Методический подход к решению проблем реструктуризации региональных энергетических компаний

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Автореферат

диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Методический подход к решению проблем реструктуризации региональных энергетических компаний

Общая характеристика работы

Актуальность работы. Последнее десятилетие было отмечено крупными структурными изменениями в топливно-энергетическом комплексе, разрушением прежних организационных структур, установившихся хозяйственных связей и созданием новых структур управления, новых производственно-хозяйственных отношений.

В энергетике развиваются сложные процессы, связанные с рационализацией производства - крупномасштабная реструктуризация, охватывающая все уровни (энергосистему в целом, региональные энергосистемы и отдельные объекты). Если на высшем уровне модель реструктуризации уже разработана, то при переходе на средний и низший уровни возникают серьезные проблемы, решение которых составляет предмет исследования.

В этой связи возникла необходимость в решении следующих задач:

как должен формироваться региональный энергетический рынок;

каким образом должна выглядеть организационная структура с целью повышения эффективности управления энергетической компанией;

что должно лежать в основе обоснования принятия наиболее эффективного решения в процессе управления энергетической компанией.

Решение поставленных задач предполагает разработку и использование современных методов реструктуризации, учитывая специфику энергетики и слаборазвитых рыночных отношений в ней.

В связи с этим особую актуальность приобретают исследования, направленные на повышение обоснованности принимаемых управленческих решений путем развития и совершенствования методологической основы реструктуризации региональных энергетических компаний с учетом совершенствования тарифной политики и управления затратами.

Объектом исследования является процесс реструктуризации региональных энергетических компаний, находящихся в различных организационно-экономических условиях.

Предмет исследования - теория, методы и практика реструктуризации с учетом конкретных производственно-экономических условий.

Цель и задачи исследования. Цель исследования состоит в разработке методического подхода и практических рекомендаций к решению проблем реструктуризации региональных энергетических компаний с учетом современных тенденций развития, а также анализа и контроля затрат.

Для достижения поставленной цели необходимо было решить следующие основные задачи:

На основе обобщенного опыта структурных преобразований в энергетическом комплексе выявить особенности и проблемы развития региональных энергетических компаний в процессе реструктуризации энергетического сектора.

Сформировать модели реструктуризации региональных энергетических компаний с учетом специфики их функционирования.

Разработать интегрированную систему выявления резервов снижения себестоимости электроэнергии.

Разработать методический подход реструктуризации с учетом контролируемых параметров, характерных для региональных энергетических компаний.

Апробировать разработанные методы и модели при решении практических задач реструктуризации.

Теоретической и методологической основой диссертационной работы послужили отечественные и зарубежные разработки, законодательные и нормативные акты Российской Федерации, действующие в настоящее время в области реструктуризации, планирования и анализа затрат. Для решения поставленных задач использованы методы функционального и системного подходов к моделированию принятия управленческих решений, методы структурного анализа и контроллинга. Базой исследования послужили труды Брагинского О.Б., Конопляника А.А., Мазура И.М., Шапиро В.Д., Арбатова А.А., Макарова В.В. Федотовой М.А., Евтушенко Е.В., Крайновой Э.А. Андреева А.Ф., Докучаева Е.С. и др.

Научная новизна результатов диссертационной работы, их отличие от результатов, полученных другими авторами. Научная новизна диссертационного исследования заключается в разработке и обосновании научно-методологических основ реструктуризации региональных энергетических компаний с учетом введения системы управления доходами и затратами как важнейшей составной части повышения эффективности управления предприятием. В диссертации получены следующие основные результаты, имеющие научную новизну и отражающие личный вклад автора в решение поставленных задач:

- обоснована необходимость использования методов регулирования процессов реструктуризации региональных энергетических рынков, которые в отличие от существующих методов исходят из единства технического, экономического и организационного аспектов реформирования энергетических предприятий и баланса интересов производителей, продавцов и потребителей электроэнергии;

- предложена технология выбора моделей реструктуризации регионального энергетического рынка, которая в отличие от существующих, позволит построить оптимальную структуру регионального энергетического рынка, поскольку она сбалансирует экономические интересы производителей, продавцов и потребителей электрической энергии;

- разработана интегрированная система выявления резервов снижения себестоимости электроэнергии, в отличие от существующих, позволяющая учитывать, с одной стороны, организационные и технические параметры управляемой системы, а с другой - размер капитальных вложений, необходимых для снижения издержек. В основе интегрированной системы получено аналитическое выражение уравнения, связывающего себестоимость единицы электроэнергии с параметрами предельно-эффективной технологии (ПЭТ), ценой, инвестициями и их объемом, требующимся для реализации инноваций. Это уравнение становится базисной теоретической структурой из которой развертывается интегрированная система управления издержками в реальной энергосистеме. В отличие от традиционной системы «директ-костинг» оно позволяет выявлять наиболее перспективные направления снижения издержек непосредственным теоретическим расчетом, обеспечивая одновременно оптимальный план распределения инвестиций;

- разработана модель оценки экономической эффективности реструктуризации, в отличие от существующих моделей, позволяющая определять уровень деловой активности каждой составляющей регионального энергетического рынка после ее осуществления;

- предложена система расчетов экономической эффективности процесса реструктуризации предприятий энергетического комплекса, основанная на системном подходе и позволяющая выбирать конкретный вариант реструктуризации путем гармонизации экономических интересов производителей, продавцов и потребителей электроэнергии.

Практическая значимость результатов исследования заключается в том, что они создают основу практически-ориентированного инструментария для решения задач комплексной реструктуризации регионального энергетического рынка с учетом особенностей его последующего функционирования.

Предложенные методы и модели позволяют руководителям структурных подразделений и руководству региональной энергетической компании:

- оценивать экономическую эффективность проводимой реструктуризации как по компании в целом, так и в каждом структурном подразделении;

обосновывать стратегии по снижению текущих затрат;

добиваться согласованности поставленных задач и принимать стратегические решения по внутрипроизводственному управлению;

выбрать и оптимизировать модель организации экономических отношений регионального энергетического рынка.

Апробация работы. Основные теоретические и методологические положения диссертации докладывались и обсуждались на международных и всероссийских научно-практических конференциях - «Теория и практика программного развития регионов» (Уфа, 2004), «Актуальные проблем технических, естественных и гуманитарных наук» (Уфа, 2005), «Современные проблемы экономики» (Уфа, 2006).

Публикации. Результаты диссертационного исследования отражены в 7 опубликованных работах общим объемом 3,8 п.л., в т.ч. опубликованных в ведущих рецензируемых научных журналах и изданиях, определенных Высшей аттестационной комиссией - 1 работа (0,6 п.л.).

Структура и объем диссертации. Диссертация излагается на 147 страницах машинописного текста и состоит из введения, трех глав, выводов. В работе содержится 23 таблицы и 30 рисунков. Список литературы включает 114 источников.

Основные положения, выносимые на защиту

реструктуризация себестоимость электроэнергия

1. Особенности и проблемы развития региональных энергетических компаний в процессе реструктуризации энергетического сектора

С 1980-х годов в электроэнергетике России наметились негативные тенденции: на фоне общеэкономического спада в стране, эффективность работы различных секторов отрасли снижалась. При этом электроэнергетика все больше играла роль донора других отраслей экономики. Это было обусловлено как макроэкономическими причинами, так и неплатежами потребителей энергии.

Одной из проблем электроэнергетики стало отсутствие стимулов к снижению производственных затрат предприятиями отрасли, что явилось следствием ценообразования на основе издержек, что, в свою очередь, привело к недостаточной прозрачности функционирования энергетических компаний, невозможности достоверно определить необходимые ресурсы для поддержания и развития предприятий. Сдерживание тарифов регулирующими органами (электроэнергия дорожала медленнее большинства других товаров) на фоне раздутых производственных издержек привело к тому, что перед началом реформы более половины предприятий отрасли оказались убыточными.

Кроме того, на ухудшение финансового состояния повлияла неплатежеспособность многих потребителей, как юридических, так и физических лиц. Во многих региональных компаниях дебиторская задолженность превышала и превышает кредиторскую более чем в 2 раза. На фоне ухудшения финансового положения энергокомпаний, сокращения их собственных средств, резко уменьшился объем инвестиций. Отставание объема инвестиций от темпов прироста потребления, наметившееся еще в 70-х годах (рис. 1), стало нарастать. Даже по окончании экономического спада 1990-х годов, темпы обновления электроэнергетики остались весьма скромными: ежегодный объем вводимых в эксплуатацию новых генерирующих мощностей не превышал 1000 МВт, тогда как (для сравнения) аналогичный среднегодовой показатель в нашей стране в 1981-1990 годах составлял 5000 МВт, а в Китае в 1999-2001 годах - превышал 17 000 МВт.

Рис. 1. Соотношение роста потребления и обновления мощностей

Износ активной части фондов в электроэнергетике составляет в целом 60-65%, в т.ч. в сельских распределительных сетях - свыше 75%. Отечественное оборудование, составляющее техническую основу электроэнергетики, морально устарело, уступает современным требованиям и лучшим мировым изделиям. Поэтому необходимо не только поддержание работоспособности, но и существенное обновление основных производственных фондов на базе новой техники и технологий производства и распределения электроэнергии и тепла.

Наличие в энергосистемах изношенного, выработавшего свой ресурс оборудования, и отсутствие возможности его восстановления вводит электроэнергетику в зону повышенного риска, технологических отказов, аварий и, как следствие, снижения надежности электроснабжения.

Нехватка капиталовложений отрицательно сказалась на возможностях поддержания и модернизации оборудования. На основании анализа проблем в энергетическом комплексе в работе систематизированы факторы, сдерживающие развитие энергетики, к которым относятся:

· сохраняющийся в отраслях комплекса дефицит инвестиционных ресурсов и их нерациональное использование. При высоком инвестиционном потенциале отраслей ТЭК, приток в них внешних инвестиций составляет менее 13% от общего объема финансирования капитальных вложений. При этом 95% указанных инвестиций приходится на нефтяную отрасль. В электроэнергетике не создано условий для необходимого инвестиционного задела, в результате чего эти отрасли могут стать тормозом начавшегося экономического роста;

· энергетическое оборудование, используемое в энергетике, неэкономично. В стране практически отсутствуют прогрессивные парогазовые установки, установки по очистке отходящих газов, крайне мало используются возобновляемые источники энергии, недостаточно используется потенциал атомной энергетики;

· отсутствие рыночной инфраструктуры и цивилизованного, конкурентного энергетического рынка. это связано с тем, что строительство ТЭС привязывалось к конкретным промышленным объектам, и не предусматривались линии для передачи части электрической энергии на сторону;

· не обеспечивается необходимая прозрачность хозяйственной деятельности субъектов естественных монополий, что негативно сказывается на качестве государственного регулирования их деятельности и на развитии конкуренции;

· сохраняющаяся высокая нагрузка на окружающую среду от топливно-энергетической деятельности. ТЭС являются главными загрязнителями атмосферы в структуре топливно-энергетического комплекса, особенно те, которые работают на угле. Сегодня, когда подписан и ратифицирован Российской Федерацией Киотский протокол, данная проблема энергетических компаний становится одной из актуальных;

· 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.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

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 R_п - рентабельность продаж (отношение чистой прибыли к объему реализованной продукции);

О_р - 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 PV_ост, 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 I_o - безрисковая ставка;

I_{i -} - 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;

C_мат - сумма материальных затрат на производство;

P_ам - 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 А_0. 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.



Рис. 3. Соотношение между дополнительными инвестициями и снижением себестоимости

Для определения коэффициента и показателя степени n воспользуемся анализом соотношения между осуществленными дополнительными инвестициями и фактически полученным снижением себестоимости.

Коэффициент и показатель степени n рассчитаны методом наименьших квадратов и оказались равны: =0,66, n =0,48.

Функция, усредненная по данному энергетическому рынку, получила вид:

(8)

где 0,17 - минимальный теоретический расход условного топлива, кг/кВт*ч

Ц_т - цена 1 кг условного топлива;

К - капиталоемкость 1 кВт*ч;

0,14 - суммарная относительная величина затрат на ремонт и содержание основных фондов;

0,14 - превышение фактического расхода условного топлива на 1 кВт*ч над теоретическим минимумом;

0,06 - фактическая величина расходов по управлению;

0,592 - фактически достигнутая капиталоемкость на 1 кВт*ч;

i - цена инвестиций (примем на уровне 18%).

В диссертационном исследовании были проведены расчеты на основании проведенных мероприятий на одной из ТЭЦ, входящих в региональную энергетическую компанию и сделаны следующие выводы. Зависимость себестоимости от капиталоемкости и цены условного топлива представлено на рисунке 4.

Рис. 4. Зависимость себестоимости от капиталоемкости

Осуществление стратегии снижения текущих затрат требует детального структурированного организационно-экономического механизма, как интегрированной совокупности исполнителей, алгоритмов и основанных на них процедур. Она должна развертываться из принципиального единства и взаимосвязи экономического организационного и технического аспектов анализа источников снижения себестоимости 1 кВт*ч энергии.

Последовательность и содержание шагов по формированию методической схемы выявления и реализации резервов снижения себестоимости единицы электроэнергии представлены на рисунке 5.



Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Рис. 5. Схема развертывания интегрированной системы управления издержками производства единицы электроэнергии

Результаты по предложенной методике приведены по трем проектам в таблице 1.

Таблица 1. Оценка эффективности мероприятий

Показатель	СЭНГ-1	СЭНП-1а	Гидромуфта
К, руб./кВт*ч	0,5935	0,5932	0,5936
Ко, руб./кВт*ч	0,592	0,592	0,592
К-Ко, руб./кВт*ч	0,0015	0,0012	0,0016
Ао, руб./кВт*ч	0,2	0,2	0,2
Параметр а	0,66	0,66	0,66
Коэффициент п	0,48	0,48	0,48
I, доля ед.	0,18	0,18	0,18
N, доля ед.	0,14	0,14	0,14
Текущая рентабельность, доля, ед	1,74	1,97	1,68
Текущая рентабельность>i	1,56	1,79	1,50

При оценке мероприятий по предложенной методике получен положительный эффект от внедрения.

4. Модели экономических отношений регионального энергетического рынка

На основании теоретического материала и анализа современной ситуации на региональном энергетическом рынке при проведении реструктуризации возможно выделить четыре модели создания экономических отношений в энергетике на уровне регионального энергетического рынка.

В таблице 2 представлены изменения в организационной структуре, изменения экономических показателей в моделях создания экономических отношений на основании изучения процесса реструктуризации зарубежного энергетического сектора (США, Великобритании, Венгрии, Италии, Норвегии).

Отбор наиболее приемлемого варианта модели реструктуризации из числа охарактеризованных выше осуществлен на основе компромиссного сочетания нескольких принципов:

1. Единство экономического, организационного и технологического аспектов оценки моделей.

2. Достижение энергосистемой необходимой гибкости по отношению к реалиям рыночной ситуации.

3. Минимизация посреднической составляющей в цене электроэнергии для потребителей.

4. Достижение баланса экономических интересов производителей, продавцов и потребителей электроэнергии.

5. Предотвращение инфляционного роста тарифов, обусловленного полным отсутствием конкуренции в региональной системе.

6. Стройность и относительная простота экономических отношений между участниками регионального рынка.

По совокупности перечисленных принципов предпочтение отдано модели единого закупщика.

Таблица 2. Анализ изменений в энергетической системе в соответствии с моделями создания экономических отношений в энергетике

Модель создания экономических отношений	Изменения в организационной структуре	Изменения экономических показателей
Вертикально-интегрированная	Изменений нет, т.е. существующее состояние.	Нет
Независимых производителей	Выделение в качестве независимых производителей ТЭЦ1, ТЭЦ5, ТЭЦ6	Увеличение объемов производства ТЭЦ4 на 20%, повышение тарифов энергосетей, обслуживающих независимых производителей на 50% по сравнению с вертикально-интегрированной моделью
Единого закупщика	Независимые генерирующие компании, единая сетевая компания	Рост цен генерирующих станций на 10%, рост постоянных затрат на 20% за счет управленческих расходов, установление тарифа сбытовой компании 32,2% в структуре тарифа конечного потребителя с целью создания экономической основы формирования фонда инвестиций для технического перевооружения и снижения издержек производства
Конкурентная	Создание независимых генерирующих и сбытовых компаний, в структуре ликвидируется энергосбытовое подразделение.	Рост тарифов генерирующих компаний на 30% с целью увеличения рентабельности продукции без учета налогов до 40%, данный рост повлечет повышения цен на топливо на 15% и управленческих расходов на 25%, а также рост постоянных затрат на 30% по сравнению с вертикально-интегрированной моделью

Вертикально-интегрированная модель предполагает, что как производство так и сбыт находится внутри одной компании. Тарифы на производство и передачу электрической и тепловой энергии диктует РАО «ЕЭС» с корректировкой региональной компании.

Модель «Независимых производителей» предполагает, что главным структурным изменением будет выделение из состава компании некоторых производственных мощностей в «свободное плавание» с целью повышения эффективности деятельности энергетической компании. Основываясь на западной практике реструктуризации энергетической отрасли, в качестве независимых производителей выделяют производственные единицы, имеющие наихудшие экономические показатели своей деятельности. Это дает возможность таким генерирующим и передающим мощностям выжить из-за вливания сторонних инвестиций. Для данного регионального рынка характерно выделение трех генерирующих мощностей, работающих с наихудшими результами из-за нехватки средств на обновление основных фондов.

Модель «Единого закупщика» предполагает создание конкурентного рынка генерирующих компаний со сбытом находящимся в одной компании, контролируемой государством. На рисунке 8 построена организационная структура регионального энергетического рынка по модели «Единого закупщика».

Конкурентный рынок генерирующих компаний означает выделение их из состава региональной энергетической компании.

Сетевые предприятия останутся в руках региональной энергетической компании с государственным контролем. Государство будет контролировать конечные цены, однако своя доля в тарифе (доля передающих компаний) составит 32,2% в соответствии с тарифной политикой в процессе реформирования энергетического сектора.

В конкурентной модели закладывается желаемый уровень рентабельности генерирующих мощностей. Рост цен на электроэнергию повлечет за собой очередной виток инфляции и в результате отрицательно отразится на финансовых результатах самой энергетики. «Конкурентная» модель является наиболее выгодной для генерирующих мощностей, но наименее выгодной для потребителей и для сбытовых компаний, так как рост цен на электроэнергию приведет к повышению и так высокой дебиторской задолженности, что ухудшит финансовое состояние энергетического рынка в целом.

На основе выделенных моделей организации экономических отношений в энергетике и были сформированы отчеты по основным генерирующим и передающим мощностям, а также в целом по региональному энергетическому рынку.

Таблица 3. Общие результаты расчетов по различным моделям построения энергетического рынка

Показатели	Вертикально- интегрированная модель	Модель независимых производителей	Модель единого закупщика	Конкурентная модель
Выручка, тыс. руб.	20 639 490	18 984 248	26 277 921	29 117 748
Операционная прибыль, тыс. руб.	5 100 226	5 855 947	9 851 403	11 782 984
Рентабельность центра, %	33	45	60	68
Чистая прибыль, тыс. руб.	2 526 422	3 040 880	5 350 045	6 519 808
Рентабельность собственного капитала, %	11	13	23	28
Капитализация, тыс. руб.	18 045 872	21 720 574	38 214 607	46 570 059

В соответствии с алгоритмом, представленным на рисунке 1, рассчитан синтетический показатель устойчивости компании к реструктуризации по выделенным моделям экономических отношений, результаты которого приведены в таблице 4.

Таблица 4. Результаты расчета синтетического показателя устойчивости компании к реструктуризации

Показатель	Вертикально- интегрированная модель	Модель независимых производителей	Модель единого закупщика	Конкурентная модель
Чистая прибыль, тыс. руб.	2 526 422	3 040 880	5 350 045	6 519 808
Собственный капитал, тыс. руб.	22 967 474	22 967 474	22 967 474	22 967 474
Доля чистой прибыли на развитие	0,2	0,2	0,2	0,2
Синтетический показатель устойчивости	0,022	0,026	0,047	0,057

Выполненные сопоставительные расчеты выявили преимущества и недостатки обсуждаемых схем реструктуризации региональной энергетической компании в следующих отношениях:

- в организационно-экономическом отношении установлена большая управляемость схемы экономических отношений между центрами затрат и доходов по варианту единого закупщика;

- по степени повышательного воздействия на уровень тарифов на тепловую и электрическую энергию наиболее предпочтительным также оказался вариант единого закупщика;

- по влиянию на финансовые показатели деятельности компании вариант единого закупщика уступает конкурентной модели, но это компенсируется значительно более низкими тарифами, т.е. в конечном счете, большим эффектом потребления электрической энергии.

Основные выводы и рекомендации

реструктуризация себестоимость электроэнергия

1. Проведенный анализ результатов функционирования энергетической системы РФ показал, что основные проблемы, с которыми сталкивается система, связаны с дефицитом инвестиционных ресурсов, и как следствие, большим износом основных фондов, отсутствием межсистемных линий электропередач, нерациональной организационной структурой отдельных энергетических систем, что говорит о необходимости реструктуризации энергетикой отрасли.

2. На основе исследований зарубежной практики реструктуризации были выделены четыре модели возможной организации экономических отношений в энергетике РФ (вертикально-интегрированная, независимых производителей, единого закупщика, конкурентная), определены преимущества и недостатки каждой из моделей с учетом применения их в одной из региональных энергетических компаний. Скорректированы этапы, цели и мероприятия реструктуризации региональных энергетических систем по каждой из предложенных моделей.

3. Разработана интегрированная система управления издержками производства по выработке тепловой и электрической энергии, позволяющая сформировать обоснованный набор мероприятий по снижению текущих затрат. Полученное аналитическое выражение уравнения, связывающее себестоимость единицы электроэнергии с параметрами предельно-эффективной технологии (ПЭТ), ценой, инвестициями и их объемом, требующимся для реализации инноваций, позволяет осуществлять управление издержками в реальной энергосистеме.

4. Разработана модель экономической оценки эффективности принимаемых решений по управлению и регулированию генерирующим и передающим производством, представляющая собой стандартизированный набор расчетов по выявлению коммерческой эффективности каждого генерирующего, передающего и сбытового предприятия регионального энергетического рынка, позволяющая принять обоснованное решение по приоритетности выбора модели. В основу данного подхода положен алгоритм оценки эффективности модели организации экономических отношений энергетического рынка, учитывающий особенности производственной структуры региональной энергетической компании при различных вариантах экономической организации, что позволит упростить систему планирования оценки эффективности результатов реструктуризации энергетического сектора.

5. С целью оптимизации принятия решений предложен метод экономической оценки проигрывания моделей организации экономических отношений, учтитывающий контролируемость отдельных показателей (рентабельность центра, рентабельность собственного капитала, капитализация, синтетический показатель устойчивости), а также предусматривающий альтернативность принятия решений.

6. Методологические разработки подтверждены практическими расчетами моделей организации экономических отношений на примере региональной энергетической компании, что позволяет рекомендовать их для внедрения на энергетических предприятиях.

Основные положения диссертации опубликованы в следующих работах

1. Захарова М.В. Оценка эффективности моделей организации экономических отношений энергетического рынка // Нефть, газ и бизнес. 2006. №12. С. 34-39.

2. Захарова М.В. Анализ производственного потенциала и перспективы развития энергетической отрасли // Актуальные проблемы технических, естественных и гуманитарных наук: Материалы Международной научно-практической конференции. Уфа, 2005. С. 148-151.

3. Захарова М.В. Совершенствование организационной структуры ОАО «Башкирэнерго» // Теория и практика программного развития регионов: Сборник Международной научно-практической конференции. Уфа, 2004. С. 153-156.

4. Захарова М.В. Методический подход к решению проблем реструктуризации региональных энергетических компаний // Современные проблемы экономической теории и практики: Межвузовский сборник научных статей. Уфа, 2004. С. 173-181.

5. Захарова М.В. Система бюджетирования и ее использование для эффективного управления энергетическим производством // Актуальные проблемы методики и практики бухгалтерского учета, аудита, налогообложения и экономического анализа: Межвузовский сборник научных статей. Уфа, 2005. С. 92-103.

6. Захарова М.В. Экономический механизм обеспечения гибкого развития энергетических предприятий в условиях реструктуризации // Современные проблемы экономики: Межвузовский сборник научных статей. Уфа, 2004. С. 100-109.

7. Захарова М.В. Методический подход к решению проблем реструктуризации региональных энергетических компаний // Электронный журнал «Нефтегазовое дело» от 11.10.2006. - Режим доступа: http:// www.ogbus.ru / authors / Zaharova / Zaharova_1pdf. - 1 п.л.

Размещено на Allbest.ru