет существенныенедостатки, которые особенно проявляются в условиях высокой инфляции. Приобретенныев разное время практически одинаковые по производственным возможностям элементыоборудования имеют существенно различающиеся стоимостные характеристики. Этоявление связано не только с изменение цен на материалы, изменением расценок настроительные и монтажные работы, но и с изменением технологии производстваоборудования (например, снижение трудозатрат или использование болеесовершенных материалов).
Занижениестоимостных оценок ранее введенных элементов имущества искажает реальныеиздержки на производство и распределение энергии, а также может привесим к неправильнымвыводам при решении вопросов о целесообразности замены оборудования. Такимобразом, необходима переоценка стоимости имущества, которая производится либопо решению Правительства РФ (экстраординарная ситуация – наличие высокойинфляции), либо по решению самого предприятия не чаще одного раза в год.
Вотечественной экономической теории и практике процесс переоценки связан с определениемтак называемой восстановительной стоимости, которая должна отражать возможныезатраты предприятия по «приобретению» уже существующих элементов имущества сучетом действующих на момент переоценки цен, тарифов и т.д.
Переоценкаэлементов имущества может быть осуществлена двумя методами:
· путеминдексации первоначальной стоимости элементов основных средств;
· путемпрямого пересчета первоначальной стоимости применительно к ценам,складывающимся на момент переоценки в месте расположения предприятия.
Первый методоснован на использовании рекомендуемых общих индексов переоценки по группамоборудования и другим элементам имущества.
Второй методфактически предполагает возможность «индивидуальной» переоценки подокументально подтвержденным рыночным ценам и тарифам, которые могутразличаться по регионам. Теоретически данный метод более предпочтителен дляпредприятия, так как позволяет оптимизировать налоговые платежи в бюджет –величину налога на прибыль и величину налога на имущество предприятий.
Переоценкаимущества необходима также и по той причине, что владельцы предприятия должнызнать сумму средств, которую необходимо компенсировать за счет потребителейэнергии, для последующей замены изношенных элементов имущества.
Понятно, чтостоимость основных средств предприятия в процессе их производственногоиспользования уменьшается. Для отражения этого процесса используется понятиеостаточная стоимость.
Правильноеопределение величины остаточной стоимости очень важно для предприятия по двумпричинам:
· именноостаточная стоимость является базой исчисления налога на имущество предприятия;
· остаточнаястоимость может использоваться в качестве основы для определения прибыли,которая может быть разрешена для энергетического предприятия в случае отнесенияего деятельности к регулируемой.
Определениевеличины остаточной стоимости может основываться на следующих предпосылках:
1. Стоимостьимущества уменьшается вследствие его износа (физического и морального).Поскольку количественно измерить величину износа проблематично, то остаточнаястоимость (в отечественной хозяйственной практике) изменяется прямопропорционально или числу лет эксплуатации, или объему выполненных работ илиуслуг. Это предполагает установление в явной или неявной форме некоторогополезного срока использования элементов основных средств.
Например,если турбоагрегат имеет сегодня условную восстановительную стоимость 300 млн.руб. и нормативный период эксплуатации 30 лет, то через 15 лет его остаточная стоимостьсоставит 150 млн. руб. (естественно, в ценах сегодняшнего дня).
Вместотермина остаточная стоимость также используется термин восстановительнаястоимость за вычетом износа. Но это совсем не означает, что физический иморальный износ турбоагрегата составит 50%. Неправильная эксплуатация можетпривести к полному физическому износу, а появление и использование новойтехнологии производства электроэнергии приведет к полному моральному износу.
2. Остаточнаястоимость определяется как разница между первоначальной (восстановительной)стоимостью и стоимостью, перенесенной (списанной) на выпускаемую продукцию.Величина перенесенной стоимости может определяться по желанию владельца имущества.Но поскольку от величины переносимой стоимости зависят налоги, то желания владельцарегламентируется правилами, которые устанавливаются органами государственногоуправления.
Дляпроведения расчетов по целесообразности замены элементов имущества используетсяпонятие ликвидной стоимости. Ликвидная (ликвидационная стоимость) равняетсясумме средств, которая может быть получена от реализации оборудования и другихэлементов имущества после окончания срока их службы. Обычно для оборудованияликвидационная стоимость равна стоимости лома. Для зданий ликвидная стоимостьможет составлять больший процент первоначальной стоимости. Как правило,величина ликвидной стоимости может быть принята в размере 4% от первоначальнойстоимости.
2.Розничный рынок электроэнергии
1 сентября 2006 г. вступили в силу «Правилафункционирования розничных рынков электрической энергии в переходный периодреформирования электроэнергетики», утвержденные постановлением Правительства РФ№530.
Розничный рынок электроэнергии – это сфера продажиэлектроэнергии конечным потребителям вне оптового рынка. Практически все объемыэлектроэнергии, продаваемые на розничном рынке, приобретаются на оптовом рынке,за исключением небольшой доли, производимой на электростанциях, не являющихсяучастниками оптового рынка. Однако в Российской Федерации есть территории, гдесуществует только розничный рынок – это так называемые технологическиизолированные системы: Камчатка, Магадан, Сахалин, Западная и ЦентральнаяЯкутия, Чукотка, Таймыр.
Посредниками между оптовым и розничным рынками являютсяэнергосбытовые компании, которые не имеют собственных сетей, но при этомобязаны доставить электроэнергию потребителям, для чего они должны заключитьдоговор об оказании услуг по передаче электроэнергии с сетевыми организациями.Поскольку действующее законодательство не разрешает энергосбытовой организациизаниматься деятельностью по передаче электроэнергии, а сетевой организации – деятельностьюпо купле-продаже. Потребитель может и сам заключить договор с сетевойорганизацией при наличии договора купли-продажи с энергосбытовой компанией. Вэтом состоит одно из главных отличий нового розничного рынка электроэнергии отстарой системы отношений. Раньше потребитель мог обслуживаться только тойэнергоснабжающей организацией, к сетям которой он был присоединен. Фактическиэто препятствовало развитию конкуренции в сфере сбыта электроэнергии.
В соответствии с новыми правилами работы розничных рынков вчисле энергосбытовых компаний появилась особая категория – гарантирующиепоставщики, которые обязаны заключить договор с любым обратившимся к нимпотребителем. Все остальные энергосбытовые компании заключают договоры спотребителями добровольно (если стороны не договорятся между собой по всемусловиям, в том числе по цене поставки, то договор заключен не будет). Однако,поскольку электроэнергия – это товар первой необходимости, на розничном рынкевозник институт гарантирующих поставщиков. В некоторых странах, где такжепроводилась реформа электроэнергетики, такой субъект розничного рынканазывается «поставщик последней надежды». В случае если потребителя неустраивает его действующий продавец электроэнергии или ему не удалосьдоговориться с другими энергосбытовыми компаниями, он в любой момент можетобратиться к гарантирующему поставщику. Это не означает, что гарантирующийпоставщик примет любые условия потребителя, так как публичный договор, покоторому он работает, предусматривает одинаковые условия для всех потребителейи прозрачные принципы ценообразования. Поэтому, выбирая для себя энергосбытовуюкомпанию, потребитель будет сравнивать ее условия с условиями обслуживаниягарантирующего поставщика.
Каждый гарантирующий поставщик имеет четко определеннуютерриторию деятельности, и каждый потребитель может узнать, кто является длянего гарантирующим поставщиком. При этом на территории каждого субъекта РФ будетсуществовать как минимум один гарантирующий поставщик.
Несмотря на то, что понятие «рынок» ассоциируется в первуюочередь со свободными ценами, в переходный период – на этапе реформированияотрасли – большая доля электроэнергии как на оптовом, так и на розничном рынкебудет поставляться по тарифам. Тарифы для розничных потребителей по-прежнемуутверждают региональные органы власти.
Исключение составляют энергосбытовые организации, которые неосуществляют поставку электрической энергии непосредственно населению либо темкомпаниям, которые обслуживают население. Они вправе поставлять весь объемэлектроэнергии по договорным ценам. Их потребителями в первую очередь будуткрупные предприятия, которые заключают договор с такой энергосбытовой компаниейпо собственному желанию и всегда могут оценить, насколько им этот договорвыгоден в сравнении со стоимостью поставки электроэнергии гарантирующимпоставщиком.
Какие именно условия поставки имеются в виду? Каким образомгарантирующий поставщик будет определять цену? Постепенное увеличение долиторговли электроэнергией по свободным ценам на оптовом рынке будет оказыватьвлияние на уровень цен на розничном рынке, который должен отражать конкурентныецены на оптовом рынке. Конкурентный оптовый рынок определяет правильные ценовыеориентиры как для производителей, так и для потребителей, даже если онипокупают электроэнергию при посредничестве гарантирующего поставщика илиэнергосбытовой компании.
Чтобы определить цену электрической энергии для конечногопотребителя, нужно к цене электроэнергии на оптовом рынке или цене еерозничного производства прибавить стоимость услуг по передаче, иныхобязательных услуг, сопровождающих процесс поставки электроэнергии, и сбытовуюнадбавку гарантирующего поставщика, которая отражает его расходы пообслуживанию потребителей и допустимый уровень прибыли. Цены на все этисоставляющие являются регулируемыми, поэтому у потребителя есть уверенность втом, что к оптовой цене гарантирующий поставщик не добавит ничего лишнего,кроме тех расходов, которые он в действительности понес. Эти регулируемыерасходы учитываются также при установлении регулирующими органами властисубъектов РФ тарифов на электроэнергию.
Таким образом, теперь на розничном рынке часть объемовэлектроэнергии (в 2007 г. около 95%, впоследствии эта доля станетпостепенно уменьшаться) будет поставляться по тарифам, а остальные объемы – поцене, не превышающей конкурентную стоимость электрической энергии на оптовомрынке с учетом стоимости перечисленных услуг. Начиная с сентября 2006 г.потребители розничного рынка получат счета, в которых будут отдельно указаныобъемы поставки по тарифам и по цене, отражающей конкурентную цену оптового рынка.Кроме того, для крупных предприятий эта цена будет указана для каждого часаотдельно, сначала справочно, а после установления ими почасового учетаэлектроэнергии – для расчетов. Определить, насколько правильно цена оптовогорынка установлена в розничной, можно с помощью сайта некоммерческогопартнерства «Администратор торговой системы» (www.np-ats.ru), которое являетсяорганизатором торговли на оптовом рынке. Зная цену на оптовом рынке, котораяменяется с каждым часом, крупные потребители смогут управлять своимпотреблением с целью снижения расходов на электроэнергию. В основном это касаетсятех потребителей, которые тратят существенные средства на электроснабжение.
Применение новой системы ценообразования будет осуществлятьсяв отношении всех групп потребителей, за исключением населения, которомугарантируется поставка всего фактически потребленного объема по тарифам. Такжепо тарифам электроэнергия будет поставляться тем организациям, которые угарантирующего поставщика покупают электроэнергию в целях ее дальнейшей продажипотребителям-гражданам или в целях оказания потребителям-гражданам коммунальнойуслуги электроснабжения: товариществам собственников жилья, жилищнымкооперативам, управляющим компаниям, товариществам индивидуальных застройщиков,садоводческим товариществам и гаражным кооперативам.
Гарантирующие поставщики и энергосбытовые компании могутосуществлять поставку электрической энергии только тем потребителям-гражданам,которые проживают в частных жилых домах или которые выбрали непосредственныйспособ управления многоквартирным домом. В остальных случаяхпотребители-граждане получает коммунальную услугу электроснабжения, поэтому онине могут заключить договор с гарантирующим поставщиком или какой-либоэнергосбытовой компанией. Однако жильцы многоквартирного дома могут поручитьТСЖ или управляющей компании заключить договор на поставку электроэнергии дляоказания коммунальных услуг с той организацией, чьи условия им кажутся болеевыгодными.
Другие потребители могут расторгнуть договор с предыдущимпоставщиком в любой момент времени при соблюдении установленных в договореусловий. Такие условия в случае договора с гарантирующим поставщиком четкоопределены в Правилах функционирования розничных рынков и в первую очередьпредполагают отсутствие у потребителя задолженности. Энергосбытовым компаниямпридется самим определять, в каких случаях потребитель может расторгнутьдоговор. Поэтому, заключая такой договор, потребитель должен внимательноизучить все ограничения, чтобы не доводить дело до возможного судебного разбирательства.Также важно серьезно относиться к предлагаемой цене продажи электроэнергии. Какгарантирующий поставщик, так и энергосбытовая компания покупают электрическуюэнергию на организованном оптовом рынке, и цены их покупки не могут значительноотличаться друг от друга. Кроме того, если энергосбытовая компания не участвуетв оптовом рынке, то она будет вынуждена покупать электроэнергию у того жегарантирующего поставщика. Следовательно, не цена поставки, а качествообслуживания будет основой конкуренции на розничном рынке в ближайшее время. Формированиеоптимальной цены будет обеспечиваться конкуренцией на оптовом рынке.
Суть конкурентного ценообразования на оптовом рынке: ценаопределяется для каждого часа и отражает стоимость производства электроэнергиидля покрытия всего потребления в этот час. В первую очередь загружаются самые «дешевые»станции. Чем меньше потребление, тем ниже цена. Именно поэтому в ночное времяцена существенно ниже, чем утром и днем – в часы пикового потребления. Такоеценообразование позволяет потребителям розничного рынка, заинтересованным всокращении расходов на электроснабжение, лучше понимать, когда им потреблятьэлектроэнергию, чтобы получить экономию.
Именно такой сигнал дает конкурентная почасовая цена оптовогорынка, и именно поэтому она должна быть известна конечному потребителю. Чтобывоспользоваться возможностью оплачивать электроэнергию по часам суток,потребитель должен обеспечить почасовой учет. Однако даже наличие зонныхсчетчиков (день-ночь) позволяет получить определенную экономию.
Практика внедрения конкурентного рынка в других странах показывает,что при правильном построении моделей оптового и розничного рынков происходитснижение цен под давлением конкуренции. Однако применительно к нашей страненельзя недооценивать прогнозируемый (а в ряде регионов уже достигнутый) дефицитмощностей по производству электрической энергии в часы пикового спроса. Даннаяситуация приведет к задействованию в эти часы наиболее «дорогих» и наименееэффективных из существующих станций, а эффективные станции будут вынужденыиспользовать резервное топливо, стоимость которого, как правило, очень высока.В конечном итоге уровень цен в эти часы возрастет по сравнению с темипериодами, когда спрос ниже. При этом средний уровень цен будет изменяться равномернее.
Это объективно с точки зрения экономики, поскольку высокаяцена, во-первых, дает сигнал к снижению потребления и энергосбережению (чтоимеет существенное значение для крупных предприятий), а во-вторых – кпривлечению инвестиций в генерирующие мощности. Таким образом, рынок являетсяэффективным инструментом борьбы с дефицитом мощности, и такие проблемы, каквыбытие и старение мощностей будут решены, когда он заработает в полную силу.
Практическаячасть
Определитьсуммарные годовые выплаты сотрудникам предприятия, величину годовых отчисленийво внебюджетные фонды, величину основной и дополнительной заработной платы приследующих условиях:
N= 6 чел. – количествосотрудников в группе;
s = 2,48 – тарифныйкоэффициент;
p = 70% – процент премийот окладов;
t = 28 дней – продолжительностьотпуска, календарный дни.
Решение.
Расчетпроводится на основе данных по прожиточному минимуму работоспособного населения(Dmin).
Dmin = 5510 руб. –прожиточный минимум для работоспособного населения в Ивановской области во 2квартале 2010 г. (сайт ivanovo.ru).
Определимоклад сотрудника по формуле:
P1= Dmin ·s.
P1= 5510·2,48 = 13664,8 руб.
Определимпремию сотрудника по формуле:
P2 = Dmin· s ∙ р.
P2 = 5510·2,48∙ 0,7 = 9565,36 руб.
Определимзаработную плату сотрудника по формуле:
З = Р1 +Р2
З = 13664,8 +9565,36 =23230,16 руб.
Определимсуммарные месячные выплаты сотрудникам:
СМ= 6 ∙ З
СМ= 6 ∙ 23230,16 = 139380,96 руб.
Определимотпускные выплаты сотрудникам.
В среднем водном календарном месяце на отработанное время максимально приходится 29,4календарного дня. Этот показатель зафиксирован в части 3 статьи 139 Трудовогокодекса. Его следует использовать при исчислении количества календарных днейрасчетного периода, приходящихся на отработанное время.
О = С/29,4 ∙28
О =139380,96/29,4 ∙ 28 = 132743,77 руб.
Определим суммарныегодовые выплаты сотрудникам по формуле:
СГ= СМ ∙ 11 + О
СГ= 139380,96 ∙ 11 + 132743,77 = 1665934,33 руб.
Определимвеличину годовых отчислений во внебюджетные фонды:
пенсионный
Ставкавзносов в Пенсионный фонд составляет 20% от суммарных годовых выплатсотрудникам
П = 0,2 ∙СГ
П = 0,2 ∙1665934,33 = 333186,87 руб.
социальногострахования
Ставкавзносов в фонд социального страхования составляет 2,9% от суммарных годовыхвыплат сотрудникам
П = 0,029 ∙СГ
П = 0,029 ∙1665934,33 = 48312,10 руб.
обязательногомедицинского страхования
Ставкавзносов в фонд обязательного медицинского страхования составляет 3,1% отсуммарных годовых выплат сотрудникам
П = 0,031 ∙СГ
П = 0,031 ∙1665934,33 = 51643,96 руб.
Определимвеличину основной заработной платы.
Основнаячасть заработной платы устанавливается на основе действующей у данного работодателясистемы оплаты труда и не может быть менее установленного федеральным закономМРОТ. При этом заработная плата (ее основная часть) работников государственныхи муниципальных учреждений не может быть ниже установленных ПравительствомРоссийской Федерации базовых окладов (базовых должностных окладов), базовыхставок заработной платы соответствующих профессиональных квалификационных группработников (статья 144 ТК РФ).
Основнаячасть заработной платы является ее постоянной составляющей, она не зависит отполученной прибыли, объема продаж и прочих показателей. Основная часть заработнойплаты начисляется за фактически отработанное время или фактически выполненную работупо тарифным ставкам, должностным окладам.
В нашемслучае основная заработная плата за месяц равна ранее вычисленному окладу, т.е.
P1 = 5510·2,48= 13664,8 руб. – одного сотрудника;
P6 = 5510·2,48· 6 = 81988,8 руб.
Величинадополнительной заработной платы равна премии т.е.
ДЗ = P2 = 9565,36
Библиографическийсписок
1. Трудовой кодексРоссийской Федерации. Официальный текст. – М.: ИКФ Омега-Л, 2007. – 205 с.
2. Самсонов В.С. Экономикапредприятий энергетического комплекса: Учебн. для вузов/В.С. Самсонов, М.А. Вяткин.– 2-е изд. – М.: Высш. шк., 2003. – 416 с.
3. Справочник попроектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.:Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 – 320 с.
4. Экономика и управление всовременной электроэнергетике России: пособие для менеджеровэлектроэнергетических компаний/ под редакцией А.Б. Чубайса. М.: НП «КОНЦЕЭС», 2009. – 616 с.
5. Златопольский А.Н. Материалык типовым расчетам по экономике и организации производства/А.Н. Златопольский,С.Л. Прузнер, Н.С. Чинакаева. – М.: МЭИ, 1972. – 60 с.
6. Оценка экономическихпоказателей деятельности энергетического предприятия: методические указания /сост. Ю.Ф. Битеряков; Иван. энерг. ин-т. – Иваново, 2000. – 60 с.
7. Битеряков Ю.Ф.Экономика энергетического предприятия. – Иваново: ИГЭУ, 2006. – 180 с.
8. Битеряков Ю.Ф.Экономика энергетиКИ. – Иваново: ИГЭУ, 2006. – 83 с.
9. Ставровский Е.С. Оценкапривлекательности инвестиционных проектов: учеб. пособие/ Е.С. Ставровский,И.Г. Кукукина – Иваново, 1997. – 106 с.