/
Автор: Самсонов В.С. Вяткин М.А.
Теги: экономика народное хозяйство экономические науки экономика предприятия
ISBN: 5-06-004529-3
Год: 2003
Текст
В.С.Самсонов МАВяткин ад
Экономика
предприятий
энергетического
комплекса
Издание второе ’г
Рекомендовано Министерством образования 1
Российской Федерации в качестве учебника
для студентов высших учебных заведений,
обучающихся по специальности «Менеджмент»
Москва г Ш W
«Высшая школа» 2003
УДК 33
ББК 65.304.13
С 17
Рецензенты:
Проф. Горюнов П. В. (зав. кафедрой международного топливно-энергетическо-
го бизнеса Государственного университета управления им. С. Орджоникидзе); д-р
экон, наук, проф. Любимова Н. Г.
Самсонов, В.С.
С17 Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб, для
вузов/B.C. Самсонов, М.А. Вяткин.— 2-е изд.— М.: Высш, шк.,
2003. — 416 с.: ил.
ISBN 5-06-004529-3
В учебнике рассмотрены основы отраслевой экономики предприятий топлив-
но-энергетического комплекса (ТЭК). Показаны место и роль ТЭК в национальной
экономике, его состав и структура. Особое внимание уделено ведущей отрасли
ТЭК — электроэнергетике. Даны традиционные и современные методы экономиче-
ской оценки эффективности, снабженные примерами расчетов. С позиций современ-
ного менеджмента изложены основы управления энергетическим предприятием,
включая планирование энергетического производства.
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Менеджмент», а так-
же для студентов инженерно-экономических специальностей и практических ра-
ботников.
УДК 33
ББК 65.304.13
Учебное издание
Самсонов Владимир Степанович, Вяткин Михаил Андреевич
ЭКОНОМИКА ПРЕДПРИЯТИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Ведущий редактор Л.И. Тарасова. Художник В.А. Дмитриев. Художественный
редактор Ю.Э. Иванова. Технический редактор Н.В. Быкова. Корректор
ОН. Шебашова. Компьютерная верстка ТВ. Максимова.
Лицензия ИД № 06236 от 09.11.2001. Изд. № ЭКЮ-886. Поди, в печать 05.11.2002. Формат 60x88/,,,
Бум. офсетная. Гарнитура Таймс. Печать офсетная. Объем: 25,48 усл. печ. л., 25,98 усл. кр.-отт.,
25,49 уч.-изд. л. Тираж 6000 экз. Заказ № 1185
ФГУП «Издательство «Высшая школа», 127994, Москва, ГСП-4.
Неглинная ул., 29/14
Тел. (095) 200-04-56. E-mail: info@v-shkola.ru http://www.v-shkola.nl
Отдел реализации: (095) 200-07-69, 200-59-39, факс (095) 200-03-01. E-mail: sales@v-shkola.ru
Отдел «Книга-почтой»: (095) 200-33-36. E-mail: bookpost@v-shkola.ru
Отпечатано с готовых диапозитивов во ФГУП ИПК «Ульяновский
Дом печати». 432980, г. Ульяновск, ул. Гончарова. 14
ISBN 5-06-004529-3 © ФГУП «Издательство «Высшая школа», 2003
Оригинал-макет данного издания является собственностью издательства «Высшая школа»,
и его репродуцирование (воспроизведение) любым способом без согласия издательства запрещается.
Введение
История экономики энергетики началась практически в начале XX
в. трудами известного ученого Г.М. Кржижановского, сформулиро-
вавшего основные понятия об энергетике как о единой, неразрывной
«энергетической цепочке» от природного энергетического ресурса и
до потребления топлива и энергии включительно. Именно эта концеп-
ция легла позже в основу понятия «Топливно-энергетический ком-
плекс». Такой комплексный, системотехнический подход определяет
основные положения и особенности экономики энергетики, которая
всегда была экономикой топливно-энергетического комплекса с ак-
центом на самую развитую и сложную его часть — электроэнергетику.
Изложение данного учебника построено по этому принципу. Кроме
того, сделана попытка преодолеть искусственное, исторически сло-
жившееся разделение учебных предметов на «Экономику», «Органи-
зацию», «Планирование».
В последнее время из курса экономики выделены в отдельные специ-
альные дисциплины разделы, посвященные методам экономических оце-
нок— появились предметы «Экономическая оценка инвестиций» (для
экономистов-менеджеров) и «Инновационный менеджмент» (для менед-
жеров). Однако в энергетике эти экономические оценки окрашены специ-
фикой отрасли, поэтому в учебнике оставлен раздел «Методы экономиче-
ских оценок производства и инвестиций в энергетике», снабженный при-
мерами расчетов как энергетического, так и общепромышленного
характера.
Преподавание дисциплин «Экономика ТЭК» и «Экономика предпри-
ятия ТЭК» сегодня не привязано жестко к обязательной, предписанной
вузам программе. Происходит постепенный возврат к традициям русской
Школы, когда состав и программа курса творчески определялись учены-
3
ми-преподавателями, были авторскими программами. Поэтому тематика
данного учебника построена нетрадиционно.
Структура национального хозяйства. Приступая к изучению эко-
номики любой отрасли материального производства, необходимо иметь
представление о ее роли в системе национального хозяйства страны,
взаимодействии и взаимозависимости с другими отраслями, производст-
венными комплексами, а также непроизводственными структурами. В
частности, следует определить ее принадлежность к соответствующей
группе отраслей национального хозяйства и промышленности. Для этого
прежде всего следует дать классифицированный перечень объектов, со-
став и структуру всей экономики страны.
Национально-хозяйственный комплекс включает производственную
и непроизводственную сферы. К непроизводственной сфере относятся та-
кие области национального хозяйства, как образование, культура, наука,
здравоохранение, социальное обеспечение и другие, где не производятся
материальные ценности, но оказываются необходимые услуги, создают-
ся ценности нематериальные. Производственная сфера делится на отрас-
ли национального хозяйства, среди которых наиболее известными и важ-
ными являются: промышленность, транспорт, связь, сельское хозяйст-
во, городское хозяйство и др.
Самая сложная и развитая отрасль промышленность подразделяется
на промышленные комплексы: машиностроительный, горнодобываю-
щий, металлургический, химико-лесной, топливно-энергетический ком-
плекс (ТЭК), военно-промышленный комплекс, легкую, текстильную, пи-
щевую промышленность и др.
Каждый промышленный комплекс в свою очередь делится на отрас-
ли промышленности. Так, машиностроение включает автомобилестрое-
ние, станкостроение, тяжелое, транспортное, сельскохозяйственное
машиностроение, приборостроение, радиоэлектронную промышлен-
ность, электромашиностроение и многие другие отрасли. Химико-лес-
ной комплекс состоит из отраслей химической, минеральных удобрений,
деревообрабатывающей, целлюлезно-бумажной и др.
Отрасли промышленности, как правило, также подразделяются на
подотрасли. Например, химическая промышленность состоит из подот-
раслей: основной химии, азотной промышленности, органического син-
теза, химических волокон, пластмасс и др.
Каждая подотрасль состоит из производственных объединений и
предприятий соответствующего профиля. Объединение предприятий
сходного профиля в соответствующие отрасли и подотрасли значительно
облегчает административное, научно-техническое и экономическое ру-
4
ководство ими, повышает качество управления и, как следствие, эконо-
мические результаты производственно-хозяйственной деятельности.
В настоящее время часто отрасли и подотрасли не имеют жесткой ор-
ганизационной структуры, поскольку большинство предприятий и объе-
динений стали акционерными обществами, товариществами, оформи-
лись в другие виды предприятий с различными формами собственности.
Как известно, право собственности предусматривает владение, рас-
поряжение и использование своей собственности. Поэтому предпри-
ятия (кроме государственных) в большинстве случаев имеют право само-
стоятельно решать, состоять в административном подчинении соответст-
вующей подотрасли и отрасли или стать полностью независимыми,
определив собственный статус на общероссийском и мировом рынке.
Виды и формы предприятий. Предприятие — это имущественно
обособленная производственно-хозяйственная единица, представляю-
щая собой совокупность материальных и людских ресурсов, организован-
ную для достижения каких-либо хозяйственных целей. Предприятие рас-
сматривается как определенный имущественный комплекс, включающий
материальные и нематериальные элементы и являющийся объектом
права (юридическим лицом).
В состав материально-денежных элементов предприятия, в сегодняш-
нем понимании этого производственного объекта, входят:
— помещения — производственные здания, магазины, администра-
тивные помещения;
— товары — сырье, топливо, полуфабрикаты, готовые изделия;
— наличные денежные средства — кассовая наличность;
— права промышленной собственности — права на изобретения, про-
мышленные образцы, товарные знаки, ноу-хау, фирменное наименование;
— приобретенные авторские, лицензионные, арендные и другие права;
— денежные требования и долги, включая полученные займы и кредиты.
К нематериальным элементам относятся постоянные деловые связи,
предложение на рынке, клиентура, приобретенная репутация, что объе-
диняется понятием «гуд вилл» («goodwill»).
Различные формы собственности определяют формы предпри-
ятий. Форма предприятия — система норм, определяющая отношения
между партнерами по предприятию, с одной стороны, и отношения
этого предприятия с другими предприятиями и физическими лица-
ми — с другой.
Сейчас возникло и развивается множество разнообразных форм при
организации предприятий, особенно средних и мелких. Это свойственно
начальному этапу становления рыночной экономики, в дальнейшем эти
формы стабилизируются и упростятся, как о том свидетельствует миро-
вой опыт. Наиболее распространенными являются следующие формы ор-
5
ганизации предприятий: торговые товарищества; общества (товари-
щества) с ограниченной ответственностью (ООО или ООТ); общество
с неограниченной ответственностью (полное товарищество — ОНО);
коммандитное общество (КО); акционерное общество (АО).
В учебнике обобщен опыт преподавания курсов «Экономика пред-
приятия», «Экономика отрасли», «Экономическая оценка инвестиций» в
Московском государственном открытом университете.
В учебнике глава 9 написана Самсоновым И.В., § 4.1 и 8.3 написаны
Самсоновым И.В. совместно с авторами.
Авторы выражают глубокую благодарность д-р экон, наук, проф. Лю-
бимовой Н.Г. и д-р экон, наук, проф. Горюнову П.В. за ценные замечания
по рукописи учебника.
Раздел I. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ
КОМПЛЕКС В СОСТАВЕ НАЦИОНАЛЬНОЙ
ЭКОНОМИКИ
1
г
t
Глава 1. Топливно-энергетический комплекс
1.1. СОСТАВ И СТРУКТУРА
ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА
Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой
сложную и развитую систему добычи природных энергетических ресур-
сов, их обогащения, преобразования в мобильные виды энергии и энерго-
носителей, передачи и распределения, потребления и использования во
всех отраслях национального хозяйства. Объединение таких разнород-
ных частей в единый национально-хозяйственный комплекс объясняется
их технологическим единством, организационными взаимосвязями и
экономической взаимозависимостью.
Неразрывная цепь добычи — преобразования — передачи — распре-
деления — потребления — использования энергоресурсов определяет
технологическое единство топливно-энергетического комплекса.
Организационно комплекс разделяется на отрасли, системы и пред-
приятия ТЭК:
— добывающие', угледобыча, нефтедобыча, газодобыча, добыча тор-
фа и сланцев, добыча урана и других ядерных материалов;
— преобразующие (перерабатывающие): углепереработка, нефтепе-
реработка, газопереработка, переработка торфа и сланцев, электроэнер-
гетика, атомная энергетика, котельные, получение местных энергоноси-
телей— сжатого воздуха и газов, холода и т.п.;
— передающие и распределяющие', перевозка угля, торфа и сланцев,
нефтепроводы и другие способы транспорта нефти и нефтепродуктов, га-
зопроводы, транспорт газовых баллонов, электрические сети, включая
высоковольтные линии электропередачи (ЛЭП) и низковольтные распре-
делительные электросети, паро- и теплопроводы, трубопроводы местных
энергоносителей, газобаллонное хозяйство;
— потребление и использование', во всех отраслях национального хо-
зяйства на технологические, санитарно-технические и коммунально-бы-
товые нужды, объединяемые понятием «Энергетика отраслей националь-
7
ного хозяйства», разделяемой на промышленную энергетику, энергетику
транспорта, энергетику сельского хозяйства, коммунальную энергетику
и т.п.
Как видим, организационного единства топливно-энергетиче-
ского комплекса нет, хотя руководит значительным количеством
его отраслей Министерство топлива 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 госу-
дарственного капитала и капитала вышестоящих административ-
но-производственных структур. Например, самостоятельными ак-
ционерными обществами стали некоторые электростанции с уча-
стием районных энергетических объединений (РАО), РАО ЕЭС
(единой энергетической системы) России. Тем не менее технологи-
ческое единство производства и потребления топливно-энергетиче-
ских ресурсов приводит к необходимости очень тесных информаци-
онных связей между различными частями ТЭК, особенно в электро-
энергетике. Здесь существует единая система оперативного
управления, объединяющая все электроэнергетические объекты не-
зависимо от уровня управления (станции, сети, системы, Единая
энергосистема страны) и формы собственности (государственная,
акционерная, коллективная, частная).
Различные отрасли и составные части ТЭК экономически объединя-
ются на российском и мировом энергетическом рынке (по прямым дого-
ворам, через товарно-сырьевые биржи, по государственным заказам и
квотам на экспорт и т.п.), будучи хозяйственно самостоятельными субъ-
ектами рынка. В то же время технологическое единство ТЭК делает
субъектов энергетического рынка взаимозависимыми. А в такой целост-
ной отрасли как электроэнергетика и при теплоснабжении от ТЭЦ и ко-
тельных, когда потребители в полном смысле слова привязаны к элек-
трическим и тепловым сетям, возникает естественная монополия произ-
водителей.
Монополизм электроэнергетики естественным образом затрудняет
развитие рыночных отношений между производителями и потребителя-
ми энергии. Решение этой проблемы может быть решено путем организа-
ции Федерального общероссийского рынка энергии и мощности
(ФОР ЭМ).
Основные принципы, установленные государством при формирова-
нии Федерального общероссийского рынка энергии и мощности, следую-
щие:
1) рынок формируется из производителей энергии — региональных
акционерных обществ (АО «Энерго») и крупных потребителей энергии,
8
включая перепродавцов. Весь энергетический рынок делится на
зоны — Европейскую и Сибирскую, где имеются существенные эконо-
мические различия в условиях производства и поставок энергии и мощ-
ности;
2) на рынке заключаются долгосрочные, среднесрочные и кратко-
срочные контракты на поставку энергии и мощности между субъектами
ФОРЭМ. Краткосрочные договоры и заказы, в том числе суточные, за-
ключаемые в реальном режиме времени, образуют так называемый «спо-
товый рынок»;
3) ЦДУ (центральное диспетчерское управление) и ОДУ (объединен-
ные диспетчерские управления) осуществляют диспетчерское регулиро-
вание графиков нагрузки, обеспечивают необходимое резервирование
энергетических мощностей;
4) государство контролирует и регулирует региональные тарифы на
энергию и мощность, включая образование многоставочных тарифов.
Со временем, когда ФОРЭМ обретет более четкие очертания, появят-
ся и другие его технические, экономические и организационные
характеристики.
1.2. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ ОТРАСЛЬ. ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ
СТАНЦИИ
Электроэнергетика является важнейшей составной частью топлив-
но-энергетического комплекса страны, обладает рядом специфических
черт, делающих ее непохожей ни на одну отрасль промышленности. По
существу, она должна быть признана отраслью национального хозяйст-
ва, поскольку пронизывает все его сферы. Главными отличительными
особенностями электроэнергетики следует считать:
— невозможность запасать электрическую энергию (в значитель-
ных масштабах и тепловую), в связи с чем имеет место постоянное един-
ство 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,
являющейся жизненно важным условием работы всего национального
хозяйства;
9
— планирование энергопотребления на каждые сутки и каждый час
в течение года, т. е. необходимость разработки графиков нагрузки на каж-
дый день каждого месяца с учетом сезона, климатических условий, дня
недели и других факторов.
Эти специфические условия породили отраслевые традиции в органи-
зации электроэнергетики, при этом главной особенностью является соз-
дание и функционирование единой энергетической системы страны.
В разное время отдельные части ТЭК административно подчиня-
лись разным министерствам и ведомствам. Сейчас наряду с другими от-
раслями топливно-энергетического комплекса электроэнергетика адми-
нистративно входит в состав Министерства топлива и энергетики (Мин-
топэнерго). Вплотную к электроэнергетической отрасли, руководимой
Минтопэнерго, примыкает и участвует в работе по единому графику
атомная энергетика — система Министерства атомной энергетики
(Минатомэнерго). Однако в условиях рыночной экономики все эти ор-
ганизационно-административные построения могут меняться, а отдель-
ные предприятия и их объединения получают существенную степень
экономической свободы и независимости от вертикальных организаци-
онных структур.
Основой структуры электроэнергетической отрасли являются элек-
трические станции различных типов.
По первичному энергоресурсу, потребляемому для производства
электрической (иногда также и тепловой) энергии, электростанции мож-
но подразделить на: тепловые (топливные) — (ТЭС), в том числе тепло-
электроцентрали — (ТЭЦ) и конденсационные электростанции —
(КЭС), атомные — (АЭС), гидравлические — (ГЭС), прочие (солнечные,
геотермальные, приливные, ветряные и др.).
Все перечисленные типы электростанций обладают разными эко-
номическими показателями и поэтому имеют несколько разные облас-
ти применения (см. гл. 4.2). Главными показателями, определяющими
всю экономику энергетического производства, являются капитальные
затраты или для сравнения разных электростанций удельные капита-
ловложения (к), руб/кВт, и годовые расходы по эксплуатации или се-
бестоимость производства единицы энергии (s), коп/кВт.ч. Все дру-
гие 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. Однако их соотношения не могли принципи-
ально измениться по сравнению с 1992 г., когда эти показатели имели сле-
дующие значения (табл. 1.1).
10
Таблица 1.1. Основные технико-экономические показатели
электростанций различных типов (средние ориентировочные
показатели)
Типы электростанций Удельные капиталовложения Себестоимость производства энергии
руб/кВт % коп/кВт ч %
ТЭЦ 2500 170 10 74
КЭС 1500 100 12—15 100
ГТУ 4000—7000 270—470 20—40 150—300
АЭС 2000—3000 130—200 12—15 100
ГЭС 7000—10 000 470—670 1—5 7—37
Прочие типы, в том числе: 5000—20000 330—1300 100—1000 740—7400
солнечные термические 4500—6000 300—400 23—28 170—210
полупроводниковые 3700—6500 250—430 22—30 160—220
геотермальные 25003200 160—210 23—30 170—220
океанические термические 5300—10 000 350—700 40—55 300—400
Примечания. Относительные показатели вычислены при сравнении с самыми распростра-
ненными типами электростанций — КЭС. По некоторым источникам показатели АЭС, ГТУ и прочих, в
основном возобновляемых источников энергии более оптимистичны, однако часто эти сведения необъ-
ективны либо рассчитаны на оптимальный ход развития экономики, чего в действительности, к сожале-
нию, не наблюдается
В настоящее время удельные капиталовложения в строительство
угольных электростанций оцениваются на уровне 1000—1100 долл./кВт
(примерно 30—31 тыс. руб/кВт); для парогазовых станций — около 600
долл./кВт (примерно 18 тыс. руб/кВт).
Капитальные затраты на сооружение электростанций зависят прежде
всего от типов и различных региональных факторов. Их изменение связа-
но с положением дел в энергетическом машиностроении, поскольку ос-
новной вес в стоимости большинства станций имеет энергетическое обо-
рудование. Исключение составляют ГЭС, где основная часть стоимо-
сти — гидросооружения.
Себестоимость производства энергии зависит на 60—80 % от стоимо-
сти потребленного топлива (кроме ГЭС). Поэтому главным показателем
экономичности работы любой тепловой электростанции является его
удельный расход на выработку и отпуск единицы энергии.
Наиболее распространенными, вырабатывающими около 80 % элек-
троэнергии, являются тепловые электростанции (ТЭС). Они подразде-
ляются на станции теплофикационные (теплоэлектроцентра-
ли — ТЭЦ) и конденсационные (КЭС). ЭС в зависимости от
11
начального давления применяемого пара (перед турбогенераторами) де-
лятся на:
1) ТЭС низкого давления— 13—25 ата (1,3—2,5 МПа). Практиче-
ски не применяются, хотя в связи с тенденциями к созданию на предпри-
ятиях собственных маломощных источников энергии могут возникнуть
вновь;
2) ТЭС среднего давления — 25—45 ата (2,5—4,5 МПа). Считают-
ся устаревшими, но кое-где еще сохранились. Как правило, на этих
станциях проводилась реконструкция, установлены новые котло- и
турбоагрегаты, работающие на более высоких параметрах пара. Ино-
гда в целях повышения экономичности на таких станциях устанавли- |
вались так называемые «предвключенные» турбоагрегаты — противо-
давленческие турбины высокого давления, отработанный пар которых
соответствовал нужному среднему давлению. Чаще эти станции пере-
водились в режим работы с «ухудшенным вакуумом» — конденсато-
ры этих турбин использовались как теплообменники, производящие
горячую воду для теплофикации. В этих же целях на ряде ТЭС средне-
го давления имеющиеся нерегулируемые отборы пара, ранее предна-
значавшиеся исключительно для собственных нужд, превращены в те-
плофикационные отборы. В обоих указанных случаях КЭС, по сущест-
ву, превращались в ТЭЦ;
3) ТЭС высокого давления — 90 ата (9 МПа);
4) ТЭС сверхвысокого давления—130—240 ата (13—24 МПа).
Все эти исторические тенденции к росту начального давления пара
вызваны стремлением к повышению экономичности. Согласно второму
закону термодинамики, внутренний относительный КПД теплового цик-
ла зависит от соотношения начального и конечного теплосодержания ра-
бочего тела, в данном случае — водяного пара. Поэтому чем выше на-
чальное давление и глубже вакуум в конденсаторе паровой турбины, тем
выше КПД производства энергии. Однако даже теоретически он не может
быть выше 44 — 45 %. Повышение экономичности ТЭС — глобальная
задача человечества, наиболее известный и проверенный путь ее реше-
ния — теплофикация, создание ТЭЦ, а в последнее время — парогазовых
циклов.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), предназначенные для совместной
комбинированной выработки тепловой и электрической энергии, разли-
чаются по типам установленных на них турбогенераторов на: J
противодавленческие (типа Р), пройдя которые пар подается потреби- :
телям тепловой энергии; имеются также противодавленческие турбины с
регулируемым производственным отбором (типа ПР); турбины с регули-
руемыми отборами пара и конденсацией, в том числе с одним производ-
ственным отбором пара давлением 5— 13 ата (0,12—0,25 МПа — типа П;
с одним теплофикационным отбором пара давлением 1,2—2,5 ата
(0,12—0,25 МПа) — типа Т; с двумя отборами — производственным и
теплофикационным (типа ПТ).
Экономические показатели, свойственные перечисленным типам
турбин, заложены в энергетических характеристиках.
Энергетическая характеристика турбоагрегата — это уравнение,
устанавливающее зависимость количества потребляемой теплоты или то-
плива от развиваемой электрической мощности типа:
Q4 = Чхх + ЧтРт + ЧкРк(Гкал/ч) (1.1)
или
Вч = Ьхх + ЬТРТ + ЬКРК (т у .т./ч), (1.2)
где Q4 — часовой расход теплоты, Гкал/ч; Вч — часовой расход топлива,
т у.т./ч; qxx и Ьхх — часовые расходы теплоты или топлива на холостой
ход турбины, Гкал/ч или т у.т./ч; qr и Ьт — относительные приросты теп-
лоты или топлива при работе по теплофикационному циклу, Гкал/ч/кВт;
qK и Ьк — относительные приросты теплоты или топлива при работе по
конденсационному циклу, Гкал/ч/кВт; Рт — электрическая мощность,
развиваемая на тепловом потреблении (по теплофикационному циклу),
кВт; Рк — электрическая мощность, развиваемая по конденсационному
циклу, кВт.
Здесь и далее применяются общепринятые размерности:
гу.т., кгу.т., ту.т. — граммы, килограммы и тонны условного топлива, т. е. некоего ус-
редненного вида топлива, имеющего теплоту сгорания Qp" = 7000 ккал/кг;
Вт, кВт, МВт — ватты, киловатты, мегаватты — единицы электрической мощности;
кВт.ч, МВт.ч— киловатт-часы, мегаватт-часы — единицы электрической энергии;
ккал, Гкал — килокалории н гигакалории ((Гкал = 106 ккал) — единицы тепловой энер-
гии; ккал/час, Гкал/час—килокалории в час, гигакалории в час — единицы тепловой произво-
дительности (мощности); эти размерности являются внесистемными единицами (вне междуна-
родной системы СИ), где для теплоты и тепловой энергии предписано использовать джоуль
(Дж, кДж — килоджоуль, МДж — мегаджоуль, ГДж—гигаджоуль и т.д.) или тепловые кило-
ватты и киловатт-часы (кВт(т), МВт(т) и т.д.); однако в нашей промышленности пока что
практически нет приборов, измеряющих тепловую энергию в этих системных единицах.
Давление пара, также традиционно, измеряется в атмосферах—абсолютных (ата) или
избыточных (ати — сверх атмосферного давления, т.е. 1 ата = 1 ати+1). Это также внесистем-
ные единицы, где давление должно измеряться в мегапаскалях (МПа), причем 1 ата = 0,1 МПа.
Нелишне также помнить стандартные масштабные размерности и их условные обозначе-
ния: 1012 — триллион — тера— Т; 109—миллиард — гига— Г; 106—миллион — мега — М;
10 —тысяча — кило — к; 102 — сто—гекто — г; 10—десять—дека — да; 10'1 — деся-
тая часть — деци — д; 10"2— сотая — санти — с; 10'3— тысячная—милли—м;
10* — миллионная—микро—мк и т.д.
13
Противодавленческие турбины предназначены для теплоснабжения
потребителей с попутной выработкой электроэнергии. Электрическая
мощность этих турбин как бы «привязана» к тепловой производительно-
сти и полностью от нее зависит:
Q4 = Чхх + ЧтРт(Гкал/ч) (1.3)
ИЛИ
Вч = Ьхх + ЬтРг(ту.т./ч). (1-4)
Поскольку вся электроэнергия вырабатывается на тепловом потреб-
лении (по теплофикационному циклу), противодавленческие турбины яв-
ляются самыми экономичными из всех паровых турбин. Удельный рас-
ход топлива здесь составляет 180—200 г у.т./кВт-ч.
Теплофикационные турбины с одним или двумя регулируемыми от-
борами пара имеют следующие характеристические уравнения:
для часовых показателей:
Q4 = Чхх + ЧтРт+Чкрк (Г кал/ч); (1.5)
Рт = m1Qn+m2QT-C(KBT); (1.6)
для годовых показателей:
Q™ = ЧххТ + 4tWt+4kWk (Г кал/год); (1.7)
WT = n^Qn + m2QT ~ С (кВт• ч/год), (1.8)
где Qn — часовой (или годовой) отпуск пара из производственного от-
бора (7—13 ата, 0,7—1,3 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; QT—часовой
(или годовой) отпуск пара из теплофикационного отбора (1,2—2,5 ата,
0,12—0,25 МПа), Гкал/ч или Гкал/год; rrij — удельная частичная выра-
ботка электроэнергии на отпуске тепла из производственных отбо-
ров, кВт - ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; т2 — удельная частичная выработка
электроэнергии на отпуске тепла из теплофикационных отборов,
кВт-ч/Гкал или кВт/Гкал/ч; С — константный показатель при расчете
теплофикационной мощности (выработки энергии — при расчете го-
довых показателей), кВт; Т — время работы турбины, ч/год; WT — го-
довая выработка электроэнергии по теплофикационному циклу,
кВт • ч/год; WK — годовая выработка электроэнергии по конденсаци-
онному циклу, кВт-ч/год.
Расход теплоты определяет расход топлива соответствующим турбо-
агрегатом. Для вычисления топливопотребления часовой или годовой
расход теплоты умножается на удельный расход топлива в котельной
ТЭЦ, затраченный на производство тепла, по формуле
14
%). bT = 1000/(7000 • т]к) = 0,143/г)к (т у.т. /Г кал), (1.9)
где 1000 — размерный коэффициент; 7000 — теплота сгорания услов-
ного топлива, ккал/кг; т)к — КПД котельного цеха ТЭЦ; 0,143 — удель-
ный расход топлива на производство теплоты при КПД т)к = 1 (100 %).
Для современных турбин (например, ПТ-135-130) используются го-
довые топливные характеристики типа:
Вгод = bxxT + bnDn + bTDT+b3Wr0/l(Ty.T./rofl), (1.10)
где Ьп, Ьт, Ьэ — относительные приросты расхода топлива на производст-
во соответственно пара из производственного отбора, теплофикационной
горячей воды и электроэнергии. Обычно удельные расходы топлива на
производство (выработку, отпуск) электроэнергии вычисляются в грам-
мах — г у.т./кВт • ч или килограммах — кг у .т./кВт.ч; на производство те-
пла — в тоннах или килограммах — кг у.т./Гкал; Dn, DT и WrOfl — годо-
вое производство соответственно пара, теплофикационной горячей воды
и электроэнергии.
При этом годовой расход топлива на выработку электроэнергии по те-
плофикационному циклу
Вгод-Т = гщОп + m2DT (т у.т. /год). (1.11)
Главным экономическим показателем ТЭЦ, дающим им преимущест-
ва перед другими типами ТЭС, является удельный расход топлива на про-
изводство электроэнергии — 220 — 280 г у.т./кВт- ч. При этом выработ-
ка энергии по теплофикационному циклу требует 200 — 250 г у.т./кВт • ч,
а по конденсационному циклу — свыше 400 г у.т./кВт • ч, так что общий
показатель зависит от соотношения выработки по этим циклам или от
доли теплофикационной выработки в общей. Этот показатель называется
теплоэлектрическим коэффициентом. Чем он выше, тем экономичнее
работает ТЭЦ.
Конденсационные электростанции (КЭС) различаются по общей ус-
тановленной мощности и мощности турбогенераторов: 150,300,500,800,
1200 МВт.
Каждая конденсационная турбина имеет две (или более) зоны мощно-
сти — экономическую (Рэ) и сверхэкономическую, определяемую как раз-
ница между установленной (Ру) и экономической мощностями (Ру - Рэ),
кВт. При работе в этих зонах имеют место разные относительные прирос-
ты расходов тепла на производство электроэнергии: в экономической
зоне — q3 и сверхэкономической зоне — Чсв-э> причем Чсв-э>5> Чэ,
15
т у.т./кВт • ч. Поэтому энергетические характеристики конденсационных
турбогенераторов имеют вид:
для часовых показателей:
Q4 = Чхх + ЧэРэ + Чсв-э(Ру - Рэ) (Г кал/ч); (1.12)
для годовых показателей:
Q™ = Чхх Т + Яэ W3 + qCB_3 WCB_3 (Г кал/год) (1.13)
где W3 и WCB_3 — годовая выработка электроэнергии соответственно в
экономической и сверхэкономической зонах, кВт-ч/год.
Конденсационные станции существенно уступают по экономичности
ТЭЦ, их удельные расходы на самых лучших КЭС составляют 318 — 320
г у.т./кВт-ч, а на старых, работавших еще на среднем давлении пара (40
ата), этот показатель может достигать 400—500 г у.т./кВт-ч.
В последнее время все большее распространение получают газотур-
бинные электростанции и установки (ГТУ), отличающиеся большой ма-
невренностью при низкой экономичности. Они так же, как и ГЭС, ис-
пользуются для покрытия пиковой части графиков нагрузок. Однако их
технико-экономические показатели наихудшие среди тепловых электро-
станций, удельные расходы топлива — 500—600 г у.т./кВт-ч и выше.
Для повышения экономичности ГТУ создаются парогазовые циклы, в
которых отработанные газы после газовых турбин, обладающие еще зна-
чительным теплосодержанием, а иногда содержащие также продукты не-
полного сгорания, дожигаются и догреваются в энергетических котлах Ci
выработкой пара для обычных паровых турбин. Парогазовые электро*;
станции обладают КПД производства энергии и удельными расходами
топлива, сравнимыми с показателями ТЭЦ.
В составе парогазового цикла КПД газотурбинной установки опреде-
ляется по формуле
1 + А
т) э =----------------------« 0,5 -> 50 %, (1.14)
1/(П„.ут11рП„к) + АП1у т)п^
где Апгу = №,/№„ — соотношение электрических мощностей газовой
(№г) и паровой (№п) турбин; т]пгу, т]тр, цпк, т]пту — КПД соответственно па-‘-
рогазовой установки (пгу), передачи (транспортировки) теплоносителя
(отработанных газов из газовой турбины — тр) и парового котла-утили-
затора, преобразующего энергию выхлопных газов в энергию рабочего
пара для паровой турбины (пк) и паротурбинной установки (пту)..;
16
Исходя из КПД парогазового цикла, легко определить удельный рас-
ход топлива на производство электроэнергии:
b = 0,123/ти-у {кг у. т./кВт. ч). (1-15)
Атомные электростанции (АЭС), являющиеся, по существу, тепло-
выми станциями, в которых пар получается не при сжигании топлива, а
при освобождении внутриатомной энергии, различаются по типам ядер-
ных реакторов (в том числе на быстрых или на медленных нейтронах),
мощности и некоторым другим признакам.
АЭС работают на ядерном топливе, в качестве которого используют-
ся уран-233 (U-235), уран-233 (U-233) и плутоний-239 (Ри-239). Ядерное
горючее обладает теплотой сгорания примерно в 2,5 миллиона раз выше,
чем теплота сгорания обычного органического топлива. 1 кг урана может
дать столько теплоты, сколько может быть получено при сжигании от 2,6
до 3,0 тыс. т каменного угля. В 1 т природного урана содержится пример-
но 7 кг делящегося изотопа урана-235, а остальные 99,3 % приходятся на
долю неделящегося изотопа урана-233. Однако в специальных реакторах
при попадании быстрых нейтронов в ядро урана-233 происходит несколь-
ко реакций, в результате чего образуется новое делящееся вещест-
во — плутоний-239, который может быть топливом для реакторов на бы-
стрых нейтронах.
На промышленных АЭС России установлены энергетические ядер-
ные реакторы с водой под давлением корпусного типа ВВЭР и канальные
водографитовые реакторы РМБК. В целях повышения безопасности раз-
рабатываются новые конструкции реакторов для оснащения перспектив-
ных АЭС, а также атомных станций теплоснабжения (ACT). Целью раз-
вития атомной энергетики является создание безотходных АЭС с реакто-
рами-размножителями на быстрых нейтронах, где одновременно с
производством энергии образуется плутоний-239, служащий для даль-
нейшего использования.
Гидроэлектростанции бывают двух типов: собственно ГЭС и гидро-
аккумулирующие (ГАЭС), созданные специально для регулирования гра-
фика нагрузки. Гидростанции являются единственными источниками
энергии, использующими возобновляемые природные энергоресур-
сы — естественный речной водоток. Как известно, в природе происходит
непрерывный круговорот воды: испарения естественных водоемов, пре-
имущественно морей и океанов, конденсируются в атмосфере и выпада-
ют затем в виде дождя и снега. Эти атмосферные осадки составляют ос-
новной объем речного водотока. Другие его составные части — вековые
снега и ледники горных массивов, постепенно тающие ввиду общего по-
тепления планетарного климата.
17
Устройство ГЭС напоминает детскую водяную вертушку или древ-
нейшее изобретение человечества — водяную мельницу. Некоторые гид-
ростанции строятся на естественном водотоке (бесплотинные ГЭС), но
большинство из них требует сложных и дорогостоящих гидротехниче-
ских сооружений (плотины, дамбы, деривационные каналы и т.п.), затоп-
ления значительных территорий для водохранилищ, создания перепада
высот над уровнем моря. Масса воды, находящейся на верхней высотной
отметке, называется верхним бьефом, на нижней отметке — нижним бье-
фом. Перепад давлений между бьефами реализуется для получения энер-
гии.
Собственно ГЭС различаются по напору — высоконапор-
ные (горные) »низконапорные (равнинные); по зарегулиро-
ванности естественного водотока — с суточным, сезонным и многолет-
ним регулированием; по некоторым другим признакам, в частности — по
мощности.
Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС) — искусственные сооруже-
ния, созданные на возвышенностях над естественными водоемами. В
часы ночного провала нагрузки они работают в режиме насосов, закачи-
вающих воду на верхний бьеф водохранилища, а в часы пика нагрузки
срабатывают эту воду, развивая электрическую мощность и вырабатывая
электроэнергию для сглаживания суточной неравномерности электропо-
требления.
Ветряные, солнечные, приливные, биоэнергетические станции не на-
шли пока еще сколько-нибудь существенного применения в электроэнер-
гетике. Также пока что нецелесообразно всерьез говорить о термоядер-
ных электростанциях, на пути создания которых в настоящее время име-
ются очень большие технические трудности. Аналогичное положение
возникло с магнитогидродинамическим способом производства электро-
энергии, с так называемыми МГД-генераторами. ,
Энергетические, технические и экономические свойства электростан-
ций различных типов используются при оптимизации покрытия суточно-
го графика электрической нагрузки.
1.3. СОСТАВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ
Энергетическая система состоит из многочисленных энергетических
объектов, включающих:
— электрические станции;
— электрические и тепловые сети (сетевые предприятия);
— систему оперативно-диспетчерского управления, представляю-
щую собой производственно-управленческую иерархию: Центральное
диспетчерское управление (ЦДУ), региональные объединенные диспет-
18
черские управления (ОДУ), местные диспетчерские пункты в энергосис-
темах и на энергетических предприятиях (ДУ);
— энерго ремонтные предприятия, производящие централизованный
ремонт энергетического оборудования;
— строительные организации, обслуживающие периодическую ре-
конструкцию и новое строительство энергетических объектов;
— систему технико-экономического управления: от Российского
(РАО «ЕЭС») до региональных (местных) энергетических управлений
(АО «Энерго»), в составе которых особенно важны сбытовые подразде-
ления (энергосбыты) и организации энергетического контроля (Энерго-
надзор);
— вспомогательные предприятия и организации (автомобильные и
железнодорожные хозяйства, подсобные службы и т.п.).
Кроме электростанций весьма важным элементом электроэнергети-
ческих систем являются энергетические коммуникации, прежде всего
электрические сети, включая мощные линии электропередачи (ЛЭП).
По функциональному назначению линии электропередачи можно
разделить на две большие группы: межсистемные и распределительные.
Межсистемные линии электропередачи выполняют
функцию транспорта энергии между энергосистемами и отдельными
предприятиями. Это обычно линии высокого напряжения — 750 кВ, 500
кВ, 330 кВ, 220 кВ, редко— НО кВ.
Распределительные линии доводят энергию до потре-
бителей. Это обычно линии 6—10 кВ, 35 кВ, реже 110 кВ , если потреби-
телями являются предприятия промышленности, транспорта, сельского
хозяйства и т.д. Для коммунально-бытовых потребителей распредели-
тельные линии бывают напряжением 220 В, 380 В, 6—10 кВ..
Обслуживанием линий электропередачи и подстанций занимаются
предприятия электрических сетей (ПЭС). Предприятия электрических
сетей, обслуживающие магистральные сети, выделены в самостоятель-
ное крупное объединение Магистральных электросетей (МЭС). Электри-
ческие подстанции представляют собой довольно сложный комплекс
оборудования, требующий квалифицированного обслуживания. Здесь
установлены электрические трансформаторы разного напряжения и мощ-
ности — от десятков до сотен киловольт-ампер (кВА), высоковольтные
выключатели, реакторы (аппараты, компенсирующие токи короткого за-
мыкания), разъединители и др.
Для эксплуатации распределительных сетей создается несколько ти-
пов предприятий: предприятия электросетей (ПЭС), входящие в состав
энергосистем; предприятия-перепродавцы, находящиеся на полном хоз-
расчете; предприятия электросетей — перепродавцы, обслуживающие
19
небольшие города и населенные пункты и покупающие энергию у энерго- ।
систем. В ведении этих предприятий находятся также трансформаторные I
подстанции (ТП) и распределительные устройства (РП). Они трансфор-
мируют электроэнергию с высокого (110, 35,6—10 кВ) на низкое, потре- 1
бительское, напряжение (220—380 В) и распределяют ее в районах и мик- I
рорайонах города для жилых и общественных зданий. ’
Предприятия тепловых сетей (ПТС) также эксплуатируют маги- 1
стральные и распределительные паро- и теплопроводы в городах и на- .1
селенных пунктах. Как правило, крупные ПТС, входящие в состав 1
энергосистем, покупают тепло у городских ТЭЦ и крупных отопитель- 1
ных котельных и продают его местным (муниципальным) предприяти- |
ям и другим подразделениям городского хозяйства. При муниципали- Г
тетах часто создаются свои энергетические учреждения — Дирекции 1
городских котельных, занимающиеся эксплуатацией как источников f
теплоснабжения (котельных, редко — ТЭЦ), так и тепловых распреде-
лительных сетей.
Другие подразделения энергосистем занимаются обслуживанием
электростанций и сетевых предприятий, а также управляют процессами
производства, передачи, распределения и потребления энергии.
1.4. ОСНОВЫ ЭКОНОМИКИ ФОРМИРОВАНИЯ ЭНЕРГОСИСТЕМ
Энергетические системы и их объединения в современных услови-
ях являются основой развития энергетики России. Только на базе соз-
дания и развития энергосистем практически можно обеспечить высо-
кие темпы технического прогресса в энергетике на основе развития
принципов концентрации, централизации и комбинирования произ-
водства электроэнергии и тепла. В связи с демонополизацией энерге-
тического хозяйства страны, акционированием энергосистем, пред-
приятий электрических сетей, крупных ГРЭС и т.д. в энергетике сло-
жилась парадоксальная ситуация, когда с точки зрения технологии
энергетика едина, а с точки зрения хозяйственной каждый крупный
энергетический объект имеет своего хозяина. Электростанции произ-
водят электроэнергию с помощью электрических сетей, осуществляет-
ся транспорт электроэнергии до потребителей, все вместе электро-
станции и сети представляют единую технологическую цепочку, осу-
ществляющую электроснабжение потребителей. В энергетике
появилось много хозяйственно самостоятельных объектов, связанных
единой технологической цепочкой. Наличие большого числа хозяйст-
венно самостоятельных субъектов привело к большим сложностям
при осуществлении экономически оптимальной загрузки электростан-
ций по условиям режима. Каждая самостоятельная электростанция
20
стремится к максимальной загрузке, что дает ей наибольшую прибыль,
но это может противоречить оптимальному режиму работы электро-
станций и минимизации общих по энергетике расходов топлива на вы-
работку электроэнергии и соответственно минимальным затратам по
энергетике. Оптимум по энергетике в целом не совпадает с суммой оп-
тимумов затрат по электростанциям. Хозяйственная раздробленность
энергопредприятий привела к увеличению затрат на производство
энергии и, как следствие, росту тарифов на энергию и увеличению за-
трат на энергию в себестоимости промышленной продукции.
Энергетическая система представляет собой совокупность объеди-
ненных для параллельной работы электрических станций, линий электро-
передачи, подстанций и тепловых сетей, имеющую общий резерв мощно-
сти и централизованное оперативно-диспетчерское управление для коор-
динации работы станций и сетей по единому диспетчерскому графику.
Основной задачей энергосистем является централизованное снабже-
ние электроэнергией соответствующих районов при оперативно-диспет-
черском регулировании единого процесса производства, передачи и рас-
пределения энергии. В ряде энергосистем получили значительное разви-
тие ТЭЦ. Такие системы наряду с централизованным электроснабжением
осуществляют и централизованное теплоснабжение промышленных цен-
тров и городов.
Развитие энергетики на базе создания, укрупнения и объединения
энергетических систем имеет ряд технико-экономических преимуществ.
Перечислим основные из них.
1. Повышается надежность электроснабжения потребителей за счет
более гибкого маневрирования резервами, сосредоточенными на отдель-
ных электростанциях; сокращается суммарный потребный резерв мощ-
ностей; повышается качество энергии.
2. Обеспечивается экономическая целесообразность концентрации
производства электроэнергии путем увеличения единичной мощности
электростанций и установки на них более мощных блоков, поскольку ос-
лабляется 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 объеди-
ненной 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.
21
5. Повышается эффективность использования различных энерге-
тических ресурсов, сокращаются железнодорожные перевозки топли-
ва, с большим экономическим эффектом используются гидроэнергети-
ческие ресурсы, даже значительно удаленные от потребителей энер-
гии. Наличие магистральных линий электропередачи в крупных
энергосистемах и их объединениях обеспечивает наиболее эффектив-
ное использование низкосортных топлив, экономически не выдержи-
вающих дальних перевозок.
6. Создается техническая возможность для ликвидации и предотвра-
щения нового строительства мелких неэкономичных изолированно рабо-
тающих станций и котельных.
7. Коренным образом улучшаются условия и экономические показа-
тели ТЭЦ за счет обеспечения возможности их работы в основном по теп-
лофикационному режиму.
Все перечисленные преимущества создают условия для достижения
максимально возможной экономии капиталовложений и топлива, повы-
шения производительности труда, снижения себестоимости энергии, уве-
личения прибыли и повышения рентабельности энергетического произ-
водства.
Энергосистемы классифицируются по мощности, структуре гене-
рирующих мощностей и территориальному охвату.
Энергосистемы по мощности можно классифицировать по
трем группам: свыше 5 млн. кВт, от 1 до 5 млн. кВт и до 1 млн. кВт. В изо-
лированно работающих энергосистемах второй и в особенности третьей
групп возможности использования крупных агрегатов и станций, гибкого
маневрирования рабочими мощностями и резервами, наиболее эффек-
тивного использования различных ТЭР ограниченное. Эти и ряд других
преимуществ крупных энергосистем явились определяющими фактора-
ми создания и развития ОЭС. Мощность ОЭС Центра, Урала, Сибири
превысила 30 — 40 млн. кВт.
По структуре мощностей различают энергосистемы:
преимущественно гидроэнергетические, в которых удельный вес
ГЭС составляет 50% и более (например, энергосистемы Средневолжская,
Кольская);
преимущественно теплофикационные, в которых в балансе мощно-
стей системы преобладают ТЭЦ (например, Московская и Уфимская
энергосистемы); системы, в которых преобладают мощные ГРЭС и
АЭС; системы с приблизительно одинаковым соотношением мощно-
стей электростанций различных типов. Структура энергосистем по мере
их развития претерпевает изменения. Эти изменения происходят в зави-
симости от соотношения масштабов ввода новой мощности на ГРЭС,
ТЭЦ, АЭС. Одной из важнейших задач экономики энергетики является
22
обоснование оптимальной перспективной структуры генерирующих
мощностей энергосистем в динамике их развития.
По территориальному охвату различают следующие
энергосистемы: районные (РЭУ и ПЭО), например Мосэнерго, Тула-
энерго; объединенные, например ОЭС Центра, Сибири, и единую энер-
госистему РФ.
В развитии энергетической базы страны можно выделить четыре эта-
па: 1-й— 1920—1940 гг.; 2-й — 1941 — 1950 гг.; 3-й —1951 — 1965
гт.; 1966—1990 гт.; 4-й—1991 г. по настоящее время.
На первом этапе, начиная со второй пятилетки, в европейской части
СССР и на Урале было создано несколько десятков энергосистем, на
долю которых перед Великой Отечественной войной приходилось при-
мерно 80 % выработки электроэнергии в стране. В этот период было по-
ложено начало созданию ряда объединенных энергосистем. В частности,
были созданы ОЭС Центра и Юга.
Второй и особенно третий этапы характеризуются дальнейшим ук-
рупнением и объединением действующих энергосистем, созданием но-
вых систем, началом формирования ЕЭС СССР и ОЭС Сибири. В 1965 г.
в составе Единой энергосистемы параллельно работали по электросетям
500 кВ объединенные энергосистемы Центра, Средней Волги и Урала;
электропередачей постоянного тока напряжением 800 кВ с ними были
связаны ОЭС Юга и ОЭС Северного Кавказа. Единая энергосистема ох-
ватывала территорию площадью 4,9 млн. км, имела установленную мощ-
ность электростанций 53,8 млн. кВт и выработку электроэнергии 292
млрд. кВт • ч. К этому времени объединенные энергетические системы
были на Северо-Западе, в Закавказье, Сибири и Средней Азии.
Четвертый этап развития энергетики характеризуется дальнейшим
развертыванием работ по формированию ЕЭС СССР, укрупнению ОЭС и
созданием межсистемных линий электропередачи 500 и 750 кВ. Начата
подготовка к созданию в восточных районах страны межсистемных свя-
зей 1150 кВ переменного тока и 1500 кВ постоянного тока. Применение
этих напряжений позволит повысить пропускную способность одной
цепи до 3—5 млн. кВт при дальности передачи 1,5 — 2 тыс. км. Уже к
концу 1975 г. в состав ЕЭС СССР входило восемь ОЭС: Центра, Юга, Се-
веро-Запада, Средней Волги, Северного Кавказа, Закавказья, Урала и Ка-
захстана. Раздельно работали ОЭС Сибири, Средней Азии и Востока.
Всего же в составе 11 ОЭС страны работают более 80 из 95 районных
энергосистем. Выработка электроэнергии энергосистемами, входящими
в ОЭС, достигла 97% общего ее производства в стране и более 93 % гене-
рирующих мощностей. Важнейшим этапом на пути к завершению фор-
мирования ЕЭС СССР явилось присоединение к ней в 1978 г. ОЭС Сиби-
23
ри и ОЭС Казахстана после ввода в строй линии электропередачи 500 кВ
Урал — Казахстан — Сибирь.
Основной эффект от включения на параллельную работу ОЭС Сиби-
ри и ОЭС Казахстана с ЕЭС СССР заключается в использовании в ОЭС
западных районов страны свободных мощностей сибирских ГРЭС и ГЭС
в дальнейшем повышении надежности электроснабжения, создания усло-
вий для экономии высококачественных кузнецких углей. Одновременно
в 1978 г. реализован важный этап развития связей ЕЭС СССР с энерго-
объединениями стран — членов СЭВ путем ввода межгосударственной
линии 750 кВ СССР — ВНР.
К началу 1983 г. ЕЭС СССР охватывала территорию площадью 10
млн. км2. В ее составе работало более 700 крупных электростанций общей
мощностью, превышающей 230 млн. кВт. Основную часть генерирую-
щих мощностей ЕЭС СССР составляли мощные ГРЭС с блоками
200 — 800 Мвт. Из 95 энергосистем страны к началу 1983 г. 79 работали в
составе ЕЭС СССР.
В 1991г. произошел распад СССР, а соответственно и выделение
Единой энергосистемы Российской Федерации из ЕЭС СССР. Сниже-
ние выпуска промышленной продукции, остановка предприятий при-
вели к снижению электрической нагрузки и замедлению развития
энергетики РФ.
В настоящее время ЕЭС РФ представляет собой развивающийся в
масштабе страны комплекс электростанций и электросетей, объединен-
ных общим технологическим режимом с единым оперативным управле-
нием.
Основным типом электростанций в перспективе будут оставаться
тепловые электростанции конденсационного типа. Эти электростан-
ции имеют большое число часов использования установленной мощ-
ности — 6,5—7 тыс. Вместе с тем мощные ГРЭС, в особенности рабо-
тающие на твердом топливе, характеризуются недостаточной мобиль-
ностью блоков по времени пуска, набора и сброса нагрузки. У этих
блоков технически ограничена минимальная нагрузка и затруднены
остановы в часы ночных провалов суточных графиков нагрузки энер-
госистемы. При работе в переменных режимах заметно ухудшаются
экономические показатели эксплуатации (КПД, удельные расходы то-
плива). Так, при снижении загрузки блоков мощностью 200 — 300
Мвт на твердом топливе до 70 % удельные расходы условного топлива
повышаются вследствие снижения КПД котлов на 3—4%. Сказанное
определяет целесообразность их использования в базе суточных гра-
фиков нагрузки энергосистем. Маневренные качества мощных кон-
денсационных блоков улучшаются, если в качестве топлива использу-
ется не уголь (сланец), а газомазутное топливо. В этом случае ГРЭС
24
может работать и в полупиковой зоне суточного графика нагрузки
энергосистемы.
Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) в энергосистемах предназначены ра-
ботать по вынужденному электрическому графику, определяемому ре-
жимом теплопотребления в течение суток и года. Однако турбины
ТЭЦ, имеющие конденсаторы, технически возможно использовать и
по свободному электрическому графику, когда электроэнергия час-
тично или полностью вырабатывается в конденсационном режиме.
Это делает возможным в связи с постепенным разуплотнением суточ-
ных графиков нагрузки энергосистем и, как следствие этого, необхо-
димостью использования все большей части оборудования ТЭС в пе-
ременных режимах работы использовать свободную конденсацион-
ную мощность ТЭЦ для покрытия полупиковой зоны графиков.
Вынужденная выработка электроэнергии ТЭЦ на базе отпуска тепла
размещается в базе суточного графика нагрузки энергосистемы, по-
скольку тепловые нагрузки на отопление в течение одних суток прак-
тически не меняются.
Гидроэлектростанции характеризуются высокой мобильностью
набора и сброса нагрузки, измеряемой десятками секунд. Использо-
вание ГЭС в энергосистеме особенно эффективно при соответствую-
щем сочетании их с ТЭС. В этом случае появляется возможность ма-
неврирования в течение года и суток энергоресурсами и генерирую-
щими мощностями энергосистемы в зависимости от графиков
нагрузки, водности, сезона и других факторов. При этом повышается
эффективность эксплуатации тепловых станций за счет выравнива-
ния их нагрузок. Гидроэлектростанции, имеющие суточное регули-
рование, используются для покрытия пиков суточных графиков на-
грузки энергосистем. Высокая мобильность гидроагрегатов и воз-
можность регулирования стока реки определяют целесообразность
использования ГЭС также для аварийного и нагрузочного резервиро-
вания в энергосистемах. С учетом технических возможностей и эко-
номической целесообразности может создаваться суточное, сезонное
(годовое) и многолетнее регулирование стока рек, на которых строят-
ся ГЭС. Наличие годового,»а тем более многолетнего регулирования
позволяет свести к минимуму потери паводковых вод и полнее ис-
пользовать мощности ГЭС. В многоводные периоды года в энерго-
системах, имеющих в своем составе крупные ГЭС, можно уменьшить
использование ТЭС и на этой основе получить значительную эконо-
мию топлива, используя гидростанции в базе суточных графиков на-
грузки.
Для покрытия пиковой части суточных графиков нагрузки энергосис-
тем экономически выгодно применять гидроаккумулирующие установки
25
(ГАЭС). Одновременно они позволяют заполнять ночные провалы на-
грузки энергосистем за счет подъема воды в верхнее водохранилище при
работе генераторов в режиме двигателей.
Атомные электростанции в силу относительно низкой маневренности
их оборудования и высокой капитальной стоимости технически и эконо-
мически целесообразно использовать в базовой части суточных графиков
нагрузки энергосистем.
В связи с разуплотнением и значительным возрастанием максимумов
суточных графиков нагрузки в большинстве энергосистем все большее
значение приобретают специальные пиковые и полупиковые установки,
работающие с числом часов использования установленной мощности в
году соответственно 1000—2000 и 2500—4000. Основным типом агрега-
тов являются газотурбинные установки. Для работы в полупиковой части
суточных графиков нагрузки энергосистем также предусматривается
применение блоков 500 МВт на 13 МПа и 510 °C, что обеспечивает повы-
шение их маневренности по сравнению с блоками на 24 МПа и 540 °C.
Кроме того, для этих целей создаются полупиковые парогазовые блоки
на твердом топливе мощностью 250 и 600—^650 МВт. Мощность паровых
турбин в них соответственно составляет 210 и 500 МВт, а газовых тур-
бин— 40 и 100—150 МВт.
Совпадение во времени производства и потребления электроэнергии
делает задачу резервирования выхода из строя мощностей в энергетике
особенно ответственной. Основной проблемой резервирования в энерге-
тике является обеспечение максимальной надежности и бесперебойности
энергоснабжения, а также стабильности качественных параметров элек-
троэнергии и теплоты как при аварийном выходе из строя агрегатов, так и
при проведении плановых капитальных и текущих ремонтов оборудова-
ния. Нарушение электроснабжения приводит к экономическому ущербу
у потребителей, в большинстве случаев во много раз превышающему по-
тери энергосистем от недовыработки электроэнергии. Поэтому к резер-
вированию в энергетике предъявляются особенно высокие требования.
Надежность электроснабжения достигается за счет наличия общесистем-
ного резерва.
Потери отраслей народного хозяйства и промышленности от недоот-
пуска энергии зависят от вида выпускаемой продукции, технологических
особенностей и себестоимости ее производства, мощности предприятия и
продолжительности перерыва энергоснабжения. В общем случае они
складываются из потерь от недовыпуска, ухудшения качества и повыше-
ния стоимости продукции, затрат на наладку и ремонт технологического
оборудования, накладных расходов за период простоя цеха или предпри-
ятия. При этом простои технологического оборудования обычно бывают
значительно продолжительнее, чем длительность перерывов энергоснаб-
26
жения. В таких производствах, как электролиз алюминия и злектростале-
плавление, перерыв в электроснабжении приводит к особенно значитель-
ному ухудшению качества продукции и даже аварийной остановке произ-
водства.
В энергетике различают следующие виды системного резерва генери-
рующих мощностей: ремонтный резерв, служащий для обеспечения про-
ведения плановых ремонтов основного оборудования электростанций;
аварийный резерв, служащий для покрытия нагрузки при аварийном вы-
ходе из строя основного оборудования электростанций; народнохозяйст-
венный резерв, служащий для покрытия нагрузки, возникшей сверх за-
планированной в текущем году и в расчете на ближайшую перспективу.
Все эти виды резервной мощности находятся в непосредственном ве-
дении диспетчерских служб энергосистем и их объединений.
Ремонтный резерв в энергосистеме должен обеспечивать проведение
текущих, средних и капитальных ремонтов основного оборудования
электростанций без отключений потребителей и снижения надежности
энергоснабжения. Ремонтный резерв в зависимости от конкретных усло-
вий лежит в пределах до 5% мощности энергосистемы. Этот резерв ис-
пользуется в течение всего года. Однако капитальные ремонты в энерго-
системе, как правило, производятся летом, поскольку в этот период года
имеет место сезонное снижение максимумов электрической нагрузки
энергосистемы.
Аварийный резерв предназначен для быстрого ввода генерирующей
мощности взамен выбывшей из строя в результате аварий на станциях
или в линиях передачи. Он зависит от общей мощности всей энергосисте-
мы, числа и типа установленных на электростанциях агрегатов и должен
быть не меньше мощности самого крупного агрегата в системе. В совре-
менных условиях необходимый процент аварийного резерва в энергосис-
темах достигает 7%.
Народнохозяйственный резерв создается за счет опережающего вво-
да генерирующих мощностей. Он используется для обеспечения ускорен-
ного развития промышленности и других отраслей народного хозяйства,
снабжения электроэнергией предприятий, вошедших в действие ранее за-
планированного срока, временной передачи электроэнергии в соседние
районы. Эта резервная мощность обычно принимается равной 1 % макси-
мума нагрузки энергосистемы.
По степени мобильности включения под нагрузку помимо вращаю-
щегося различают горячий и холодный виды резервов мощностей. Если
вращающийся резерв сосредоточен на недогруженных работающих агре-
гатах, то в качестве горячего резерва используются агрегаты, работаю-
щие на холостом ходу. Сроки ввода горячего резерва, сосредоточенного
27
на ТЭС, в несколько раз больше, чем сроки ввода вращающегося резерва.
Поэтому горячий резерв обычно используется для покрытия плановой
пиковой нагрузки энергосистемы.
Холодный резерв размещается на выведенных из работы энергетиче-
ских агрегатах. Время ввода в строй этого вида резерва в зависимости от
типов и мощности турбин и котлов, вида топлива и степени автоматиза-
ции оборудования колеблется от десятков минут до нескольких часов.
Холодный резерв используется для резервирования выводимого в плано-
вый ремонт оборудования и в качестве аварийного резерва второй очере-
ди. В качестве холодного резерва нередко используются малоэкономич-
ные конденсационные и теплофикационные турбины с отопительным от-
бором, останавливаемые на лето. Вращающийся, горячий и холодный
резервы вместе составляют системный резерв, находящийся в распоряже-
нии диспетчера для целей аварийного и ремонтного резервирования и
поддержания частоты.
Системный резерв с учетом сложившейся структуры и суммарной
мощности энергосистемы, как правило, должен быть не ниже 12—13%
этой мощности. Только при этом условии в большинстве случаев может
быть обеспечена расчетная надежность энергоснабжения потребителей.
В связи с широким развитием атомной энергетики с реакторами по
1—1, 5 млн. кВт и сооружением ГРЭС с блоками по 500, 800 и 1200 МВт
поддержание необходимой надежности энергоснабжения потребует в
перспективе увеличения системного резерва до 14—15%.
При обосновании величины и размещения резервной мощности в
энергосистемах принимаются во внимание задаваемые уровни надежно-
сти электроснабжения потребителей и расчетной аварийности агрегатов
электростанций, входящих в данную энергосистему.
Под уровнем надежности электроснабжения понимается доля ка-
лендарного времени (обычно года), в течение которого в электроснабже-
нии потребителей не будет ограничений по условиям аварийности.
Обычно показатель расчетной надежности электроснабжения принима-
ют в пределах от 0,999 до 0,9999. В последнем случае ограничения отпус-
ка электроэнергии потребителям по условиям аварийности допускаются
в год в течение не более 1 ч. От уровня расчетной надежности зависит не-
обходимый аварийный резерв в энергосистеме.
Весьма важным является вопрос о резервировании линий передачи.
Очевидно, что если питающая линия электропередачи вышла из строя, то
при одностороннем питании потребитель окажется без энергии. Поэтому
все ответственные потребители должны обеспечиваться двусторонним
питанием или энергия должна к ним подаваться по двухцепным линиям.
28
Контрольные вопросы к главе 1
1. Перечислите основные составные части топливно-энергетического комплекса. Ка-
кие отрасли входят в его состав?
2. Охарактеризуйте электроэнергетическую отрасль. Каковы ее специфические осо-
бенности?
3. Назовите предприятия и подразделения, входящие в энергосистему. Какие типы
электрических станций Вы можете назвать? В чем их технико-экономические осо-
бенности?
4. Перечислите все типы турбогенераторов, устанавливаемых на тепловых электро-
станциях. Каковы особенности турбоагрегатов ТЭЦ?
Глава 2. Энергетические ресурсы
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
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. Если за основу взять стадии энергетического потока, то
можно рассматривать следующие виды энергетических ресурсов, энер-
гии и энергоносителей:
— природные энергетические ресурсы, которые, в свою очередь
подразделяются на: топливные: органическое топливо—уголь,
нефть, газ, сланцы, торф, дрова и некоторые другие (например, битуми-
нозные пески); расщепляющиеся материалы (ядерное горючее) — уран-
235 и 238; нетопливные: гидроэнергия, энергия Солнца, ветра,
приливов, морских волн, геотермальная энергия и некоторые другие
виды (например, энергия разности температурных потенциалов океан-
ских глубин и поверхности);
— облагороженные (обогащенные) энергоресурсы: брикеты, кон-
центраты, сортовой уголь, промпродукт, шлам, отсев;
— переработанные энергоресурсы: светлые нефтепродукты, мазу-
ты, прочие темные нефтепродукты, кокс, полукокс, коксовая мелочь,
уголь древесный, смола, антрацит;
— преобразованные энергетические ресурсы: электроэнергия,
теплота, сжатый воздух и газы (азот, кислород, водород, аргон, окси^
углерода и др.), генераторный газ, коксовый газ, сланцевый газ, газ неф-
29
тепереработки, биогаз и некоторые другие (например, жидкое топливо,
получаемое из низкокачественных углей);
— побочные (вторичные) энергоресурсы: горючие производствен-
ные и непроизводственные отходы (твердые, жидкие, газообразные); те-
пловые отходы (преимущественно жидкие и газообразные); избыточное
давление продуктов и промежуточных продуктов (переделов).
Мировые запасы топливно-энергетических ресурсов. Учет миро-
вых запасов топливно-энергетических ресурсов и перспективы их ис-
пользования представляют собой глобальную проблему, постоянно забо-
тящую мировую научную общественность. Европейское объединение не-
зависимых экспертов «Римский клуб» готовит периодические доклады о
путях развития человечества, где существенное место занимают топлив-
но-энергетические вопросы. Так, в 70-е годы XX в. в связи с энергетиче-
ским кризисом 1972 г. общие мировые запасы органических топлив с уче-
том экономически оправданной извлекаемости оценивались (с округле-
нием) всего в 1 трл. т (в условном исчислении). Если принять за основу
перспективных расчетов тенденции прошлого — удвоение суммарного
мирового энергопотребления каждые 20 лет, то при потреблении в 2000 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 века, когда прогнозировалась исчерпаемость топливных запасов (преимущественно
угля) к 60-м годам. Однако тогда мировая энергетика находилась на другом, значительно
более низком уровне развития и соответственно значительно хуже были исследованы топ-
ливные месторождения, а некоторые из них вообще еще не были открыты. Тогда мировая
общественность впервые задумалась о поиске новых видов энергии для будущего удовле-
творения 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 бо-
лее оптимистичными — природного органического топлива должно хва-
тить на весь XXI в. Однако все эти прогнозы, как и в начале века, дали
ощутимый толчок к поиску возобновляемых энергоресурсов, альтерна-
тивных органическому топливу.
По данным ЮНЕСКО в недрах Земли содержится 1016 т (1010 Гига-
тонн — Гт;1Гт=109т=1 млрд, т) ископаемого углерода. К сожалению,
не весь он легко или рентабельно добываем.
Уголь является после дров самым широко применяемым видом при-
родного органического топлива. Известные, доступные для разработки,
запасы угля оцениваются в 600 Гт (примерно в 4 раза больше добытого).
30
Возможно, что запасы угля на Земле достигают 10 000 Гт. Предполагает-
ся, что 2500 Гт из них доступны для разработки.
Нефть, по оценкам ЮНЕСКО, использована примерно на 1/3 от уров-
ня известных и доступных для разработки мировых запасов. Доказанные
запасы составляют 884 Гт, однако в конечном счете пригодными для до-
бычи могут оказаться около 300 Гт. В последние годы открываются или
уточняются по запасам месторождения нефти общим объемом около 5 Гт
ежегодно, т.е. больше, чем потребляется за год. Предполагается, что в на-
стоящее время достигнут максимум добычи и потребления нефти, после
чего ее мировое производство и потребление начнут снижаться.
Природный газ к настоящему времени использован примерно на
40 % его известных мировых запасов, которые составляют около 590 Гт,
причем его извлекаемость больше, чем у нефти, и может составить также
примерно 300 Гт. Максимум производства и потребления ожидается в
2020 г., когда его потребление в 3 раза превысит существующее.
Горючие сланцы и битуминозные пески — наименее эффективные
виды ископаемого органического топлива. Из них, как правило, добыва-
ется нефть, причем значительная часть добываемого сырья составляет
пустая порода. Так, в бывшем СССР ежегодно перерабатывалось 35 млн.
тонн сланцев, из которых извлекалось около 12 млн. т нефти.
Доказанные запасы всех видов топлив на Земле по оценкам 70—80-х
годов XX в. составляют примерно 900 млрд, т в пересчете на угольный эк-
вивалент (с теплотой сгорания 6000 ккал/кг). В том числе: уголь — 600
млрд, т, нефть — 200 млрд, т, газ — 100 млрд, т; потребление энергии в
год — 5 млрд. т. Позже мировые запасы несколько переоценены, и совре-
менные цифры, особенно по запасам угля, существенно выше.
Среди возобновляемых источников энергии наиболее существенны-
ми признаются следующие.
Геотермальная энергия. Каждый квадратный метр поверхности
Земли постоянно излучает около 0,06 Вт — слишком малая величина,
чтобы ее мог ощутить человек. Однако в целом планета ежегодно теряет
около 2,8-1014 кВт-ч. При таких темпах Земля должна бы остыть до
температуры космического пространства через 200 млн. лет. Но тот
факт, что Земле уже 4,5 млрд, лет, означает, что энергия поступает из-
нутри нее, и именно от нагрева в результате радиоактивного распада
определенных изотопов в горных породах земной коры, находящихся
порой на значительной глубине. Известно понятие геотермический
градиент: температура земных недр возрастает на 30 °C с увеличением
глубины на 1 километр. В некоторых районах геотермическая актив-
ность усиливает этот эффект и температура может повышаться до
80°/км. Однако пар геотермального происхождения редко имеет темпе-
ратуру выше 300 °C, что ограничивает эффективность его использова-
31
’I
ния. Таким образом, геотермальная энергия — это фактически разно-
видность ядерной энергии.
В настоящее время действует около 20 геотермальных электростан-
ций мощностью от нескольких МВт до 500 МВт каждая. Их общая мощ-
ность около 1,5 ГВт (1 ГВт = 103 МВт = 106 кВт). В среднем одна буровая
скважина, пробуренная на нужную глубину (от сотен метров до километ-
ров в зависимости от характера земной коры), может дать около 5 МВт, и
срок ее действия — 10 — 20 лет.
Приливные волны Мирового океана несут около 3 ТВт энергии
(1 ТВт= 1012Вт = 109кВт = 10б МВт=103 ГВт). Однако ее получение рен-
табельно лишь в нескольких районах планеты, где приливы особенно вы-
соки, например, в некоторых районах Ла-Манша и Ирландского моря,
вдоль побережья Северной Америки и Австралии и на отдельных участ-
ках Белого и Баренцева морей.
По техническим причинам приливные станции работают лишь на
25 % своей нормативной мощности, так что из общего потенциала в
80 ГВт может быть использовано лишь 20 ГВт. Несколько лет действует
одна из самых крупных приливных электростанций близ Ла-Ранс (Фран-
ция) проектной мощностью 240 МВт, которая при довольно небольших
затратах производит 60 МВт.
Волны Мирового океана содержат еще около 3 ТВт энергии. Обыч-
ная волна в Северном море несет 40 кВт энергии на каждый метр длины
на протяжении 30 % времени своего существования и около 10 кВт на
метр в течение 70 % времени. Расчетные данные о том, какую энергию
можно получить от волн, сильно расходятся. Согласно одним — это 100
ГВт во всем мире, по другим — 120 ГВт можно получить лишь у берегов
Англии. Несколько экспериментальных прототипов волновых энергети-
ческих установок построено в Англии и Японии.
Дующие на Земле ветры обладают энергией в 2700 ТВт, но лишь
1/4 часть их находится на высоте до 100 метров над поверхностью Земли.
Если на всех континентах построить ветряные установки, беря в расчет
только поверхность суши и учитывая неизбежные потери, то это может
дать максимум 40 ТВт. Однако даже 1/10 часть этой энергии превышает
весь гидроэнергетический потенциал. При использовании энергии ветра
человечество столкнулось с неожиданными проблемами. В США на по-
бережье Флориды были сооружены мощные ветряки с диаметром лопа-
стей свыше 3-х метров. Оказалось, что эти установки генерируют доволь-
но мощное излучение неслышимого инфразвука, который, во-первых, уд-
ручающе действует на человеческую психику, а во-вторых, резонирует
естественные колебания таким образом, что на расстоянии нескольких
километров дрожат и лопаются стекла в домах, стеклянная посуда, люст-
ры и т.п. Изменение (уменьшение) диаметра ветряных установок пока не
32
дало положительных результатов, так что дальнейшее сооружение по-
добных генераторов является проблематичным.
Гидроэнергия. На Земле имеется 1018 т воды, однако лишь
1/2000 часть ее ежегодно вовлекается в круговорот, испаряясь и вновь
выпадая на поверхность в виде дождя и снега. Но даже эта ничтожная
доля составляет 500 000 км3 воды. Ежегодно из океанов испаряется
430 000 и с суши 70 000 км3 воды. Из них 390 000 км3 воды выпадает в
виде осадков обратно в океаны и 110 000 — на сушу. Таким образом,
ежегодно 40 000 км3 воды стекает с континентов в океаны. Средняя вы-
сота континентов — 80 м.
Легко подсчитать, что общая потенциальная гидроэнергия на земном
шаре составляет 10 Твт (примерно нынешний объем общемирового по-
требления), около 15 % может быть рентабельно использовано, что дает
потенциал 1,5 Твт.
Энергетический потенциал гидроресурсов, использовать который
экономически целесообразно, в России составляет порядка
1 трлн. кВт-ч/год, в том числе на больших и средних реках около
850 млрд. кВт-ч/год. По этому показателю мы занимаем второе место
в мире после Китая (табл. 2,1).
Таблица 2.1. Использование гидроэнергетического потенциала
Страна Экономический гид- роэнергети ческий потенциал, млрд. кВт. ч/год Выработка электро- энергии на ГЭС, млрд. кВт.ч/год Доля использован- ного экономическо- го потенциала, %
Китай 1320 92,0 7,0
США 705 330,0 1 46,8
Бразилия 657 165,4 25,2
Канада 535 304,3 56,9
Индия 216 И 51.0 27,6
Япония 132 91,5 69,3
Норвегия 130 106,5 81,9
Швеция 85 п 64,9 76,4
Франция 80 71,6 89,5
Италия 63 44,5 70,6
Россия 850 160,1 18,8
Тепловая энергия океанов. Мировой океан поглощает почти 70 %
солнечной энергии, падающей на Землю. В океанских течениях заключе-
но 5—8 Твт энергии. Перепад температур между холодными водами на
глубине несколько сот метров и теплыми водами на поверхности океана
представляет собой огромный источник энергии, оцениваемый в 20—40
тыс. ТВт, из которых практически могут быть освоены лишь 4 ТВт.
2 Экономика предприятий 33
энергетического комплекса
Солнечная энергия. Энергетическая отдача Солнца равнозначна
сжиганию или превращению в энергию массы в количестве 4,2-106 т/с.
Учитывая, что общая масса Солнца составляет 22 • 1026 т, можно подсчи-
тать, что Солнце будет продолжать выделять энергию еще в течение
2000 млрд. лет. Земля, находящаяся от Солнца на расстоянии 150 млн.
км, получает приблизительно 2 миллиардные доли общего излучения
Солнца. Общее количество энергии Солнца, достигающей поверхности
Земли за год, в 50 раз превышает всю ту энергию, которую можно полу-
чить из доказанных запасов ископаемого топлива, и в 35 000 раз превы-
шает нынешнее ежегодное потребление энергии в мире. Из общего ко-
личества энергии отражение от поверхности Земли — 5 %, отражение
облаками — 20 %, поглощение самой атмосферой — 25 %, рассеивает-
ся в атмосфере, но достигает земли — 23 %, достигает земли непосред-
ственно 27 %, всего на поверхности Земли — 50 %. Среднее количество
солнечной энергии, попадающей в атмосферу Земли, 1,353 кВт/м2 или
178000 ТВт. Гораздо меньшее ее количество достигает поверхности
Земли, а доля, которую можно использовать, еще меньше. Среднегодо-
вая цифра составляет 10 000 ТВт, что примерно в 1000 раз превышает
нынешнее потребление энергии в мире. Максимальное солнечное облу-
чение достигает 1 кВт/м2, но это длится лишь в течение 1—2 ч в разгар
летнего дня. В большинстве районов мира среднее облучение солнеч-
ным светом составляет порядка 200 Вт/м2.
Один из методов получения солнечной энергии заключается в нагре-
ве парового котла турбины с помощью системы зеркал, собирающих сол-
нечный свет. Солнечная электростанция мощностью 10 МВт потребует
около 2000 рефлекторов площадью по 25 м2 каждый. Другой путь — ис-
пользование фотоэлементов, которые непосредственно преобразуют сол-
нечную энергию в электричество, обычно с КПД 10—15 %. Небольшие
установки мощностью 250—1000 кВт существуют, однако они дороги
из-за высокой стоимости фотоэлементов. При массовом производстве та-
ких установок есть надежда сократить затраты до уровня, при котором
станет осуществимой электрификация изолированных поселений с помо-
щью фотоэлементных установок.
Солнечное топливо. Около 90 % солнечной энергии, накопленной на
поверхности Земли, сосредоточено в растениях. Общее количество такой
энергии — около 635 ТВт-лет, что примерно равно количеству энергии,
содержащейся в наших запасах угля.
Однако сегодня для энергетического использования низкокалорийно-
го древесного и древовидного топлива нецелесообразно его прямое сжи-
гание. На базе низкокачественной древесины, древесных отходов, горю-
чего мусора, фекальных стоков и отбросов цивилизации возникла и раз-
вивается биоэнергетика, позволяющая с помощью бактерий, в том числе
34
анаэробных, перерабатывать органическую массу в топливо, преимуще-
ственно — в метан.
Оценивая современное и перспективное использование нетрадицион-
ных источников энергии, мировая научная общественность сходится на
следующих цифрах (табл. 2.2).
Таблица 2.2. Современное и прогнозируемое использование новых
и возобновляемых источников энергии в мире, млрд. кВт-ч
Источник Современное использо- вание Середина XXI в.
Солнце 2—3 2000—5000
Геотермальная энергия 55 1000—5000
Ветер 2 1000— 5000
Приливы 0,4 3—60
Энергия волн 0 10
Тепловая энергия океанов 0 1000
Биомасса 550—700 2000—5000
Древесное топливо 10 000—12 000 15 000- 20 000
Древесный уголь 1000 2000—5000
Торф 20 1000
Тягловые животные 30 (в Индии) 1000
Горючие сланцы 15 500
Битуминозные пески 130 1000
Гидроэнергия 1500 3000
Итого (округленно): 12 000—13 000 30 000—53 000
Общая картина добычи и производства различных видов первичной
энергии и энергетических ресурсов в будущем приведена в табл. 2.3.
Таблица 2.3. Варианты производства первичной энергии в мире
в 1975—2030 гг„ ТВт — год в год.
Первичный источник Базовый год 1975 Максимальный вариант Минимальный вариант
2000 г. 2030 г. 2000 г. 2030 г.
Нефть 3,62 5,89 6,83 4,75 5,02
Газ 1,51 3,11 5,97 2,53 3,47
Уголь 2,26 4,95 11,8 3,93 6,45
Реакторы на обычной воде 0,12 1,7 3,21 1,27 1,89
Реакторы — размножители на быстрых нейтронах 0 0,04 4,88 0,02 3,28
_^Гидроэнергия 0,5 0,83 1,46 0,83 1,46
- Солнечная энергия о 0,1 0,49 0,09 0,3
. Прочие 0,21 0,22 0,81 0,17 0,52
Всего 8,21 16,84 35,65 13,59 22,39
2*
35
2.2. ВТОРИЧНЫЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ (ВЭР)
Утилизация отходов цивилизации, существенную помощь в которой
может оказать биоэнергетика, является сама по себе общечеловеческой
проблемой, связанной с охраной природы. Особым типом отбросов чело-
веческой жизнедеятельности являются энергетические отходы, именуе-
мые вторичными энергетическими ресурсами, причем наибольшее их
количество возникает в сфере промышленного производства.
Понятие «энергетические отходы производства» включает все поте-
ри в энергоиспользующих агрегатах, а также энергетический потенциал
готовой продукции. Практически это означает, что вся энергия, подве-
денная к технологической энергоиспользующей установке, плюс внут-
ренние выделения энергии, в конечном счете, идут в отходы (исключает-
ся лишь теплота эндотермических, теплопоглощающих процессов, а так-
же скрытая теплота фазовых переходов — испарение-конденсация,
плавление-затвердевание и т.п.). Однако не все эти отходы можно рас-
сматривать как вторичные энергетические ресурсы (ВЭР).
Под вторичными энергетическими ресурсами понимается энерге-
тический потенциал продукции, отходов, побочных и промежуточных
продуктов, образующихся в технологических агрегатах (установках), ко-
торый 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 потенци-
ал первичного энергоресурса — продукты неполного сгорания топлива,
тепло дымовых газов, «мятый» пар из паротурбоприводов, тепло конден-
сата, сбросных вод и т.п.;
второй род — проявления физико-химических свойств мате-
риалов в ходе их обработки — горючие газы доменных, фосфорных и
других печей, тепло готовой продукции, теплота экзотермических реак-
ций, избыточное давление жидкостей и газов, возникающее по условию
протекания технологического процесса и т.п.
ВЭР первого рода следует стремиться устранить или снизить их вы-
ход, и только тогда, когда все подобные меры приняты, использовать.
ВЭР второго рода — побочный результат технологии, поэтому необ-
ходимо либо создать на их базе комбинированный энерготехнологиче-
ский агрегат с выработкой одновременно энергетической и неэнергети-
ческой продукции, тбо утилизировать иным путем при помощи специ-
ального утилизационного оборудования.
По видам содержащегося энергетического потенциала ВЭР подразде-
ляются на горючие, тепловые и избыточного давления, причем каждый из
этих видов ВЭР может быть первого или второго рода.
36
Горючие ВЭР — это химическая энергия отходов производства,
которые не используются или непригодны для дальнейшей технологиче-
ской переработки, но применимы в качестве топлива: доменный, конвер-
терный, ферросплавной газы, отходящий газ производства технического
углерода, горючие кубовые остатки химических и нефтехимических про-
изводств, щелок целлюлозно-бумажного производства, отходы топливопе-
реработки, переработки древесины и др. Их энергетический потенциал оп-
ределяется теплотой сгорания.
Тепловые ВЭР — это тепло основной и побочной продук-
ции: тепло рабочих тел из систем принудительного охлаждения техно-
логических агрегатов и установок, тепло отходящих газов, пара и горя-
чей воды, отработавших в технологических и силовых установках и т.п.
Энергетический потенциал определяется теплосодержанием теплоно-
сителей.
ВЭР избыточного давления — это потенциальная
энергия газов и жидкостей, покидающих технологические агрегаты с из-
быточным давлением, которое необходимо снижать перед последующей
ступенью использования или при выбросе в окружающую среду. Энерге-
тический потенциал определяется давлением для энергоносителей-жид-
костей, давлением и температурой, определяющих возможную работу
изоэнтропного расширения для газов и паров.
Для количественной оценки вторичных энергоресурсов обычно рас-
сматривается несколько значений:
выход — количество ВЭР, образующихся в процессе производства в
данном технологическом агрегате за единицу времени;
выработка энергии за счет ВЭР — количество тепла, холода, меха-
нической работы или электроэнергии, получаемое в утилизационных ус-
тановках. При этом различаются:
возможная выработка — максимальное количество тепла, холода,
механической работы или электроэнергии, которое может быть практи-
чески получено за счет данного вида ВЭР с учетом режимов работы агре-
гата— источника ВЭР и КПД утилизационной установки;
экономически целесообразная выработка — максимальное количе-
ство тепла, холода, механической работы или электроэнергии, целесооб-
разность получения которого в утилизационной установке подтверждает-
ся экономическими расчетами с учетом энергоэкономического эффекта у
потребителя;
фактическая выработка — фактически полученное количество теп-
ла, холода, механической работы или электроэнергии на действующих
утилизационных установках.
ВЭР представляют собой огромный резерв повышения экономично-
сти ТЭК. По некоторым экспертным оценкам, их вовлечение в топливно-
37
энергетический баланс страны в 10 раз дешевле, чем увеличение добычи
природных энергоресурсов. Рациональное использование ВЭР как реали-
зация важной части государственной энергосберегающей политики воз-
можно при выборе оптимального направления их использования, которы-
ми являются:
топливное — непосредственное использование горючих ВЭР в каче-
стве топлива;
тепловое — использование тепла, получаемого непосредственно в
качестве тепловых ВЭР или вырабатываемого за счет горючих ВЭР в ути-
лизационных установках. К этому направлению относится также выра-
ботка холода за счет ВЭР в абсорбционных холодильных установках;
силовое (механическое) — использование механической энергии из-
быточного давления, механической энергии, получаемой в силовых уста-
новках за счет тепловых или горючих ВЭР;
комбинированное — получение тепловой и электрической энергии на
утилизационных ТЭЦ (УТЭЦ) за счет горючих или тепловых ВЭР.
Производство и использование вторичных энергетических ресурсов в
национальном хозяйстве является одним из важнейших и, пожалуй, са-
мым эффективным направлением энергосбережения.
2.3. ПОТРЕБЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ
Добыча и использование запасов энергетических ресурсов в мире и в
нашей стране теснейшим образом связаны с расходованием их потреби-
телями, поскольку, как уже указывалось, одной из главных специфиче-
ских черт энергетики и всего топливно-энергетического комплекса явля-
ется полная зависимость объемов (иногда и времени) производства от
масштабов потребления.
Уровень потребления энергетических ресурсов служит своеобразным
показателем уровня экономического и социального развития страны, ре-
гиона, 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. 2.4.
Таблица 2.4. Развитие энергетики России в 1990—1996 г.
1990 г. 1992 г. 1993 г. 1995 г. 1996 г.
Потребление: i
первичные энергоресурсы, млн. т* 1270 1175 1107 1 920 860
38
Продолжение табл. 2.4
1990 г. 1992 г. 1993 г 1995 г. 1996 г.
электроэнергия, млрд. кВт-ч 1082 1008 957 962 855
Производство первичных энергоресурсов, млн, т* 1875 1656 1539 1417 1410
В том числе:
нефть и конденсат, млн. т 515 399 354 307 300
природный и попутный газ, млрд, м3 640 641 618 595 600
уголь, млн. т 396 337 306 262 258
Вывоз энергоресурсов, млн.т*
В том числе:
в страны СНГ, мли. т*: 356 251 200—205 210—215 215—230
нефть и нефтепродукты, млн. т 160 82—84 60—63 57—60 55—60
природный газ, млрд, м3 92 98 87—90 93—98 100—105
в другие страны*: 345 252 240—245 215—225 205—225
нефть и нефтепродукты, млн. т 135 82 65—69 45—50 40—50
газ, млрд. mj ПО 104—106 112—113 115—120 115—120
* Топливо в условном исчислении (7 000 ккал/кг).
В настоящее время в связи с кризисными явлениями в экономике
трудно прогнозировать уровни энергопотребления в России. Однако об-
щая тенденция к его увеличению остается неизменной, неясны лишь тем-
пы роста общих энергетических нагрузок и годового потребления, кото-
рые, если судить по общемировому стремлению к сдерживанию энерго-
затрат, по-видимому, станут более низкими чем в прежние годы.
Контрольные вопросы к главе 2
I. Дайте определение и классификацию энергетических ресурсов. Какие энергоресур-
сы относятся к невозобновляемым?
2. Перечислите основные виды природного топлива. Какими показателями характери-
зуется каждый вид топлива?
3. Перечислите основные виды возобновляемых источников энергии. Какой из них, на
Ваш взгляд, является наиболее перспективным?
4. Дайте определение и классификацию вторичных энергетических ресурсов. Как клас-
сифицируются ВЭР по видам, родам и направлениям возможного использования?
5. Охарактеризуйте современную концепцию энергетического развития России. Какие
задачи в нашей энергетике ставятся иа первый план?
Раздел II. ЭКОНОМИКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ
ПРЕДПРИЯТИЙ
Глава 3. Основы образования и функционирования
Федерального общероссийского рынка
энергии и мощности (ФОРЭМ)
3.1. ОБЩИЕ ЗАКОНЫ РЫНОЧНОЙ ЭКОНОМИКИ
Энергетика, как и все хозяйство нашей страны, сегодня пока еще роб-
ко вступает в рыночные отношения. Поэтому необходимо, хотя бы при-
ближенно и в общих чертах, охарактеризовать основные законы рыноч-
ной экономики. Как известно, вся экономическая наука разделяется на об-
щую 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 кос-
нуться общеэкономических вопросов.
Во всем мире и на протяжении по крайней мере двух веков человече-
ская мысль исследовала общие законы экономики и добилась убедитель-
ных результатов. Фундаментальные исследования проведены многочис-
ленной 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.
Однако 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 при-
были; 3) закон планомерного, пропорционального развития экономики;
4) закон роста благосостояния народа.
Закон стоимости. Закон стоимости определяет суть взаимоотноше-
ний в процессе товарообмена на свободном рынке. Согласно этому зако-
ну, каждый товар, представленный продавцом (производителем) на ры-
нок, имеет свою стоимость. Стоимость товара определяется как стихийно
40
складывающаяся рыночная цена (Ц), соответствующая общественно не-
обходимым затратам труда, и может характеризоваться выражением:
U = c + v + m, (3.1)
где с — капитал, затраченный для производства данного товара. По со-
временной терминологии — это основные производственные фонды,
точнее — их часть, перенесенная на продукцию и равная сумме аморти-
зационных отчислений, и все материальные затраты, включая стоимость
оборотных средств; v — живой труд, выступающий в виде стоимости ра-
бочей силы, т. е. равный величине оплаты труда; m — прибавочная стои-
мость, прибыль, составляющая основной стимул производства.
Естественно, что продавец хотел бы получить за свой товар макси-
мально возможную прибыль, для чего следует назначить максимально
высокую цену. Однако каждый товар, с точки зрения покупателя, имеет
некоторую потребительскую стоимость, степень его полезности. Поэто-
му неизвестно, захочет ли покупатель покупать товар по предложенной
цене.
Таким образом, во взаимодействии стоимости и потребительской
стоимости происходит формирование рыночной цены, устраивающей и
продавца, и покупателя. Иными словами, цена складывается в результа-
те балансирования спроса и предложения на рынке.
Закон максимальной прибыли. Закон максимальной прибыли отра-
жает стремление продавца-производителя к получению от своей произ-
водственно-хозяйственной деятельности максимальных выгод. Величи-
на общей массы прибыли:
т = (Ц-8)П, (3.2)
где Ц — рыночная цена, руб/единица; S — себестоимость производст-
ва единицы продукции, руб/единица; П — объем продаж, единицы
продукции.
Как видно из выражения (3.2), получить максимальную массу прибы-
ли принципиально можно тремя путями:
1) максимально повысить продажную цену, но тогда товар не будет
продаваться, покупатели обратятся к конкурентам, продающим этот то-
вар по более низкой цене;
2) максимально снизить себестоимость производства;
3) увеличить объем производства и соответственно продажи; одна-
ко неизвестно, нужно ли это рынку, найдет ли такое количество товара
сбыт.
С учетом рыночной конъюнктуры и механизма формирования рыноч-
ной цены на товары главным способом увеличения прибыльности являет-
41
ся снижение себестоимости путем всестороннего совершенствования
производства, включая весь цикл производственно-хозяйственной дея-
тельности. Таким образом, стремление к максимальной прибыли приво-
дит к совершенствованию производства.
Закон планомерного пропорционального развития экономики.
Закон планомерного пропорционального развития экономики в недавнем
прошлом считался исключительной прерогативой социалистического
строя, в условиях «общенародной» (точнее — государственной) собст-
венности.
Действительно, этот закон, как и другие экономические законы, явля-
ется объективным, не зависящим от воли людей. И в первый период своего
развития капитализм не был способен организовать планомерное и, глав-
ное, 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 годов XX в., после глубокого кризиса
1929—1931 годов, правительства наиболее развитых стран стали ролли-
ровать стихию рынка, планировать (по западной терминологии — про-
граммировать) развитие экономики с помощью соответствующего законо-
дательства 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 гро-
моздкость бюрократического аппарата и, как результат, фактическая не-
управляемость экономики привели к серьезному нарушению пропорций
в государственном хозяйстве, застою (стагнации) и последующему глу-
бокому экономическому кризису.
Таким образом, человечество и особенно наша страна на собственном
горьком опыте познало необходимость строгого соблюдения закона пла-
номерного пропорционального развития для бескризисного функциониро-
вания национальной экономики.
Диспропорции, вынужденно возникающие в национальной экономике многих стран
(вследствие географических, этнографических, национальных и других особенностей), се-
годня вполне успешно компенсируются мировым рынком. В какой-то мере надеются на это
и в нашей стране. Однако, в силу уникальности России — по территории, климату, ментали-
тету и пр., выход из кризиса у нас возможен только собственными силами, при соблюдении
нужных пропорций и планомерного развития отечественной экономики. Многое в этом от-
ношении может быть достигнуто на путях возобновления — разумеется, на новом качест-
венном и экономическом уровне — государственного планирования общественного вос-
производства, при разработке и осуществлении национальных программ на 3, 5, 7 лет или
любой другой приемлемый срок. При этом государственное планирование должно касаться
лишь макроэкономических категорий — общих для страны в целом объемов, структуры,
пропорций и темпов развития производства с участием всех форм собственности.
42
Закон роста материального благосостояния народа. Закон роста
материального благосостояния народа в нашей стране неустанно провоз-
глашался во всех партийных и правительственных решениях. Однако на
деле существовала масса ограничений, обязательность минимальных до-
ходов для большей части населения, в результате которых оно имело низ-
кий, 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 жизнен-
ный уровень трудящихся. Однако впоследствии сработали объективные
факторы:
1) при низком уровне жизни низок и уровень потребления продук-
ции, производимой владельцами капиталистической собственности. А
при увеличении оплаты труда рынок существенно оживляется за счет
роста спроса;
2) повысить оплату и создать нормальные условия труда собственни-
ков вынуждало мощное профсоюзное движение;
3) по мере совершенствования и усложнения производства хозяе-
вам предприятий требовалась все более квалифицированная рабочая
сила, для эффективного труда рабочие, инженерно-технические работ-
ники и служащие должны иметь все возможности к полноценному су-
ществованию. Иными словами, стоимость рабочей силы со временем
значительно возрастала, т.е. существенно повышался общий жизнен-
ный уровень народа;
4) возникли новые, весьма выигрышные способы мотивации тру-
да—участие работников в собственности, в прибылях и в управлении,
когда работники становились акционерами, т.е. совладельцами своих
предприятий. И тогда они получали дополнительные стимулы к эффек-
тивной работе и одновременно — существенное повышение собствен-
ных доходов в виде дивидендов по акциям.
Таким образом, развитие экономики объективно требует повыше-
ния уровня благосостояния народа.
3.2. ОСНОВЫ СТРУКТУРНОЙ РЕФОРМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ.
ОСНОВНЫЕ ЕЕ НАПРАВЛЕНИЯ
Переход России к рыночной экономике обусловил необходимость
проведения структурных реформ в электроэнергетике России и создания
новых форм внутриотраслевых и межотраслевых экономических отно-
шений. В отрасли проведены акционирование и частичная приватизация
предприятий. Одновременно с акционированием предприятий электро-
энергетики осуществлялась реструктуризация, вызванная неравномер-
43
ным размещением генерирующих мощностей и зависимостью большин-
ства регионов от межсистемных перетоков электроэнергии и мощности.
Выбранный способ формирования отраслевой структуры капитала,
при котором контрольный пакет акций большинства отраслевых компа-
ний принадлежит Российскому акционерному обществу «ЕЭС России»,
обеспечил определенную преемственность управления в условиях труд-
ного переходного периода. Сложившаяся структура управления отрас-
лью, которая во многом воспроизводит прежнюю систему административ-
но-отраслевого управления, но действует уже на основе имущественных
отношений, позволила за этот период решить главную задачу — обеспе-
чить устойчивое энергоснабжение потребителей. Вместе с тем функциони-
рование частично реформированной электроэнергетики выявило ее сла-
бые стороны, которые наряду с неблагоприятными внешними факторами
(спад производства, неплатежи и др.) привели к снижению отраслевой
эффективности.
Не обеспечивается оптимальный режим работы электростанций, что
стало одной из причин увеличения удельного расхода топлива, возросли
потери энергии в электрических сетях и увеличилась относительная чис-
ленность эксплуатационного персонала предприятий.
Из-за спада потребления электроэнергии более чем на порядок вырос-
ли резервы установленных мощностей в Единой энергетической системе
России. Образовавшийся избыток мощности, составляющий сегодня око-
ло 70 млн. кВт, способствуя поддержанию надежной и устойчивой рабо-
ты Единой энергетической системы России, является вместе с тем допол-
нительной финансовой нагрузкой на потребителей, поскольку оплачива-
ется ими.
Существенно снизилась эффективность капитального строительства
(инвестиционного процесса). Это является в основном результатом дей-
ствующего порядка финансирования электроэнергетики, предусматри-
вающего формирование финансовых источников за счет включения ин-
вестиционной составляющей в тарифы на электрическую и тепловую
энергию. Возможность получения значительных инвестиционных ресур-
сов за счет их «принудительного» включения в тарифы для конечных по-
требителей освобождает акционерные общества электроэнергетики от
необходимости поиска потенциальных инвесторов, снижает требователь-
ность к отбору эффективных проектов. Кроме того, финансирование
электроэнергетики через регулируемые тарифы перекладывает весь ин-
вестиционный риск на потребителей электроэнергии, сокращает их соб-
ственные инвестиционные возможности по модернизации производства,
что не способствует энергосбережению, преодолению экономического
спада и восстановлению конкурентоспособности российской промыш-
ленности.
44
Все отмеченные обстоятельства вызвали необходимость создания
и административного оформления Федерального оптового рынка
электрической энергии и мощности (ФОРЭМ). Дальнейшее развитие
этого общероссийского рынка на основе конкуренции потребует серь-
езных изменений в естественной монополии электроэнергетической
отрасли.
Основная часть российской электроэнергетики сконцентрирована в
Российском акционерном обществе «ЕЭС России» (РАО ЕЭС). Это круп-
ная холдинговая компания, контролирующая электростанции, межсис-
темные линии электропередачи, региональные энергоснабжающие ком-
пании и акционерное общество «Центральное диспетчерское управление
Единой энергетической системы России».
Конфликт интересов возникает при функционировании оптового
рынка, когда РАО ЕЭС, имеющее собственные генерирующие мощности,
одновременно контролирует оперативно-технологическое управление
оптовым рынком, процессы отбора генерирующих мощностей и распре-
деления нагрузки между всеми производителями, работающими на этом
рынке. Выполнение операторских функций и повышение доверия участ-
ников оптового рынка к механизму его функционирования требуют раз-
деления функций владельца генерирующих мощностей и оператора опто-
вого рынка. Дискриминационное™, проявляется и по отношению к атом-
ным электростанциям, функционирующим на оптовом рынке, в части их
загрузки.
Кроме того, РАО ЕЭС объективно не заинтересовано в появлении
на оптовом рынке новых генерирующих мощностей конкурирующих
компаний, поскольку выход на оптовый рынок новых, более эффек-
тивных электростанций вытесняет мощности этого акционерного об-
щества и ведет к снижению его доходов. Поэтому для электроснабже-
ния российских потребителей с минимальными затратами, создания
благоприятных условий для притока российских и иностранных ин-
вестиций в объекты электроэнергетики необходимо развивать конку-
ренцию при производстве электрической энергии. Создание оптово-
го рынка возможно только на основе конкуренции, а также при госу-
дарственном регулировании и контроле в тех сферах хозяйственной
деятельности, где конкуренция нецелесообразна или невозможна: пе-
редача и распределение электроэнергии, управление оптовым рын-
ком и т.п. Ожидаемым результатом конкуренции станет возникнове-
ние жестких требований к снижению производственных издержек и
повышению экономической эффективности электроэнергетических
организаций.
45
Развитие Федерального общероссийского оптового рынка электриче-
ской энергии и мощности ведется по следующим основным направлениям:
1) продолжается формирование новой системы организации оптовой
торговли электроэнергией, работающей на конкурентной основе, с охва-
том всех регионов России, в которых она технически реализуема и эконо-
мически целесообразна;
2) цена электрической энергии на спотовом рынке формируется на
основе конкурентного отбора заявок на ее продажу при данном уровне
спроса, определяемом на основе заявок на покупку электрической
энергии;
3) Федеральная энергетическая комиссия Российской Федерации будет
контролировать процессы формирования цен на спотовом рынке1 и в случае
необходимости устанавливать предельный уровень на заявляемые цены.
Для создания организационных предпосылок при развитии оптового
рынка, проведения в оправданных масштабах децентрализации управле-
ния коллегия представителей государства в Российском акционерном об-
ществе «ЕЭС России» уполномочена проводить государственную поли-
тику, направленную на:
а) создание независимой организации — оператора оптового рынка—
для выполнения операторских функций (без получения прибыли) на оп-
товом рынке, включая осуществление расчетов и платежей;
б) разработку технико-экономических обоснований для создания
на базе тепловых электростанций РАО «ЕЭС России», включая дейст-
вующие и строящиеся электростанции, ряда независимых генерирую-
щих компаний, каждая из которых не будет занимать монопольного
положения ни в одной из энергозон оптового рынка. Вся ответствен-
ность за развитие, реконструкцию, модернизацию, вывод из эксплуа-
тации генерирующих мощностей будет возложена на новые генери-
рующие компании.
ГЭС, выполняющие общесистемные функции, не передаются в со-
став генерирующих компаний и сохраняются в составе РАО «ЕЭС Рос-
сии». Тарифы на электрическую энергию и мощности, поставляемые эти-
ми ГЭС на оптовый рынок, продолжают регулироваться Федеральной
энергетической комиссией Российской Федерации;
в) проведение реструктуризации Единой энергетической системы
России по инициативе коллегии представителей государства в
РАО ЕЭС.
1 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.
46
3.3. ПРЕДПОСЫЛКИ РЕФОРМИРОВАНИЯ ФОРЭМ
Изучение практики функционирования ФОРЭМ в России и опыта
крупных зарубежных объединений дает возможность наметить пути со-
вершенствования существующей системы. Повышение общей эффектив-
ности возможно, в частности, при выделении из энергетического процес-
са производства — потребления областей, где целесообразна организа-
ция конкуренции.
Для отрасли «Электроэнергетика» и ее непрерывного процесса про-
изводства — потребления характерна следующая общая схема: добыча и
поставка топлива; производство электроэнергии; передача электроэнер-
гии 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 от сетей
РАО ЕЭС), к производителям. Условная схема отрасли «Электроэнерге-
тика» показана на рис. 3.1.
Рис. 3.1. 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, произ-
водятся амортизационные начисления и формируется прибыль, а так-
47
же существует значительный объем затрат на ремонты разного харак-
тера. Отдельным фактором являются инвестиционные расходы,
включая научно-исследовательские и опытно-конструкторские рабо-
ты (НИОКР).
Требует затрат деятельность по обеспечению надежности электро-
снабжения и качества энергии, в результате чего нужны расходы на под-
держание уровня резервов, обеспечение комплекса управления, ведение
режимов, ликвидацию последствий аварий, других нештатных ситуа-
ций, приводящих к нережимным ограничениям, накладываемым на эле-
менты энергосистем (например, плановые и внеплановые ремонты, не-
достаток запасов топлива). Эти расходы приводят к недополученной
выручке, что адекватно расходу в потоке наличности (рис. 3.2.).
Рис. 3.2. Использование выручки в электроэнергетике
По традиции выделяются те зоны, в которых в той или иной форме
возможна оптимизация в результате развития конкуренции.
! Топливоснабжение
i
, Производство энергии
В реальности слабоконкурентная область — значитель-
ное государственное влияние и монополизация.________
Конкурентная область. Требуется комплекс мер по обес-
печению конкурентоспособности АЭС и регулирование
I для ГЭС. Ограничения из-за значительного удельного веса
। ТЭЦ и тенденции относительного его увеличения по мере
непропорционального опережающего падения спроса на
j электроэнергию по сравнению с тепловой.
48
1 Несение резерва и поставки 1 аварийной пиковой, допол- i нительной мощности (энер- гии) и оперативная компенса- ция небалансов, связанных с отклонениями частоты 1 Передача энергии по межсис- темным электрическим сетям (МЭС) Высококонкурептная область. В мировой практике стиму- лирует развитие техники и технологий и является областью активной коммерческой деятельности. К ней же относятся системы коммерческих АЧР1, САОН2, договорных 1рафиков ограничений и других форм управления нагрузкой. В рамках электроэнергетики и существующих се- тей— некоконкурентная область. Теоретически возможен вариант передачи по сетям независимых систем сопредель- ных территорий или государств, но реально такое бывает редко. Конкуренцию передачам электроэнергии по. МЭС составляет транспорт топлива — трубопроводный, желез- нодорожный, морской. Ценовые тенденции в данных облас- тях определяют перспективы развития и конкурентоспо- собность одних по сравнению с другими.
Передача и распределение энергии Неконкурентная область.
Управление и эксплуатация i 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 высококонкурентная область, кроме случаев уникальных работ и поставок запасных частей, привя- занных к производителю оборудования. Необходим особый режим лицензирования, технического допуска и контроля в данной области.
Сбыт электроэнергии Теоретически сфера организации сбыта энергии — конку- рентная область для профессиональных посредников и потре- бительских объединений в зависимости от концепции сбыта и управления энергоснабжающей организацией в целом.
Управление оптовым рынком Более целесообразно единоначалие при эффективном контроле.
Учет и контроль во всех сфе- рах деятельности Конкурентная область. Известна положительная практи- ка деятельности специализированных организаций по по- становке и поддержанию достоверного учета, контроля и аудита во всех сферах деятельности крупных вертикально интегрированных предприятий с использованием специ- альных программно-технических средств и систем обуче- ния персонала.
Организация процесса фи- нансирования текущей и ин- вестиционной деятельности * — Может быть достигнуто снижение издержек обращения, обслуживания заемных средств и ошибок в финансовом планировании при привлечении внешних и/или подкон- трольных специализированных структур, способных в зна- чительных объемах организовывать и осуществлять финан- сирование деятельности со средним, текущим и длитель- ным инвестиционным циклами.
АЧР — автоматическая частотная разгрузка, элемент релейной защиты и автоматики
У потребителей, обеспечивающий снижение нагрузки при падении частоты в электросети.
САОР — система автоматического отключения потребителей при резком падении
частоты в сети.
49
Строительство и монтаж объ- ектов энергетики По экономическим критериям конкурентная область, кроме уникальных случаев.
Поставка оборудования и за- пасных частей Ограниченность конкуренции связана с привязкой боль- шинства запасных частей к производителю оборудования. Возможен выбор в части потребительских характеристик оборудования, условий поставок и вариантов их финанси- рования.
Научно-исследовательские (НИ), проектно-исследова- тельские (ПИ), опытно-кон- структорские работы (ОКР) Конкурентная область. Особенность — часть работ ори- ентирована на долговременное сотрудничество, единствен- ного заказчика и требует уникального опыта (например, схемное проектирование ЭС).
Обеспечение связью Конкурентная область. Существуют ограничения по ус- ловиям безопасности или риска недружественной политики партнера на рынке услуг связи.
В большинстве случаев сотрудничество в данных областях ориенти-
ровано на длительные сроки, и конкуренция возможна лишь на стадии за-
ключения долговременных соглашений.
Неэффективность в этих и других областях энергетического произ-
водственного процесса влияет на эффективность всей отрасли, которая,
являясь базовой, затрагивает интересы общества в целом и каждого в от-
дельности. Целью государственного регулирования в электроэнергетике,
в том числе лицензирования и контроля за тарифами, является стремле-
ние исключить возможность ошибочных, неэффективных решений или
злоупотреблений, наносящих прямой ущерб обществу.
В 1992—1994 годах в электроэнергетике была проведена реструкту-
ризация, включавшая:
— акционирование и приватизацию;
— выделение из состава энергообъединений 51 крупной электростан-
ции в качестве самостоятельных субъектов и вывод их на федеральный
оптовый рынок энергии и мощности (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 как сетевой компании, обеспечивающей всем
участникам ФОРЭМ >равный доступ к межсистемным линиям электропе-
редачи, и как холдинг, владеющий 49 % акций всех региональных энерго-
компаний и контрольными пакетами всех электростанций, выведенных
на ФОРЭМ.
Конкуренция на рынках электроэнергии и мощности за рубежом раз-
вивается по двум направлениям:
а) вертикальная дезинтеграция: когда из вертикально интегрирован-
ных энергообъединений, охватывающих весь энергетический цикл (про-
50
изводство (генерацию), передачу, распределение и сбыт) выделяют энер-
гокомпании по передаче и распределению, а затем от них отделяют рас-
пределительные компании;
б) усиление конкуренции между производителями электроэнергии
за поставки на спотовый оптовый рынок, а затем и среди распределитель-
ных компаний-поставщиков — на розничный (потребительский) рынок
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; сле-
довательно, сфера «чистой» конкуренции на оптовом рынке весьма огра-
ничена. В то же время следует отметить наличие конкуренции и при за-
ключении долгосрочных контрактов на поставки электроэнергии потре-
бителям.
Концепция формирования и функционирования контрактного
рынка электроэнергии и мощности. Для контрактного рынка предлага-
ется две формы:
— долгосрочные контракты (многолетние договоры о поставках раз-
личных категорий электроэнергии и мощности и об оказании услуг);
— краткосрочные договоры (неделя, месяц, квартал, сезон, год) на по-
ставку 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:
«твердые» поставки электроэнергии; поставки дополнительной электро-
энергии; транзит электроэнергии; прочие поставки.
Сделки по мощности дифференцируются на: поставки
«твердой» мощности; поставки дополнительной мощности; поставки
аварийной мощности; предоставление оперативного резерва; прочие по-
ставки.
Спотовый рынок может начать функционировать только после того,
как будут выполнены все условия долгосрочных, а затем и краткосроч-
ных контрактов. Рациональная работа спотового рынка определяется тех-
нологией диспетчерского управления, параллельной работой субъектов
оптового рынка. На спотовом рынке сделки по мощности и электроэнер-
гии не должны разделяться. Все они относятся либо к экономическим об-
менам электроэнергией, либо к поставкам мощности и электроэнергии в
51
аварийных режимах, причем условия таких поставок должны быть опре-
делены в долгосрочных договорах.
Контрольные вопросы к главе 3
1. Назовите главные предпосылки образования рынка энергии и мощности. Что такое
«спотовый рынок»?
2. Перечислите этапы формирования федерального рынка энергии и мощности. Как на
нем будут взаимодействовать потребители и поставщики энергии?
3. Оцените особенности энергетического рынка в связи со спецификой электроэнерге-
тической отрасли. Кто должен на рынке регулировать график неравномерности
электропотребления ?
4. Опишите порядок заключения договоров на энергетическом рынке. Какие виды до-
говоров здесь применимы?
5. Сформулируйте основные задачи энергетического рынка. Какое значение, на Ваш
взгляд, должно иметь образование и функционирование ФОРЭМ для российской
экономики?
Глава 4. Производственные фонды энергетики
4.1. ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ ЭНЕРГЕТИКИ
В условиях рыночной экономики очень важно четко и однозначно по-
нимать различные виды единовременных затрат: капитал, капиталовло-
жения, инвестиции, производственные фонды, включая основные фонды
и оборотные средства.
Экономическая сущность основных производственных фондов —
многократное, в течение длительного времени участие в производст-
венном процессе, когда их стоимость постепенно утрачивается (обору-
дование «стареет») и переносится на производимую продукцию.
Оборотные фонды и оборотные средства в процессе производства
сразу и полностью утрачивают свою стоимость, которая включается в
стоимость произведенной продукции.
Целесообразно отметить три коренных отличия основных и оборот-
ных производственных фондов:
1) сохранение основными фондами в течение длительного времени
своей формы, а оборотные фонды и средства сразу же в течение произ-
водственного цикла свою первоначальную форму теряют, как бы «рас-
творяясь» в производимой продукции;
52
2) длительный срок службы основных фондов по сравнению с обо-
ротными средствами, которые полностью поглощаются производством
за один оборот;
3) длительный, постепенный перенос стоимости на продукцию ос-
новными фондами, в то время как оборотные фонды переносят ее на про-
дукцию сразу (за один оборот).
Единовременные затраты и ежегодные расходы отражаются в произ-
водственном процессе, когда производственные фонды переносят свою
стоимость на продукцию. По форме участия в производстве эти фонды
разделяются на основные и оборотные.
Основные фонды представляют собой денежное выражение средств
труда и участвуют в процессе производства длительное время, постепен-
но, по мере износа утрачивая свою стоимость и перенося ее на производи-
мую продукцию. По технологическому признаку основные фонды под-
разделяются на:
— здания;
— сооружения;
— передаточные устройства;
— силовые машины и оборудование (в том числе автоматическое);
— рабочие машины и оборудование;
— измерительные и регулирующие приборы и устройства, не уста-
новленная техника и прочие машины;
— транспортные средства;
— инструменты;
— производственный и хозяйственный инвентарь;
— прочие основные фонды (малоценные и быстроизнашивающиеся
средства труда, капиталовложения и т.д.).
Примерная структура основных фондов приведена в табл. 4.1.
Таблица 4.1. Ориентировочная структура основных
производственных фондов в промышленности, %
Отрасли промышленности Здания Сооруже- ния Передаточ- ные уст- ройства Силовые машины Рабочие машины Транс- портные средства
—Углепромышленность 29 20 11 о 8 J 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 металло- обработка 42 8 4 3 36 2
53
Как видно из табл. 4.1, в разных отраслях материального производст-
ва структура основных фондов различна, причем для энергетики характе-
рен большой удельный вес силовых машин и передаточных устройств.
Последнее обстоятельство вызвано наличием протяженных и дорого-
стоящих линий электропередачи.
Поскольку в процессе эксплуатации основные фонды изнашиваются,
они меняют свою стоимость. Стоимостная оценка основных производст-
венных фондов может рассчитываться:
I) по полной первоначальной стоимости, т.е. по
фактическим затратам, произведенным на создание основных фондов, их
доставку и монтаж;
2) по полной восстановительной стоимости, т.е.
по стоимости воспроизводства основных производственных фондов в со-
временных условиях. Это вызвано тем, что в связи с научно-техническим
прогрессом одни и те же виды средств труда, произведенные в разные
годы, оцениваются различно, поэтому требуется регулярная переоценка
основных фондов.
Восстановительная стоимость производственных фондов опреде-
ляется как разность между первоначальной стоимостью и величиной мо-
рального износа, выраженного в стоимостной форме. В момент ввода в
действие новых основных фондов их первоначальная стоимость соответ-
ствует восстановительной.
Экономическая сущность участия основных фондов в производст-
ве — постепенный, в течение длительного времени перенос своей стои-
мости на производимую продукцию при постепенном износе и соответст-
венном снижении собственной стоимости. Этот процесс отражается:
— включением сумм амортизационных отчислений в себестоимость
продукции;
— созданием амортизационного фонда, предназначенного в дальней-
шем для замены полностью амортизированного оборудования, после его
ликвидации, на новое;
— периодической переоценкой основных фондов, постоянным учетом
основных фондов по их балансовой или восстановительной стоимости.
Амортизация основных производственных фондов
Процесс переноса стоимости основных производственных фондов на
продукцию происходит в течение всего срока службы оборудования и на-
зывается амортизацией-.
И (4.1)
То
54
_КО-К„
котс„
(4-2)
Часть первоначальной стоимости, переносимая на продукцию в тече-
ние одного года, представляет собой амортизационные отчисления (Иа):
К —К
Иа=-Ъ—-=аК„; (4.3)
1 сл
К* — К 1
“-МГ=^(К‘-КЛ <4-4)
где а — норма амортизационных отчислений от первоначальной стоимо-
сти основных фондов; Ко — первоначальная стоимость основных фон-
дов; Кл — ликвидная стоимость оборудования; Тсл — срок службы ос-
новных фондов.
Амортизационные отчисления производятся ежегодно, и через пери-
од времени, равный сроку службы Тсл, накопится сумма, равная первона-
чальной стоимости основных фондов Ко (за вычетом ликвидной стоимо-
сти Кл).
Понятие ликвидной стоимости по-разному трактуется специалистами. Одни предлага-
ют рассчитывать ее как неамортизированную часть первоначальной стоимости, другие счи-
тают необходимым учитывать возможность продажи изношенного (возможно, отремонти-
рованного) оборудования, и тогда ликвидная стоимость — цена этой продажи. В пользу та-
кого мнения выступает тот факт, что оборудование может ликвидироваться не потому, что
оно физически неработоспособно, а в связи с моральным старением.
Если оборудование в процессе производства полностью изнашивает-
ся и ликвидная стоимость очень мала (практически — стоимость метал-
лолома, если оборудование металлическое), то расчет нормы амортиза-
ции можно представить упрощенно:
при КпаО(при полном износе основных фондов) а = 1/Тсл. (4.5)
Энергетика является очень капиталоемкой отраслью материаль-
ного производства, на каждого энергетика приходится больше произ-
водственных фондов (показатель фондовооруженности), чем на ра-
ботника в других отраслях промышленного производства. Так, в про-
мышленной энергетике при численности производственного персона-
ла в энергослужбе предприятия около 10 % от общего количества, доля
пРоизводственных фондов, относящихся к энергетике предприятия,
•е. с учетом энергетической части технологического оборудования,
уставляет до 70 % основных фондов промышленного предприятия.
°ндовооруженность промышленных энергетиков примерно в
55
2—3 раза больше, чем у работников основного промышленного про.
изводства.
Разные виды основных фондов по-разному участвуют в материаль-
ном производстве: одни непосредственно (машины, оборудование и т.п.)
другие лишь создают условия для производственных процессов (здания
сооружения и др.). Поэтому они и подразделяются на активные и пассив-
ные. Очевидно, что активные фонды изнашиваются быстрее, интенсив-
нее, чем пассивные, и потому норма их амортизации больше. В энергети-
ке доля активных фондов соотносится с пассивными как 3:1 или 4:1. Это
требует постоянного обновления основных фондов, особенно их актив-
ной части.
При исчислении величины амортизационных отчислений необходи-
мо периодически переоценивать основные фонды, что особенно актуаль-
но в условиях инфляции, и соответственно рассчитывать амортизацион-
ные отчисления от новой, переоцененной стоимости.
Амортизационные отчисления производятся от первоначальной стои-
мости основных фондов, но по мере переоценки они ведутся от балансо-
вой стоимости, т.е. величины, числящейся на бухгалтерском балансе.
При проведении экономической реформы 1992 г. и последующем резком
изменении масштаба цен переоценка проводилась регулярно, иногда по
нескольку раз в год. К концу 1996 г. стоимость основных фондов в резуль-
тате этих переоценок увеличилась примерно в 10 ООО раз и соответствен-
но с учетом деноминации рубля в 1998 г. — в 10 раз. К 2000 г. эта величи-
на составила около 14 тыс. раз.
Понятие «срок службы» предусматривает физический износ фондов, в
результате которого они (здания, сооружения, оборудование) становятся:
физически неработоспособными, и моральное старение фондов, когда
они как бы «выходят из моды». Различаются:
моральный износ 1-города, когда появляется точно такое же оборудо-
вание, но продаваемое по более низкой цене, вследствие чего амортиза-
ционные отчисления на их износ могли бы быть меньшими;
моральный износ 2-го рода, когда на рынке появляется оборудование
того же назначения, но с улучшенными технико-экономическими харак-
теристиками, более экономичное, например с меньшим удельным расхо-
дом топлива или энергии на единицу продукции, т.е. его применение со-
кратило бы эксплуатационные расходы.
Если учитывать не только физический, но и моральный износ, то срок
службы становится не реальным календарным понятием, а технико-эко-
номической категорией, нужной для расчета норм амортизации.
Нормы амортизации разрабатываются и диктуются государством
централизованно, так что реальные собственники не могут их менять по
56
собственному усмотрению, стремясь к ускоренной амортизации обору-
дования для его скорейшего обновления.
Поскольку срок службы оборудования Тсл является важной эконо-
мической категорией и зависит не только от времени полного физиче-
ского, но и морального износа, в последнее время некоторым собствен-
никам (поддержка малого и среднего бизнеса) разрешена ускоренная
амортизация некоторых видов оборудования. Тогда возможна обратная
постановка вопроса, сколько времени должно прослужить оборудова-
ние, если производитель считает нужным, чтобы оно побыстрее аморти-
зировалось и чтобы через сравнительно небольшой период купить но-
вое? При этом старое, но еще работоспособное оборудование можно
продать, выручив некоторую сумму Кл, большую, чем стоимость метал-
лолома. Очевидно, здесь владелец должен задаться той стоимостью, ко-
торую оборудование все же должно перенести на продукцию, оправдав
свое приобретение Иа.
Т -К°~К*
сл • (4.6)
Аа
Величины норм амортизации по некоторым видам производственных
фондов приведены в табл. 4.2.
Таблица 4.2. Единые нормы амортизационных отчислений
на полное восстановление основных фондов,
% к балансовой стоимости
Группы и виды основных фондов Нормы амортизаци- онных отчислений
Здания
Здания высотные (более 25 этажей), каркасно-монолитные, повышенной прочности 0,4
Здания одноэтажные с железобетонными или металлическими каркасами Здания многоэтажные типа этажерок специального технологического назначения 1,0 1,2
Сооружения
ДлГ°ДЪеЗЛ,,Ые И дРугие железнодорожные пути предприятий, резервуары хранения нефтепродуктов металлические Резервуары для хранения дизельного топлива и смазочных материалов 4,0 6,6
57
Продолжение табл. 4 2
Группы и виды основных фондов Нормы амортизаци- онных отчислений 1—
Передаточные устройства
Воздушные линии электропередачи напряжением от 0,4 до 20 кВ:
на металлических опорах 2,8
на опорах из пропитанной древесины 2,0
Кабельные линии электропередачи напряжением до 10 кВ с пластмассовой оболочкой, проложенные в земле, в помещениях 3,0
Трубопроводы тепловых сетей стальные, работающие в условиях непро- ходных тоннелей, с воздушным зазором (подвесная изоляция) 4,0
Силовые машины и оборудование
Котельные установки и стационарные паровые котлы со вспомогательным оборудованием котельной 5,0
Стационарные водогрейные котлы Электродвигатели: 4,0
с высотой оси вращения 63—450 мм 3,7
с высотой оси вращения свыше 450 мм 5.0
Вспомогательное силовое тепломеханическое оборудование 6,6
С иловое электротехническое оборудование, распределительные устройства 5,6
Рабочие машины и оборудование
Компрессоры поршневые общего назначения давлением до 8 атм (произво- дительностью до 20 м3/мин) 3,7
Насосы артезианские, пневматические винтовые, погружные, мотопомпы 4,4
Насосы камерные 5,4
Вентиляционные системы 20,0
Краны козловые общего назначения (крюковые) грузоподъемностью до 15 т 7,7
Источники питания для электросварки 5,5
Приборы для контроля и регулирования технологических процессов 5,0
Приборы для измерения и регулирования температуры 12,5
Щиты и пульты диспетчерские телемеханические для автоматизирован- ных систем управления производственными процессами 14.3
58
Продолжение табл. 4.2
Группы и виды основных фондов Нормы амортизаци- онных отчислений
Транспортные средства
Автомобили грузоподъемностью:
до 0,5 т 9,0
более 0,5 до 2,0 т 20,0
Прицепы и полуприцепы-тяжеловозы грузоподъемностью:
до 100 т 14,3
более 100 т 8,3
Производственный и хозяйственный инвентарь и принадлежности 6,7
Контейнеры универсальные металлические 6,5
Стеллажи стоечные 5,6
Электроарматура и электроприборы 8,3
В ряде случаев начисление амортизации приостанавливается. Это мо-
жет быть при реконструкции и модернизации основных средств по реше-
нию 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 которо-
го превышает 12 месяцев.
До 1 января 1998 г. действовал только один способ начисления амор-
тизации — линейный, начисление амортизации при котором осуществ-
лялось в соответствии с Едиными нормами амортизационных отчисле-
ний на полное восстановление основных фондов народного хозяйства,
утвержденными 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 стои-
мости по сумме чисел лет срока полезного использования; способ списа-
ния стоимости пропорционально объему продукции (работ).
Таким образом, у предприятия появилось право выбора способа на-
числения амортизационных отчислений по основным средствам в зави-
симости от финансово-экономического состояния. Применение одного
из способов по группе однородных объектов основных средств произво-
дится в течение всего срока полезного использования и отражается в
Учетной политике предприятия.
59
В то же время было предложено установить особые нормы и правила
начисления амортизации для целей налогообложения. Интересно заме-
тить, что если сумма начисленных амортизационных отчислений по дан-
ным бухгалтерского учета меньше суммы амортизации, принимаемой
для целей налогообложения, то корректировка (уменьшение) налогооб-
лагаемой прибыли не предусмотрена.
Рассмотрим на конкретных примерах порядок начисления аморти-
зации в зависимости от выбранного способа и влияние этой величины
на налогооблагаемую прибыль. Если срок полезного использования
объекта основных средств в технических условиях отсутствует и не ус-
тановлен в централизованном порядке, то он должен определяться ис-
ходя из:
— ожидаемого срока использования этого объекта в соответствии с
ожидаемой производительностью или мощностью применения;
— ожидаемого физического износа, зависящего от режима эксплуа-
тации, естественных условий и влияния агрессивной среды, системы пла-
ново-предупредительных и всех видов ремонта;
— нормативно-правовых и других ограничений использования этого
объекта (например, амортизация).
Пример 4.1. Предприятием приобретен объект основных средств стоимостью
100 000 руб. со сроком полезного использования в течение 10 лет.
При линейном способе норма амортизации составляет: 1 год: 10 лет-100 = 10%.
Годовая сумма амортизационных отчислений составит: 100 000 руб.-10%= 10000 руб.
Годовая норма амортизации иа этот же объект основных средств в соответствии с Еди-
ными нормами амортизации составляет 8,3%, т. е. 8300 руб.
При определении налогооблагаемой прибыли сумма амортизационных отчислений, от-
раженная по данным бухгалтерского учета, должна быть скорректирована на сумму
1700 руб., т.е. сумму превышения по сравнению с исчисленной суммой амортизации в со-
ответствии с Едиными нормами.
Пример 4.2. Предприятие при заданных в примере 1 условиях приобретает объект ос-
новных средств и применяет при начислении амортизации способ уменьшаемого остатка,
при котором амортизация рассчитывается исходя из остаточной стоимости объекта основ-
ных средств на начало отчетного года и нормы амортизации, исчисленной исходя из срока
полезного использования этого объекта.
Норма амортизации—10 %.
В первый год сумма амортизации для составления бухгалтерской отчетности составит:
100 000 10 % = 10 000 руб.
При определении налогооблагаемой прибыли сумма начисленных амортизационных
отчислений подлежит корректировке на 1700 руб. (10 000 - 8300).
В последующие годы сумма амортизационных отчислений по данным бухгалтерского
учета составит:
второй год: (100 000-10 000)-10 %=9000 руб.;
третий год: (90 000 - 9000)-10 % = 8100 руб. и т. д.
60
Пример 4.3. Предприятие при заданных в примере I условиях приобретает объект ос-
новных средств и применяет способ начисления амортизации исходя из способа списания
стоимости по сумме числа лет срока полезного использования.
При этом способе годовая сумма амортизации определяется исходя из первоначальной
стоимости объекта и годового соотношения числа лет, остающихся до конца срока службы
объекта, и суммы чисел лет срока его службы.
Сумма числа лет срока службы составляет: 1+2+3+4+5+6+7+8+9+10 = 55.
Первый год: 100 000 руб.-10/55 = 18 182 руб.
Второй год: 100 000-9/55= 16 364 руб.
Третий год: 100 000-8/55 = 14 545 руб. и т. д.
При определении налогооблагаемой прибыли сумма амортизации, начисленная по дан-
ным бухгалтерского учета (в первый год), подлежит корректировке на 9882 руб.
(18182 - 8300).
Пример 4.4. Первоначальная стоимость объекта — 100 000 руб. Предполагаемый объ-
ем выпуска продукции за весь срок полезного использования — 800 000 руб. Фактический
выпуск продукции в стоимостном выражении: первый год — 70 000 руб.: второй год —
80 000 руб.; третий год—120 000 руб.
При способе списания стоимости пропорционально объему продукции (работ) начис-
ление амортизации производится исходя из натурального показателя объема продукции
(работ) в отчетном периоде и соотношения первоначальной стоимости объекта и предпола-
гаемого объема продукции (работ) за весь срок полезного использования.
Годовая сумма амортизационных отчислений составляет:
первый год: 70 000-(100 000: 800 000) = 8750 руб.;
второй год: 80 000-(100 000; 800 000)= 10 000 руб.;
третий год: 120 000-(100 000: 800 000)= 15 000 руб. и т.д.
Для целей налогообложения сумма амортизации (в первый год) подлежит корректи-
ровке на 450 руб. (8750 - 8300).
Предприятиям предоставлено право применять механизм ускоренной амортизации
активной части производственных основных фондов в целях создания условий для разви-
тия высокотехнологичных отраслей экономики и внедрения эффективных машин и обору-
дования.
Наряду с применением механизма ускоренной амортизации субъектам малого пред-
принимательства было разрешено дополнительно списывать как амортизационные от-
числения до 50 % первоначальной стоимости основных фондов со сроком службы более
3 лет.
Все эти методы государственного стимулирования были введены с
Целью поддержки и развития малого предпринимательства и установ-
лены применительно к действующим нормам амортизационных отчис-
лений.
4.2. ПРОИЗВОДСТВЕННЫЕ МОЩНОСТИ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Величина основных производственных фондов, как правило, опреде-
ляет производственную мощность (производительность) любых пред-
риятий, в том числе энергопредприятий и энергетических объектов на
Ромышленных предприятиях.
61
Производственная мощность — потенциальная способность пред-
приятия (цеха, участка, рабочего места) производить максимальное коли-
чество определенной продукции или выполнять определенный объем ра-
бот в течение определенного периода времени (часа, года) при условии: а)
применения самой передовой технологии; б) должного технического ос-
нащения; в) полного устранения аварий; г) необходимого материально-
технического обеспечения; д) обеспеченности производственным и необ-
ходимым управленческим персоналом; е) полного использования рабоче-
го времени. j|
В энергетике мощности измеряются: 'Я
для электроэнергетических объектов в кВт и МВт; "
для объектов теплоэнергетики в т пара/ч и в Гкал/ч;
(Калория и ее производные являются внесистемными единицами, однако исчисление в
тепловых кВт или в ГДж пока нетипично, поскольку нет приборов, отградуированных в сис-
теме СИ.)
для объектов, производящих холод в Гкал холода/ч;
при производстве сжатого воздуха и газов, при перекачке воды
в куб.м/ч.
Большинство энергетических мощностей исчисляются за час. Энер-
гетическая 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 ис-
числяются за 1 ч.
В энергетике принят ряд следующих определений, касающихся энер-
гетических производственных мощностей:
установленная мощность — суммарная паспортная мощность энер-
гетического оборудования;
рабочая мощность — мощность, с которой оборудование может ра-
ботать при максимальной нагрузке потребителя;
диспетчерская мощность — мощность, заданная диспетчерским
графиком нагрузки.
Рабочая мощность (Npa6) отличается от установленной (NycT) на
величину ограничений (ANorp), возникающих вследствие износа обо-
рудования и его неспособности развивать прежнюю, запроектиро-
ванную мощность, а также с учетом мощностей, выведенных в ре-
монт (ANpeM):
Npafl = NycT-AH,rp-ANpeM. (4.7)
62
Отношение рабочей мощности к установленной называется коэф-
фициентом эффективного использования установленной мощности
Лг \_____важным показателем для оценки работы энергетиков, по-
(Кэиум?
скольку его величина свидетельствует, во-первых, о состоянии обору-
дования, ими обслуживаемого; и во-вторых, о регулярном ремонтном
обслуживании.
N N - AN - N
К _ Р»6 _ Уст огр рем
3MyM-N " N
уст уст
(4.8)
Оценки использования мощности даются как для электростанций, так
и для любого другого энергогенерирующего объекта, в том числе энерго-
объектов в энергетическом хозяйстве предприятий (котельной, компрес-
сорной, холодильной, воздухоразделительной станции и т.д.).
В энергетике применяется также коэффициент резерва, равный отно-
шению максимальной (запроектированной) часовой нагрузки к установ-
ленной мощности энергетического объекта. При этом ограничения мощ-
ности, как правило, не учитываются:
Крез = —. (4.9)
NyeT
где Крез — коэффициент резерва мощности энергообъекта; Ртах — макси-
мальная нагрузка потребителя (с учетом потерь в сетях и собственных
нужд энергообъекта).
Наличие резервов мощности отражает специфику энергетики, по-
скольку здесь происходит одновременное производство и потребление
энергетической продукции — энергии, которая (кроме топлива) не мо-
жет запасаться в сколько-нибудь значительных количествах.
Для объектов энергетики понятие резерва (обычно резерва электриче-
ской мощности) связано с разностью рабочих и диспетчерских мощно-
стей. Эти энергетические резервы классифицируются:
-по готовностик 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;
63
— по назначению:
нагрузочный (или частотный), необходимый для покрытия возрас-
тающей нагрузки;
аварийный — для замещения мощности оборудования, которое мо-
жет аварийно выйти из строя;
ремонтный — для замещения ремонтируемого оборудования;
народнохозяйственный — для покрытия нагрузок вновь вводимых
потребителей.
4.3. ОБОРОТНЫЕ ФОНДЫ И ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА
Для того чтобы любой объект начал работать, недостаточно иметь
только производственные мощности в соответствии с вложением ка-
питала в основные фонды, составляющие средства труда. Необходи-
мы еще сырье, материалы и другие средства обеспечения производст-
ва, называемые предметами труда.
Эти затраты впоследствии будут компенсированы при получении
суммы реализации за проданную продукцию. Но в самом начале произ-
водственной деятельности этих средств еще нет и приходится их аван-
сировать — создавать оборотные фонды и оборотные средства.
Оборотные средства — это авансированный капитал, который пол-
ностью поглощается в процессе производства; эти средства примерно
равны величине эксплуатационных расходов за один их оборот. Оборот-
ные средства — это оборотные фонды и средства обращения в денеж-
ном выражении. Часть их функционирует в сфере производства, дру-
гая — в сфере обращения. Делятся на собственные и заемные (кредиты
банка), нормируемые и ненормируемые.
Оборотные фонды — часть производственных фондов предпри-
ятий, целиком потребляемая в одном производственном цикле и полно-
стью переносящая свою стоимость на производимый продукт. Состоят
из предметов труда, производственных запасов и незавершенной про-
дукции.
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.
64
фонд обращения — средства предприятий, функционирующие в сфе-
ре обращения; составная часть (более 20 %) оборотных средств. Включа-
ют также средства снабженческих, сбытовых и торговых организаций, за-
пасы готовой продукции, денежные суммы в кассе предприятия, на его
счете в банке и в расчетах.
Оборотные фонды в энергетике включают сырье (предмет труда,
составляющий вещественную основу изготовляемого продукта, яв-
ляющийся сам продуктом труда другого предприятия и обладающий
стоимостью), топливо, вспомогательные материалы, малоценные и
быстроизнашивающиеся предметы (на складах предприятия), незавер-
шенное производство (предметы труда, находящиеся в стадии обра-
ботки) и полуфабрикаты собственного изготовления (в процессе про-
изводства).
Наряду с оборотными фондами, занятыми в сфере производства (то-
пливо, вспомогательные материалы и т.п.), предприятие располагает
средствами, находящимися в сфере обращения (деньги в банке, або-
нентская задолженность за потребленную энергию и т.п.), т.е. фондами
обращения.
Оборотные фонды и фонды обращения, выраженные в денежной фор-
ме, составляют оборотные средства предприятия. Оборотные средства
совершают кругооборот в производстве и обращении, последовательно
принимая форму то оборотных фондов (в виде производственных мате-
риальных запасов и незавершенного производства), то фондов обраще-
ния (в виде денежных средств).
Подавляющая часть оборотных средств относится к нормируемым; к
ненормируемым оборотным средствам относятся товары, отгружаемые
покупателям, денежные средства и средства в расчетах. Нормирование
оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нор-
мативов в денежном выражении.
Состав и структура оборотных средств на некоторых энергетических
предприятиях показаны в табл. 4.3.
Таблица 4.3. Структура нормируемых оборотных средств
энергетических предприятий, % с округлением
Оборотные средства Энерго- системы ТЭС ГЭС пэс Ремонт- ные предпри- ятия
^ь,Рье, основные материалы 1 — — — —
—^СПО|чогательные материалы 19 15 23 30 23
эн°пг(>тМКа пРелпРИятий
«ергетического комплекса
65
Продолжение табл. 4 j
Оборотные средства Энерго- системы ТЭС ГЭС ПЭС Ремонт- ные предпри- ятия
Топливо 25 42 — 2 3
Запасные части '20 20 38 25 20
Малоценные и быстроизнащивающиеся 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
Всего 100 100 100 100 100
Оборот — это время от начала работы до получения оплаты за про-
дукцию или, в последующие периоды, за время между получением плате-
жей за произведенную и проданную продукцию.
Отношение календарного времени (года) ко времени оборота называ-
ется скоростью оборота.
Например, величина оборотных средств в котельных определяется стоимостью запаса
топлива (70—80 % от суммы оборотных средств), размеры которого должны предусматри-
вать работу котельной в течение месяца (не считая аварийного запаса). При двухнедельной
оплате потребителями отпущенного тепла этот запас мог бы стать вдвое меньшим, не ме-
сячным, а двухнедельным.
Как указывалось выше, состав оборотных фондов и средств почти та-
кой же, как и состав годовых издержек производства (годовых эксплуата-
ционных расходов). Однако здесь необходимо предусмотреть только са-
мые неотложные платежи — на приобретение средств труда (основных и
вспомогательных сырья, материалов, топлива, энергии, воды и т.п.) и по-
крытие некоторой части прочих (в энергетике — общесистемных, обще-
станционных или общесетевых) расходов. Отчисления в амортизацион-
ный и ремонтный фонды, оплату части налогов, включаемых в себестои-
мость, 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, от-
носящиеся к оборотным фондам (Fo6, руб), целесообразно представить в
виде алгебраических выражений, поскольку они связаны между собой
следующими соотношениями:
пЛ=Ь-;
* об
66
no6
где Поб — скорость оборота, оборотов/год; Тк — календарное время,
ЛП. т с — время оборота, доли года или месяцы; И — годовые иэ-
год, «об г
держки производства, руб/год; Ир — годовые отчисления в ремонт-
ный фонд, руб/год; Иа — годовые амортизационные отчисления,
руб/год; И% — годовые расходы по оплате процентов по кредитам
банка (если эти расходы разрешено включать в издержки), руб/год;
PI __сумма налогов, оплачиваемых из себестоимости производства,
руб/год.
Таким образом, экономическая категория «оборотные фонды и обо-
ротные средства»:
— это авансированный капитал, в течение оборота не дающий дохо-
да, прибыли, поэтому его величину стремятся минимизировать;
— они состоят из оборотных фондов, имеющих материальное выра-
жение — топливо, сырье, материалы и т.п.; и оборотных средств, пред-
ставляющих собой денежные средства в банке (депозиты) и предназна-
ченных 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, равным отношению кален-
дарного фонда времени ко времени оборота.
4.4. ПОКАЗАТЕЛИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ФОНДОВ
И ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ МОЩНОСТЕЙ
Назначение производственных фондов — производство продукции
для ее последующей реализации и получения прибыли.
Использование производственных фондов оценивается соотношени-
ем самих фондов, суммы реализации и прибыли. Если говорить только об
основных фондах (величину которых определяют сделанные капитало-
вложения), то оценка происходит с помощью полного (или абсолютного)
срока их окупаемости:
R*
Та =-А (4.12)
m
Где полный или абсолютный срок окупаемости капиталовложений
счет прибыли, лет; Ко — капиталовложения в основные фонды, руб;
™ ' прибыль, руб/год.
67
Величина, обратная этому сроку окупаемости, называется рентабель-
ностью капиталовложений (гк):
m
К?
(4.13)
Этими оценочными показателями — абсолютным сроком окупаемо-
сти и рентабельностью капиталовложений — обычно пользуются на ста-
дии проектирования или строительства объекта. Для действующих пред-
приятий оценка эффективности использования производственных фон-
дов производится обычно по показателю рентабельности фондов (гф):
m _ m
Fo + Fo6 Fnp ’
(4.14)
где Fo — основные фонды, руб; Fo6 — оборотные фонды и средства, руб;
FnP ~ Fo + Fo6 — производственные фонды, руб.
Работоспособность производственных фондов можно оценивать по-
казателями фондоотдачи (Фо) и фондоемкости (Фе), являющимися взаим-
но обратными:
R .
V
Фо
ф = -JL
е R ’
(4-15)
(4.16)
где R — сумма реализации, выручка за проданную продукцию, руб/год.
Вследствие удорожания машин и оборудования, все усложняющихся по
мере технического прогресса, показатель фондоотдачи во всем мире сни-
жается, а фондоемкость производства соответственно, растет. Противо-
действовать этому объективному процессу можно лишь при росте объе-
мов производства на единицу производительности машин, т.е. при их
лучшем использовании.
Использование оборудования во времени определяется соотношени-
ем фактического (Тф) и календарного (Тк) времени работы и называется
коэффициентом экстенсивности (Кэ):
Кэ = тф/Тк. (4.17)
Коэффициент интенсивного использования (Ки) показывает,
сколько энергии произведено (отпущено потребителю) фактически
(Эф, кВт.ч/год) по отношению к количеству энергии, которое могло бы
68 J
б 1ть произведено при работе с установленной мощностью (Ny, кВт) за
фактически отработанное время (Тф, часы):
Ки — Эф/(ЫуТф) — Эф/Этах, (4.18)
где Этах = ЦТф — максимально возможная выработка (потребление) за
фактическое время, кВт-ч/год.
Интегрирующим показателем, характеризующим эффективность функ-
ционирования производственных фондов и производственной мощности,
является коэффициент использования мощности (Кисп):
Кисп = Кэ Ки= Эф/Эном, (4.19)
где Эном = NyTK — количество энергии, которое могло быть выработано
(отпущено) при работе с установленной мощностью (Ny, кВт) в течение
всего календарного фонда времени (Тк, ч), кВт-ч/год.
В промышленности показателем, аналогичным коэффициенту ис-
пользования мощности, является коэффициент сменности работы обо-
рудования. Он равен отношению некоторых производственных показате-
лей (времени работы, производственной мощности) при трехсменной ра-
боте к показателям наиболее загруженной смены (как правило, первой).
Поскольку оборудование никогда не работает непрерывно и с полной за-
грузкой все три смены, т.е. круглые сутки, этот показатель никогда не бы-
вает равным 3 (предельная величина) для предприятий с трехсменной ра-
ботой; равным 2 — при двухсменной работе и 1 для односменных пред-
приятий. В то же время соотношение величины коэффициента сменности
со своим предельным значением свидетельствует об интенсивно-
сти — большей или меньшей — использования производственного обо-
рудования.
Очень удобным для применения и широко распространенным в прак-
тике проектных расчетов является показатель числа часов использования
установленной энергетической мощности (hy) или максимума энергети-
ческих нагрузок (hmax). Это условный показатель, отвечающий на вопрос:
за какое время можно выработать (потребить) количество энергии, фак-
тически вырабатываемое (потребляемое) в течение года, если работа бу-
дет производиться с установленной мощностью (с максимальной часовой
нагрузкой):
К = Эф/Му; (4.20)
hmax = Эф/Рп1ах. (4.21)
Число часов использования максимума технологической нагрузки в
теплоэнергетике, например, является своеобразной «визитной карточ-
и» отрасли материального производства. Оно выше в отраслях с непре-
69
рывным циклом и существенно ниже при дискретном производстве в от-
раслях машиностроительного комплекса.
Производственными фондами распоряжаются, их обслуживают люди
в процессе производства, иными словами — работники производства
«вооружаются» фондами. И сколько производственных фондов прихо-
дится на одного человека из промышленно-производственного персонала
оценивается показателем фондовооруженности (Фл):
Фл (4.22
где Л — количество промышленно-производственного персонала, чел. ..
Вооруженность производственного персонала в промышленное^
энергетическими мощностями характеризуется показателями энергоос
нащенности, в том числе
электрооснащенности: Флз = Ny /Л; (4.23)
теплоэнергооснащенности: Флт = 0час/Л, (4.24)
где Q4ac — установленная часовая производительность промышленной
котельной или максимальная заявленная тепловая нагрузка при тепло-
снабжении со стороны, в частности от ТЭЦ.
Возможна оценка энергооснащенности производства при потребле-
нии топлива, сжатого воздуха и газов, холода и других местных энергоно-
сителей. Более распространенными являются показатели энерговоору-
женности, показывающие годовое потребление энергии на одного рабо-
тающего:
электровооруженность: W„ = Wr(M /Л; (4.25)
тепловооруженность: Q„ = QroJI /Л; (4.26)
топливовооруженность: Вл = Вгод /Л; (4.27)
суммарная энерговооруженность: Эл = Эгод /Л, (4.28)
где Wroa, Qrwl, Вгоя, Эгол — годовое потребление соответственно электро-
энергии, теплоты, топлива или суммарное энергопотребление на про-
мышленном предприятии;
Привязка показателей энерговооруженности к оценке эффективности
использования производственных фондов не совсем правомерна, по-
скольку здесь играют существенную роль режимные факторы, например
число часов использования мощностей. Однако как сами производствен-
ные мощности, так и количество производимой ими энергии все-таки за-
висят именно от производственных фондов, и потому показатели энерго-
вооруженности в промышленности вполне .увязываются с использовани-
ем производственных фондов.
70
Контрольные вопросы к главе 4
1 Назовите состав производственных фондов. Чем они отличаются от понятия «капи-
таловложения» ?
2 Охарактеризуйте основные производственные фонды. Как они участвуют в процес-
се производства?
3 Опишите процесс износа основных производственных фондов. Что такое мораль-
ный износ 1-го и 2-го рода?
4 Дайте определение понятию амортизация производственных фондов. Как рассчиты-
вается сумма годовых амортизационных отчислений? Чему равна норма амортиза-
ции?
5 Дайте определение понятию «производственная мощность». Какие показатели
мощности имеются в энергетике?
6 Назовите состав оборотных средств. Что такое время и скорость оборота?
7 Перечислите показатели использования производственных фондов. Как оценивает-
ся их работа в зависимости от загрузки и времени работы?
Глава 5. Труд, кадры и оплата труда
в энергетике
5.1. ОРГАНИЗАЦИЯ ТРУДА В ЭНЕРГЕТИКЕ
Персонал всех промышленных, в том числе и энергетических, предприятий
подразделяется на промышленно-производственный (ППП), работающий в ос-
новном, обеспечивающем и обслуживающем производствах; и непроизводст-
венный, работающий в жилищно-бытовых, коммунальных, медицинских, про-
довольственных, пожарных службах, в столовых, военизированной охране и
других подсобных подразделениях предприятия.
Промышленно-производственный персонал делится на эксплуатаци-
онный, ремонтный и административно-управленческий.
Для работы в энергетике — на электрических станциях, в сетевых и
других предприятиях, входящих в энергообъединения, требуется боль-
шой круг различных профессий и специальностей.
Промышленно-производственный персонал подразделяется на сле-
дующие категории:
— рабочие, непосредственно обслуживающие производственные
процессы в основном, обеспечивающем и обслуживающем производ-
стве;
служащие, выполняющие преимущественно вспомогательные и
административно-управленческие функции;
- инженерно-технические работники (ИТР), осуществляющие тех-
ническое, экономическое и организационное руководство производст-
венно-хозяйственной деятельностью всего энергопредприятия, для чего
требуется высшее или среднее специальное образование;
71
— младший обслуживающий персонал (МОП), выполняющий про-
стые вспомогательные работы, как правило, не требующие профессио-
нальной подготовки — уборку, охрану и т.п.;
— ученики различных специальностей и профессий, включая стаже-
ров, временно прикомандированных для освоения новшеств и пр.
Для рабочих специальностей устанавливаются разряды, например,
слесарь 3-го разряда, электромонтер 5-го разряда. Всего обычно, соглас-
но тарифно-квалификационному справочнику, присваиваются шесть раз-
рядов— с 1-го по 6-й в порядке возрастания квалификации.
Инженерно-техническим работникам обычно присваиваются катего-
рии: инженер 1-й категории, инженер-экономист 3-й категории, инже-
нер-наладчик 2-й категории и т.д. Здесь квалификация оценивается в об-
ратном порядке — самая высокая категория обычно 1-я, большие номе-
ра — 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 персона-
ла образует дежурный персонал.
Особая ответственность за бесперебойность энергоснабжения (см.
целевую функцию энергетики) приводит к необходимости постоянного
ремонтного обслуживания энергооборудования, в связи с чем на энерго-
предприятиях (на электростанциях или в энергосистемах) содержится
значительное количество ремонтников, численность которых иногда со-
ставляет до 70% общего состава энергетического персонала.
Сложное энергооборудование требует от энергетиков высокой про-
фессиональной квалификации, знания помимо своей прямой специализа-
ции 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 дело-
вой и производственной квалификации.
В условиях рыночных отношений для работы в промышленности, в
том числе и в энергетике, все большее значение приобретают экономиче-
ские знания. Они становятся необходимыми не только руководящему со-
ставу, всем работникам аппарата управления энергопредприятий и энер-
госистем, но и руководителям более мелких подразделений — начальни-
кам цехов, участков, бригадирам, что также требует специальной
подготовки и переподготовки.
Любой труд должен быть определенным образом организован. Ос-
новные термины и понятия по организации труда следующие:
72
___ организация труда — система мероприятий, обеспечивающих ра-
циональное использование рабочей силы, которая включает соответст-
ющую расстановку людей в процессе производства, разделение и коо-
перацию, методы нормирования и стимулирования труда, организацию
бочих мест, их обслуживание и необходимые условия труда;
—разделение труда — разграничение деятельности людей в процес-
се совместного труда;
_____кооперация труда — совместное участие людей в одном или раз-
ных, но связанных между собой процессах труда;
__метод труда — способ осуществления процессов труда, характе-
ризующихся составом приемов, операций и определенной последова-
тельности их выполнения.
Любой труд осуществляется на рабочем месте — производственном,
рабочем или управленческом, служебном. Вне зависимости от назначе-
ния 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 оснаще-
нию рабочего места средствами, предметами труда и услугами, необхо-
димыми для осуществления трудового процесса;
— условия труда — совокупность факторов производственной сре-
ды, 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 хозяйст-
венного значения труда.
Для соблюдения нормальных условий труда, уровня его производи-
тельности, а также для планирования труда как составной части произ-
водственно-хозяйственной деятельности труд должен нормироваться.
Нормирование труда — установление меры затрат труда на изготов-
ление единицы продукции или выработки продукции в единицу времени,
выполнение заданного объема работ или обслуживание средств произ-
водства в определенных организационно-технических условиях.
Применяются следующие виды норм:
73
Норма выработки — производство определенного количества про-
дукции или выполнение определенного объема работы в единицу време-
ни (час, смену и др.).
Норма времени — время, затрачиваемое на производство единицы
продукции или выполнение единицы работы.
Норма обслуживания — количество единиц оборудования, обслужи-
ваемого одним человеком.
Норма численности — количество работников, необходимое для
обслуживания определенного оборудования или группы единиц обору-
дования.
Как видим, эти нормы образуют две пары, где каждая является обрат-
ной 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 сред-
него человека это количество составляет 7 — 8 человек. Так, если в бри-
гаде количество работников больше восьми, то бригадиру требуется за-
меститель, 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, рас-
ходов 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 деятель-
ности бригады (коллектива) как обособленной коммерческо-хозяйствен-
ной производственной единицы.
Нормирование труда в энергетике имеет ряд особенностей, связанных
прежде всего со спецификой отрасли. Так, нормы выработки и времени мо-
гут использоваться только в энергоремонтном производстве и непримени-
мы в основной деятельности энергетиков при производстве различных ви-
дов энергии и энергоносителей и снабжении ими потребителей, поскольку
объем энергетического производства зависит только от потребителей.
74
Наиболее употребительны в энергетике нормы обслуживания и нормы
ленности. Однако и здесь возникают сложности, так как при многооб-
энергетического оборудования трудно оценить, сколько и какое обо-
Р пование должен обслуживать один человек. Для этого применяются ус-
ловные единицы: единица ремонтосложности энергооборудования, с по-
мощью которой оценивается практически любое оборудование; либо
человеко-часы или нормо-часы для обслуживания соответствующих видов
энергетического оборудования (подробнее рассмотрено в разделе об эко-
номике и организации ремонтного обслуживания).
Для установления трудовых норм выработан ряд приемов и методов,
получивших распространение в отечественной науке и практике. Некото-
рые из них, наиболее трудоемкие и методически сложные, применяются
только исследовательскими организациями, выполняющими работу по
заказам предприятий. Многие могут применяться непосредственно ра-
ботниками производственных предприятий — сотрудниками отделов
труда и зарплаты.
На практике используются такие методы нормирования труда:
— хронометраж и самохронометраж рабочего времени, при кото-
ром устанавливаются фактические трудозатраты на проведение различ-
ных трудовых операций, связанных с выпуском продукции или выполне-
нием работы (хронометраж применяется как рабочий прием и в других
методах нормирования);
— экспериментальный метод, когда нормы разрабатываются при
проведении специальных испытаний, которым добровольно подвергают-
ся отдельные работники;
— метод моментных наблюдений, состоящий в периодических запи-
сях о характере выполняемых работ в каком-либо трудовом коллективе
(бригаде, отделе и т.п.) и последующей специальной обработке этих на-
блюдений, в результате чего устанавливаются нормы трудозатрат на вы-
полнение определенных работ;
— метод нормирования по элементам движений, представляю-
щий собой сравнение фактического времени на выполнение отдель-
ных движений (поднял руку, повернулся, нагнулся и т.д.) с временем
усредненным, необходимым, исходя из физиологических возможно-
стей человека.
Есть и другие, менее распространенные методы нормирования трудо-
вых процессов, которые применяются специализированными организа-
циями, впоследствии публикующими результаты своих исследований и
практические рекомендации.
Для предприятий большинства отраслей промышленности, в том чис-
Ле для энергоремонтного производства, состав и структура использова-
пия рабочего времени показаны на рис. 5.1.
75
Рис. 5.1. Состав и структура рабочего времени
Установление рациональных норм трудозатрат имеет большое значе-
ние для оценки и последующего принятия мер в целях повышения произ-
водительности труда. Производительность труда в большинстве отрас-
лей промышленности (Пя) определяется как отношение годового объема
производства (П) к численности промышленно-производственного пер-
сонала (Л):
п. (5.1)
Однако в энергетике определение производительности труда подоб-
ным образом нехарактерно, поскольку, как уже говорилось, объем произ-
водства 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
на много изменятся. Для электростанции можно представить такой слу-
чай, когда она стоит в резерве и не вырабатывает энергию. Тогда произво-
дительность труда ее работников равна нулю?
Более показательной является оценка производительности труда в
энергетике по коэффициенту обслуживания (Ко6с):
К* =?=- (»)
ИЛИ
*<060=—> (5’3)
обе л
76
g. ___коэффициент обслуживания, ед. производительности/чел. или
ГДенин оборудования/чел.; Q4ac — часовая энергетическая производи-
еДИ нОСТЬ оборудования, кВт (МВт), Г кал/ч, а также Г кал холода/ч, м3/ч и
. g б_количество единиц обслуживаемого энергетического обору-
Т Двания, приведенное к общим единицам — единицам ремонтосложно-
сти, человеке- или нормо-часам и т.п.
Для других энергетических и неэнергетических объектов коэффици-
ент обслуживания может рассчитываться с использованием других еди-
ниц наиболее подходящих для конкретных условий. Так, в сетевых пред-
приятиях он может иметь размерность километр/чел., т.е. показывает,
сколько километров сетей обслуживается одним работником предпри-
ятия. Для наладчиков на заводах этот коэффициент может иметь размер-
ность станков/чел., для авторемонтников — автомашин/чел., причем ус-
ловных автомашин, усредненных (легковых различного класса, грузовых
разной грузоподъемности) по показателям обслуживания, и т.д. Долгое
время здесь оставался дискуссионным также вопрос о численности пер-
сонала — производительность труда какого именно персонала оценива-
ется: только рабочего, промышленно-производственного или общего,
включая административно-управленческий? Сегодня в большинстве слу-
чаев участвующим в производственно-хозяйственной деятельности счи-
тается весь персонал, поскольку ни без инженерно-технических работни-
ков, ни без управленцев производственно-хозяйственный процесс не мо-
жет осуществляться должным образом.
Эти показатели, как видим, не зависят от годового производства энер-
гии или энергоносителей, а оценивают трудоемкость работ по поддержа-
нию оборудования в постоянной эксплуатационной готовности, обеспе-
чению его работоспособности и нужной производительности.
5.2. ЗАРАБОТНАЯ ПЛАТА НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРВДПРИЯТИЯХ
Оплата труда в энергетике строится так же, как и во всей промышлен-
ности. Здесь применяются сдельная, повременная и аккордная (единовре-
менная за выполненную работу) системы оплаты.
Сдельная оплата предусматривает разновидности: прямая
сдельная, сдельн о-п регрессивная и сдельн о-п р е -
миальная системы. Применяются такие формы заработной платы в тех
случаях, когда для каждого работника легко можно установить и проконтро-
лировать объемы выполняемой им работы или выработки продукции. В
энергетике это относится преимущественно к ремонтным работам, при ин-
дустриальных методах ремонта, когда основные работы выполняются в ста-
ционарных условиях, по типу машиностроительного производства.
Прямая сдельная оплата — по установленным ставкам
производство единицы продукции или работы. Иногда такая оплата
77
предусматривает выполнение установленных норм выработки или вре-
мени, и размер оплаты напрямую зависит от объема произведенной про-
дукции или работы.
С д е л ь н о-п рогрессивная система включает оплату за оп-
ределенный, рассчитанный по нормам объем выработанной продукции
или выполненной работы так же, как и при прямой сдельной. А вот произ-
водство продукции или работы сверх установленного объема оплачива-
ется уже по повышенным ставкам. Тогда чем больше превышается уста-
новленный нормами объем производства, тем выше, с прогрессивным
возрастанием, оказывается заработок работника.
При с д е л ь н о-п ремиальной системе оплата за установлен-
ный объем выработки ведется по прямой сдельной, но при перевыполне-
нии планового задания работники премируются, причем размер премий
чаще всего устанавливается в определенном размере за каждый процент
перевыполнения задания против установленных норм.
На энергопредприятиях сдельные формы оплаты труда применяются
в ремонтном хозяйстве, в строительных предприятиях энергообъедине-
ний, почти во всех вспомогательных подразделениях, где объемы произ-
водства известны или могут планироваться; но не могут использоваться в
основном энергетическом производстве, поскольку его объемы от энер-
гетиков не зависят.
Повременная система оплаты труда также имеет свои разновидно-
сти: простая повременная (система тарифных ставок или
должностных окладов) и повремени о-премиальна я. Эта
форма оплаты ранее основывалась на тарифно-квалификационной систе-
ме, которая включала единую тарифную сетку и тарифно-квалификаци-
онный справочник, где устанавливались зависимости степени сложности
определенных работ от уровня квалификации работников, имеющих пра-
во эту работу выполнять.
Система тарифных ставок в недавнем прошлом устанавливалась
практически для всех отраслей материального производства единой по
всей стране. Сейчас эта система, во-первых, носит рекомендательный ха-
рактер, и во-вторых, предусматривает не фиксированные тарифные став-
ки, а соотношения между ставками разных разрядов — тарифные коэф-
фициенты (табл. 5.1).
Таблица 5.1. Тарифные коэффициенты для рабочих-ремонтников
1-6-го разрядов при повременной оплате труда
Разряды_______________1 2 j 3 I 4_____5_____6___|
Тарифные коэффициенты I 1,0 J 1,1 j 1,21" ' 1,33 1,5 1,71 '
78
В энергетике применяются свои тарифные сетки и коэффициенты.
в АО «Мосэнерго» в основу такой системы положена единая тариф-
*а ’^тка, включающая разряды от 0 до 22-го. Тарифный коэффициент
Гго разряда принят равным 1, нулевого разряда — 0,9, а 22-го разря-
’___р 79 Рабочие в зависимости от квалификации имеют ступени опла-
ДЙ от 1ДО 6. Практически тарифные разряды рабочих соответствуют раз-
Тядам Единого тарифно-квалификационного справочника (ЕТКС). Еди-
ная 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.
Повремени о-п ремиальная система имеет много разно-
видностей, различия между которыми в основном сводятся к установле-
нию предмета премирования. Прежде главным условием премирования
было выполнение плановых заданий, которые и устанавливались так,
чтобы их легко можно было выполнить и перевыполнить, причем в кри-
тических ситуациях широко была распространена практика «корректи-
ровки» планов в сторону понижения. Кроме того, имелось множество
других показателей, позволявших претендовать на премии: освоение
новой техники, экономия сырья, материалов, энергоресурсов, повыше-
ние производительности труда, повышение качества продукции или ра-
бот и т.п.
Многие из этих показателей действительно отражают повышение эф-
фективности производства, и их выполнение заслуживает поощрения.
Однако большинство из них трудно учитываемо, вследствие чего преми-
рование носило преимущественно волевой, необъективный характер.
Особенно это проявлялось в многочисленных системах внутрипроизвод-
ственного хозяйственного расчета, что привело к дискредитации самого
этого понятия.
В то же время большинство показателей, за выполнение которых пре-
дусматривалось премирование работников, в новых условиях рыночных
отношений не следует отвергать только потому, что системы отношений,
где они использовались, дискредитировали себя при тоталитарном управ-
лении производством. В настоящее время созданы все предпосылки для
введения объективно оцениваемых внутрипроизводственных коммерче-
ских (бывших хозрасчетных) отношений в энергосистемах между входя-
щими 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 систе-
79
ма. 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
бесперебойность энергоснабжения и некоторые другие. Далеко не всегда
эти показатели напрямую увязывались с основным экономическим показа-
телем производственно-хозяйственной деятельности — с прибылью. В на-
стоящее время выбор систем премирования с учетом конкретных форм и по-
казателей всецело зависит от предприятий, которые должны быть заинтере-
сованы в установлении прямой зависимости премирования от конечных
результатов труда.
В энергетике премии начисляются к должностному окладу за факти-
чески отработанное время, включая надбавки за высокую квалификацию,
доплаты за совмещение профессий, замещение, доплаты за работу в ноч-
ное время, в праздничные, выходные дни, сверхурочное время. Каждое
энергопредприятие самостоятельно разрабатывает положение о преми-
ровании рабочих с учетом тех основных показателей, которые утвержде-
ны энергосистемой для руководителей, такие, как отсутствие аварий, вы-
званных неудовлетворительной организацией эксплуатации, техническо-
го обслуживания и ремонта энергооборудования, выполнение графика
нагрузки энергосистемы. Примеры устанавливаемых на энергопредприя-
тиях показателей премирования рабочих ведущих профессий приведены
в табл. 5.2.
Таблица 5.2. Показатели премирования рабочих
I Наименование профессий ; Показатели премирования i
I-----------------------------------------------------------------------------1
1. Котло-турбинный цех (КТЦ) d
। Старший машинист КТЦ I ;
Старший машинист энергоблока I
Машинист энергоблока
। Машинист-обходчик
1 Машинист водогрейных котлов
Машинист насосных установок
1. Выполнение плана рабочей мощности.
2. Отсутствие аварий, отказов по вине персонала.
i 2. Цех тепловой автоматики и измерений (ТАИ) -
I I 1. Выполнение плана рабочей мощности. <
' „ „ ‘2. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала.
Оперативный персонал । . 3
3. Отсутствие замечаний по достоверности кои- |
i тролирующих и измерительных приборов^ I
1. Выполнение плана рабочей мощности. <
2. Удельный вес устраненных дефектов. j
3. Отсутствие аварий и отказов по вине персонала
4 Выполнение плана ремонта приборов в срок._
Ремонтный персонал ТАИ
80
В последнее десятилетие довольно широкое распространение полу-
чили коллективные формы оплаты труда, по типу прежних систем ак-
дной оплаты, предусматривавшейся в редких случаях — при выпол-
нении сверхурочных, «авральных» работ. Коллективный или бригадный
подряд предусматривает оплату конечного результата трудовой деятель-
ности, для четкой фиксации которого необходимо выполнение ряда усло-
вий Общий заработок между членами трудового коллектива распределя-
ется по так называемому коэффициенту трудового участия (КТУ), рас-
считываемому исходя из:
__тарифного разряда работника;
__фактически отработанного времени;
_____соблюдения трудовой, производственной и технологической дис-
циплины — отсутствие прогулов, выполнение норм выработки, обслу-
живания и других норм при установленном качестве работы, выдержива-
ние предписанных технологических параметров производства и т.п.;
— оказания производственно-технической помощи другим работни-
кам коллектива (бригады);
— шефства и наставничества по отношению к малоопытным работ-
никам и ученикам;
— выполнения общественных, в том числе цеховых, заводских, му-
ниципальных и даже государственных обязанностей без ущерба для ос-
новной деятельности и др.
На практике определение КТУ свелось к расчету по двум первым показателям — по та-
рифной ставке и по фактически отработанному времени, ибо выявление и оценка других из-
начально заявленных факторов трудового участия бывает затруднительна и подчас необъ-
ективна.
Развитие коллективных форм организации и оплаты труда привело к тому, что в трудо-
вые коллективы, работающие по такой системе, объединялись значительные группы людей.
Например, коллективный подряд мог охватывать целую производственную смену, посколь-
ку только ее совместный труд позволял оценить конечный результат производственно-хо-
зяйственной деятельности. Тогда для распределения общего заработка между отдельными
участками (бригадами), работающими в одну и ту же смену, стали рассчитывать коэффици-
ент трудового вклада (КТВ), для определения которого требовался учет многих производст-
венных факторов, порой трудно определяемых: как, например, распределить общий зарабо-
ток 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 коэф-
фициентов качества труда, повышающих или понижающих оплату. Эти системы также
отрадали субъективностью и потому широкого распространения не получили.
При рыночных отношениях, когда прибыльность производства на-
прямую зависит от конечных результатов труда, описанные коллектив-
ные формы оплаты труда вполне могут получить применение при долж-
81
ной объективности оценок на базе достаточно достоверного производен
венного учета.
При любой форме оплаты труда общий фонд образуется следующцм
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 в фонд социального страхования
пенсионный фонд и в фонд обязательного медицинского страхования;
4) производится начисление в фонд обязательного социального стра-
хования от несчастных случаев на производстве и профзаболеваний (рн с).
Тогда общий фонд оплаты труда (Фот), входящий в себестоимость
продукции, образуется так:
Фот ~ Фзп ’ (1 Рпр)' ( 1 + Рсоц) ' (1 *" Рн.с)- (5.4)
В настоящее время применяются следующие системы оплаты труда:
1) тарифная система — совокупность нормативов, с помощью ко-
торых регулируется уровень заработной платы различных групп и кате-
горий работников в зависимости от: квалификации работников; сложно-
сти выполняемой работы; условий, характера и интенсивности труда; ус-
ловий (в том числе природно-климатических) выполнения работ; вида
производства. Основными элементами тарифной системы являются: та-
рифно-квалификационные справочники, тарифные сетки, тарифные
ставки, тарифные коэффициенты, надбавки и доплаты за работу с откло-
нениями от нормальных условий труда;
2) бестарифная система — определение размера заработной платы
каждого работника в зависимости от конечного результата работы всего
рабочего коллектива;
3) система плавающих окладов — ежемесячное определение разме-
ра должностного оклада работника в зависимости от роста (снижения)
производительности 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, по-
лучаемого {предприятием от реализации продукции (работ и услуг)-
Наибойьшее распространение на государственных и других крупных
предприятиях получила тарифная система оплаты труда. При всех ее пре-
имуществах в условиях переходного периода при неустойчивой экономи-
82
нчися неплатежей эта система часто приводит к банкротству пред-
ке, КрИ-эикх*
ий Это в значительной степени связано с тем, что вся система нало-
ПР таких как соцстрах, пенсионный фонд, фонд медицинского
Г°Вахования, фонд занятости и т.д. производится от выписанной, а не
я, ктически полученной зарплаты. Когда у предприятия нет денег, а зар-
плата за отработанное время или за произведенную продукцию уже вы-
писана соответственно, начислены и все налоги на зарплату, а оплачи-
вать 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 опла-
чивается, поскольку у потребителя нет денег, на предприятие начисляют-
ся 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 неоправ-
данных (преждевременных) налогов, пени и финансовых санкций являет-
ся переход на бестарифную систему оплаты труда. В этом случае зарпла-
та 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 обслуживаю-
щему персоналу, так как человек работает и не знает, оплатят ли его труд
и в каком объеме. Однако в период нестабильности экономики — это
один из возможных путей сохранить работоспособное предприятие.
В условиях рынка, когда предприятие имеет право само распоряжать-
ся заработанными средствами, особенно актуальны вопросы мотивации
труда. 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 комплекс-
ной 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.
83
В энергетике в настоящее время трудовые коллективы владеют в
среднем 15% акций территориального акционерного общества энергетц-
ки и электрификации. Для сравнения: 70% работников концерна «Си-
менс» (ФРГ) владеют 20% всего капитала. Мировой опыт показывает, что
доходы от владения собственностью обычно составляют 10—15% сово-
купного дохода работника.
Тогда общий заработок работников-акционеров предприятий, кроме ос-
новной части — из фонда оплаты труда, может включать также премирова-
ние по результатам работы за год (так называемая «тринадцатая зарплата»),
выплаты по дивидендам, доходы от непроизводственной деятельности пред-
приятий (участие в деятельности банков, бирж, дивиденды по акциям сто-
ронних предприятий и т.п.). Чем сильнее мотивация труда, тем более высо-
кое качество и ответственность приобретает сам труд и, как следствие, резко
улучшаются все показатели производственно-хозяйственной деятельности.
В идеале весь трудовой коллектив при правильно организованной мотива-
ции труда должен составлять команду единомышленников, связанную об-
щими материальными, духовными и нравственными интересами.
Контрольные вопросы к главе 5
1. Опишите систему и методы нормирования труда. Каковы виды трудовых норм?
2. Перечислите формы оплаты труда. Чем различаются между собой сдельная, повре-
менная и аккордная системы? Каковы их разновидности?
3. Охарактеризуйте коллективные формы организации и оплаты труда. Что такое ко-
эффициенты трудового участия (КТУ) и трудового вклада (КТВ)?
4. Дайте определение мотивации трудовой деятельности. Какие материальные стиму-
лы должны мотивировать труд в условиях рынка?
Глава 6. Издержки и себестоимость
производства в энергетике
6.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОИЗВОДСТВЕННЫХ ЗАТРАТ
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 сущ-
ность, поскольку призваны оценивать текущие производственные затраты,
с которыми соотносятся все другие технико-экономические показатели
производственно-хозяйственной деятельности.
Себестоимость — это удельные эксплуатационные расходы, отне-
сенные на единицу произведенной продукции или работы (услуги).
84
Иногда годовые производственные расходы также называют себе-
имостью, отнесенной ко всему объему произведенной продукции (ра-
услуг). Употребление этого термина как синонима годовых произ-
дственных затрат нежелательно во избежание путаницы.
В СуШествУет два принципиально различных подхода к классификации
тих затрат: по элементам и по статьям калькуляции. Чтобы различать
эти системы годовых издержек, необходимо ясно представлять себе клас-
сификационные признаки.
Элементы затрат характеризуют процесс производства, который
можно рассматривать как соединение трех взаимодействующих компо-
нентов, каковыми являются:
______средства труда — здания, сооружения, машины, оборудо-
вание, передаточные устройства, приборы и т.п.; их экономическое выра-
жение — основные производственные фонды;
______предметы труда — сырье, основные и вспомогательные
материалы, комплектующие и т.д.; их экономическое выражение — обо-
ротные средства как некоторая часть, постоянно расходуемая и обновляе-
мая, 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 зависимо-
сти от типа энергетического объекта).
Эти элементы производства и положены в основу первой из упомяну-
тых систем классификации производственных затрат. Соответственно
этим элементам в смете затрат на производство выделяются следую-
щие группы статей:
1) затраты на приобретение предметов труда — основных и вспомо-
гательных материалов, топлива, необходимых видов энергии и энергоно-
сителей. Обычно эти затраты в смете показываются несколькими строка-
ми по всем необходимым предметам труда;
2) затраты на содержание и обслуживание средств труда, т.е. произ-
водственных фондов (оборудования), на их амортизацию и ремонтное об-
служивание, включая стоимость ремонтных материалов, основную и до-
полнительную заработную плату ремонтников, амортизацию ремонтного
орудования и другие ремонтные расходы. Обычно все эти затраты
предстают в виде комплексной статьи «Затраты на содержание оборудо-
вания» с расшифровкой всех упомянутых затрат;
3) затраты на оплату труда, включая основную и дополнительную за-
Р отную плату (фонд заработной платы) только эксплуатационных ра-
85
бочих и ИТР; премиальный фонд, выплата которого осуществляется
счет себестоимости (годовых издержек производства); все начисления ц
фонд зарплаты — на социальное страхование, отчисления в пенсионный
фонд и другие, разрешенные существующим порядком формирования се
бестоимости (издержек). Все или большинство перечисленных затрат об
разуют, как правило, в смете свои собственные строки;
4) прочие производственные и непроизводственные затраты, вклю.
чающие расходы по содержанию непроизводственных помещений и обо-
рудования, заработную плату (основную и дополнительную) админист-
ративно-управленческого персонала (АУП), расходы на социальную сфе-
ру и т.п. В энергетике они называются общесистемными — ДЛя
энергосистемы, общестанционными—для электростанций, общесете-
выми— для сетевых предприятий.
Смета затрат составляется как плановый документ с последующим
контролем по результатам производственно-хозяйственной деятель-
ности.
Разделение годовых эксплуатационных затрат по статьям калькуля-
ции проводится по принципу группировки затрат, направленных на одни
и те же цели. В общем виде их состав можно представить так:
И = Ис + Изп + Иа + Иэ + Ир + Ив + Ин + Ипр, (6.1)
где Ис — годовые издержки по оплате сырья, материалов, комплектую-
щих 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; по-
скольку это самые большие эксплуатационные затраты, энергетика счи-
тается топливоемким производством; Изп — годовые издержки по зара-
ботной плате; сюда обычно входят тарифный фонд заработной платы, до-
полнительная 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 из-
держек отличается от фонда оплаты труда на величину премиальных
средств, выплачиваемых из прибыли предприятия («тринадцатая зарпла-
та» и т.п.); если эта статья затрат преобладает в составе издержек, такое
производство называют трудоемким; Иа — годовые амортизационные
отчисления от стоимости основных производственных фондов; аккуму-
лируются в специальном амортизационном фонде, в дальнейшем исполь-
зуемом 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 произ-
86
во называется капиталоемким-, Иэ — годовые затраты на оплату
^^гетических ресурсов, потребляемых в процессе производства; если
^статья затрат самая значительная в составе издержек, такое производ-
ЭТа является энергоемким', Ир — годовые затраты на ремонт основных
СТВ° зводственных фондов — аккумулируются в специальном ремонт-
ПР°И<Ьонде и расходуются по мере надобности при выполнении различ-
Н°М видов ремонтного обслуживания (профилактических осмотров с вы-
полнением несложных ремонтно-наладочных операций; текущего, сред-
него или «расширенного текущего», капитального ремонтов, частично
восстанавливающих утраченную стоимость основных фондов, перене-
сенную в процессе производства на продукцию) по официальному графи-
ку планово-предупредительного ремонта (графику 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 себе-
стоимость (издержки) производства, такие, как плата за природные ре-
сурсы и землю, муниципальные налоги на создание и функционирование
городской инфраструктуры, за пользование трудовыми ресурсами, опла-
та штрафов за нерациональное природопользование и некоторые другие
(раньше все налоги оплачивались только из прибыли); Ипр — прочие (об-
щезаводские, общепроизводственные, общесистемные, общестанцион-
ные и т.п.) годовые издержки; основные суммы здесь идут на заработную
плату административно-управленческого (непроизводственного) персо-
нала (АУП), содержание зданий, сооружений и прочих объектов непроиз-
водственного назначения, другие непроизводственные расходы.
Как видно из приведенных кратких определений, основными путя-
ми снижения годовых эксплуатационных расходов является сокраще-
ние всеми доступными способами наиболее значительных затрат: сы-
рья, материалов — для материалоемких предприятий; трудозатрат для
производств трудоемких; удешевление строительства — для капита-
лоемких объектов; снижение энергозатрат, энергосбережение — для
энергоемких производств. Эти пути достаточно четко прослеживают-
ся при расчете отдельных статей производственных издержек в зави-
симости от технико-технологических и производственно-хозяйствен-
ных факторов и, особенно, при анализе отдельных статей себестоимо-
сти продукции.
Сырьевая (или материальная) статья годовых эксплуатационных из-
держек, а в энергетике — топливная, рассчитывается как сумма произве-
дений цены соответствующего материала или топлива (ЦМ1) или (Цп) на
годовой потребности в соответствующем сырье или материале
' <год) или топливе (В/Од):
87
сырьевая (материальная) статья Ис = ЕЦЧ1М,Г0Л;
топливная статья Ит = £Ц^В;ГОД.
Энергогенерирующие предприятия — электростанции, котель
ные — редко работают одновременно на нескольких видах топлива.
Обычно используется либо один вид (Вогол), либо в период максимума
энергопотребления энергопредприятия переходят на резервное топливо
(для электростанций и котельных, сжигающих как основное топливо при-
родный газ, резервным является, как правило, мазут — Вргод). Поэтому
расчет топливной статьи издержек упрощается:
Ит = ЦгоВ0™л+Цп,Вр««. (6.4)
При этом общий расход топлива
В1гол = Вогод+Вргод. (6.5)
При одновременном производстве электрической и тепловой энергии
(на ТЭЦ) годовой расход топлива рассчитывается по каждому из этих ви-
дов энергии (на производство электроэнергии — Вэгол и на производство
тепла — Втгод):
В/од = Вэгол + Втгод. (6.6)
В свою очередь потребность в сырье и материалах по каждому их
виду вычисляется исходя из материалоемкости (или нормы материаль-
ных затрат — м,) на единицу продукции (П,):
М,год = мД. (6.7)
Аналогично при расчете годовой потребности в топливе исходя из
норм удельных расходов топлива на производство электрической (Ьэ) и
тепловой (Ьт) энергии на плановый (расчетный), объема производства
электро- и теплоэнергии (W,roa, кВт.ч/год и Q/071, Гкал/год):
Вэгод = Ьэ (6.8)
Втгод = ЬДГ0Д. (6.9)
Составляющая себестоимости по заработной плате рассчитывает-
ся по-разному. Для действующего производства вычисляется полный
фонд зарплаты со всеми начислениями:
Изп = Фот = Фзп (1 + Рпр) • (1 + Рсоц) • (1 + Рн.сХ (6-1 °)
либо по бухгалтерской отчетности берется фактический фонд зарплаты
по каждому работнику, исходя из его конкретного заработка с начисле-
ниями: J
88
Изп = Фот = Х(Ф* -(1 +Рпр)-(1 +Рсоц)'(1 +Рнс))-Д. (6.1 1)
В плановых расчетах могут вычислять эти издержки, исходя из сред-
ей зарплаты одного работника (Ф’ср), умноженной на численность пер-
сонала (Л).
Изп = Ф1с₽Л-(1 +Рпр)-(1 +Рсоц)-(1 +Рнс) (6.12)
или по категориям различного производственного и управленческого
персонала (Ф.) по их должностным окладам (Л,):
Изп = ЕФ, Д • (1 + Рпр) • (1 + Рсоц) • (1 + Рн.с)- (6.1 3)
Амортизационная составляющая издержек определяется по нормам
амортизации (а,) для каждого вида основных производственных фондов (Foi):
(6.14)
Реже, в расчетах на предпроектной и проектной стадиях, амортизация
приближенно может рассчитываться по средней норме амортизации (аср)
всех основных производственных фондов (FOCH):
Ha=act)FOCH. (6.15)
a vp осн х z
Средневзвешенные нормы амортизации по ТЭС, например, колеб-
лются в пределах 3 — 4 %, а по ГЭС — 1,0—1,5 %. Примеры норм амор-
тизации по некоторым видам энергетического оборудования приведены в
табл. 6.1.
Затраты на вспомогательные материалы и воду Ив складываются из
стоимости покупных материалов и возмещения износа инструментов и
приспособлений. К вспомогательным материалам на электростанциях от-
носятся смазочные и обтирочные материалы, все виды масел, шары и била
для мельниц, малоценные и быстроизнашивающиеся инструменты, хими-
ческие реактивы для водоподготовки и др. Значительны затраты на элек-
тростанциях, связанные с оплатой воды, используемой в производстве, не-
зависимо 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 пла-
тят за воду, как за пользование природным ресурсом. Поскольку объемы
воды в энергетическом производстве велики, и вода применяется главным
0 Разом для охлаждения конденсаторов турбин (так называемая циркуля-
ционная вода), практически на всех электростанциях существуют системы
оротного водоснабжения — отстойники, брызгальные бассейны, гра-
Дирни. Расходы по эксплуатации этих водооборотных сооружений также
осятся к данной статье затрат.
89
На некоторых предприятиях иногда отдельной статьей учитываете
стоимость услуг Иу, которая включает затраты на работы, выполняемый
сторонними организациями: по охране территории и складов, испытандВ
ям оборудования, транспортировке грузов, затраты по вывозке зольЯ
шлака и т. п. Si
Остальные составляющие годовых эксплуатационных расходов шЯ
числяются аналогично приведенным расчетам. Прочие затраты в прле^Д
ной практике часто определяются в заданной доле (рп) от условно постов]
янных расходов (Ипост):
И = п И
ххпр ЕпГ1пост*
(6.16)
6.2. ЗАВИСИМОСТЬ ИЗДЕРЖЕК И СЕБЕСТОИМОСТИ
ОТ ОБЪЕМА ПРОИЗВОДСТВА
Себестоимость S рассчитывается путем деления эксплуатационных
издержек И на объем производства П, причем сделать это можно также по
отдельным статьям затрат:
С_Д_Ь
п п+пп+пп+ппп
=Sc+S3n+Sa+S3+Sp+SB+SH+Snp. (6.17)
Рис. 6.1. Зависимость текущих издержек (И)
и себестоимости (S) от объема производства (П)
Себестоимость единицы
продукции (работы, услуги)
S существенно зависит от
объема производства. Эта за-
висимость выясняется сле-
дующим образом (рис. 6.1).
Издержки производства
И обычно состоят из двух
частей — условно-постоян-
ной (Ипост), не зависящей от
объема, и условно-перемен-
ной (Ипер), зависящей от объ-
ема производства напрямую:
Ипер аП; (6.18)
И = Ипост + Ипер= Ип0СТ+аП. (6-19)
Тогда зависимость себестоимости единицы продукции (работы, услУ'
ги) от объема производства имеет вид:
S = И/П = (Ипост + Ипер)/П = Ипост/П + а. (6-20)
90
Математически это выражение представляет собой гиперболу, асим-
отически стремящуюся к величине а, поскольку при П -> оо дробь
д-j СТремится к -> 0. Интересно, что величина а = tga, где a — угол,
-"Разуемый линией переменных затрат Ипер с осью абсцисс.
°° При увеличении объема производства П себестоимость s гиперболи-
чески снижается. Так, при возрастании объема на величину ДП себестои-
мость будет равна:
Sj = И/П = (Ипост+Ипер)/(П+ДП) = ИПОС1/(П+ДП) + а. (6.20а)
Постоянная часть годовых издержек производства включает обычно
следующие составляющие:
И =И +И +И +И
ггпост Г1зп *1а Г1р Г1пр*
(6.21)
Издержки по заработной плате Изп считаются условно-постоянными,
поскольку действительно не зависящей частью в них является только та-
рифный 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 основ-
ных фондов по норме амортизации. Экономическая суть этой статьи еже-
годных 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 структу-
ре себестоимости. Известно как парадокс: плохо используемое оборудо-
вание 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 ре-
монтов (ППР), оно также независимо от загрузки и степени использова-
ния 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 коле-
/Д1ЬСЯ заРаботная плата административно-управленческого персонала
J1) в ее премиальной части, поскольку ее основная часть — повре-
менная, система окладов. А другие затраты в этой статье — содержание
ектов непроизводственного назначения — от объема производства
рактически полностью независимы.
91
Переменная часть годовых эксплуатационных расходов Ипер вклюЧа
ет, как правило, такие статьи затрат:
Ипер = Ис(или Ит) + Иэ + Ив. (6,221
Затраты на сырье, комплектующие и другие основные материалы Ц I
а в энергетике — Ит, естественно, всегда напрямую связаны с объемом!
производства. ]
Энергетическая составляющая годовых издержек Иэ на неэнергетиче]
ских и некоторых энергетических предприятиях (например, в котельных»
также, на первый взгляд, целиком зависит от производительности. Одна-
ко, как известно, оплата электроэнергии ведется большинством промыщ.
ленных потребителей (с присоединенной нагрузкой 750 кВА и более) по
так называемому двуставочному тарифу: оплачивается заявленный мак-
симум нагрузки независимо от того, имеет он место или нет (так называе-
мая основная ставка)', а затем уже следует плата за каждый фактически
потребленный киловатт-час (так называемая дополнительная ставка).
Следовательно, оплата по основной ставке является постоянной, не зави-
сящей от фактической выработки. Поэтому в целом оплата энергии мо-
жет считаться лишь условно-переменной.
Аналогично условно-переменными следует считать и затраты на
вспомогательные материалы и воду Ив, поскольку и здесь некоторые ком-
поненты (та же вода, например) расходуются не прямо пропорционально
объему производства.
Некоторые составляющие, относимые к постоянным затратам — часть
заработной платы, прочих расходов, являясь условно-постоянными, строго
говоря также имеют свои переменные компоненты. Однако в пределах точ-
ности экономических расчетов этими обстоятельствами вполне можно
пренебречь и считать постоянными (условно-постоянными) и переменны-
ми (условно-переменными) годовые текущие затраты, перечисленные
выше.
Пример 6.1. Требуется определить себестоимость промышленной продукции, произ-
водимой производственной фирмой, при следующих исходных данных: материалоемкость
Мп =4 кг/шт„ цена материалов Ц,,=0,3 руб/кг, средняя зарплата Фл=18 тыс.руб/чел./год, про-
изводительность труда Пл=1800 шт./чел, норма амортизации а=10 %, норма отчислений на
ремонт <р=5 %, удельные производственные фонды = 21 тыс.руб/ед.часовой производи-
тельности, коэффициент сменности Кс„ =0,5, календарный фонд времени ткал=8760 час/год.
прочие расходы — ц=30 % от постоянных затрат.
Решение. В условиях задачи не указан объем производства, поэтому расчет следует
вести по статьям себестоимости.
Материальная составляющая:
Sc = ЦмМ„ = 4 0,3 = 1,2 руб/шт.
Составляющая по заработной плате:
8Л, = ФЛ / Пл =18 000/1800= 10 руб/шт.
92
Амортизационная составляющая:
0,1-21 000/(0,5-8760) = 5 руб/шт.
Ремонтная составляющая:
S = «pUHKcm t^)=0,05 -21000/(0,5 87600) = 0,2 руб/шт.
Постоянные затраты S^r в данном случае включают составляющие себестоимости
по заработной плате, амортизационную и ремонтную:
продукции Sw + ga + S₽ = ю + 5 + 0,2 = 15,2 руб/шт.
Составляющая прочих расходов:
S =р-(8зп + Sa + Sp)=0,3-(10 + 5 + 0,2) = 0,3-15,2 = 4,6 рубЛпт.
Общая себестоимость производства:
S=Sc + San + Sa + Sp + S„p =1,2+10 + 5 + 0,2 + 4,6 = 21 руб/шт.
Вывод' постоянные затраты в себестоимости составляют в данном примере
/К 7/2В -100 = 72,4 %. Здесь это связано с наибольшим удельным весом в себестоимости
статьи по заработной плате, входящей в постоянные (условно-постоянные) затра-
ты—(10/21)-100 = 47,6 % (производство трудоемко).
Как видно из примера 6.1, 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:
AS = S - S, = Ипос1/П - Ипост/(П+ЛП). (6.23)
Пример 6.2. Определите величину изменения себестоимости промышленной продук-
ции AS при увеличении объема производства с Щ = 15 тыс.ед./год до П2 = 20 тыс.ед./год,
т.е. на 33,3 % (без привлечения инвестиций), ДП = 5 тыс.ед./год, если известна зависимость
себестоимости от объема: 5 = 30-107П + 2 (руб/ед.)
Решение. По известной зависимости вычисляем себестоимость до увеличения объ-
ема выпуска S) н после S2: Si= 30-103/15-103 + 2 = 4 руб/ед.; S2= 30-103/20-103 + 2 =
= 3,5 руб/ед.; AS = 4 - 3,5 = 0,5 руб/ед. Относительное изменение себестоимости —
(3,5/4)-100 = 87,5 %, т.е. снижение на 12,5 %.
Вывод: изменение (снижение) себестоимости при увеличении объема производства не
имеет прямо пропорционального характера: при повышении производительности на 33.3 %
себестоимость снизилась только на 12,5 %.
6.3. АНАЛИЗ ФАКТОРОВ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИХ ВЕЛИЧИНУ
ОСНОВНЫХ СОСТАВЛЯЮЩИХ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ
В ЭНЕРГЕТИКЕ
Определение путей сокращения отдельных статей текущих затрат
можно проследить, постатейно анализируяудельные издержки производ-
ства, т. е. статьи себестоимости продукции. Основные статьи себестои-
мости сырьевую (материальную), по заработной плате, амортизацион-
ную и энергетическую — можно раскрыть и проанализировать их зави-
симость от производственных факторов следующим образом.
Сырьевая (материальная) составляющая себестоимости зависит от
Щего годового расхода сырья и материалов М, ед.материала/год (а так-
от материалоемкости продукции Мп, ед.материала/ед.продукции),
93
стоимости (цены) материала Цм, руб/ед.материала, и объема произведет
ва П, ед.продукции/год:
И Ц М М
Sс = — = = Цы • — = Ц„ ' М „ (руб/ед. продукции), (6 24)
где Мп = М/П (ед.материала/ед.продукции).
Из приведенных выражений видно, что снизить материальную со-
ставляющую себестоимости продукции (для материалоемких произ-
водств — самую значительную) можно либо путем приобретения более
дешевых сырья и материалов, либо снижая материалоемкость продук-
ции. Цены на сырье и материалы диктуются рыночной конъюнктурой
так что от потребителя практически не зависят. Поэтому основным пу-
тем является снижение материалоемкости производства, всемерная эко-
номия сырья и материалов. Это относится также к статье себестоимости
«Вспомогательные материалы и вода», а также ко всем возможным со-
ставляющим, зависящим от объема производства, например энергети-
ческой статье.
В качестве основного материала при производстве энергии выступает
топливо, и основная часть себестоимости — топливная составляющая —
зависит от удельного расхода топлива Ьэ, т у.т./тыс.кВт • ч, цены топлива
Цт, руб/т у.т. или руб/т н.т. (на тонну натурального топлива), и объема
производства W, тыс.кВт • ч/год:
ST = - Цт • Ьт (руб/тыс. кВт-ч), (6.25)
где bT = B/W (т у.т./тыс. кВт • ч) — удельный расход топлива на производ-
ство электроэнергии.
Однако известно, что удельный расход топлива зависит при произ-
водстве электрической энергии от КПД электростанции тр
. 860 0,123. . _ ч
b =------=-------(т у .т./тыс. кВт • ч) (6.26)
7000т] т]
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
г) = 100 %). Следовательно:
ST = Цт -0’123(т у Т кВт-ч). (6.26а)
И
94
При расчетах себестоимости тепловой энергии порядок определения
пливной составляющей остается таким же, только удельный расход то-
Т ива на производство единицы теплоты имеет зависимость:
bT = 1000/7000Т|= 0,143/Г](т у.т./Гкал), (6.27)
где
ты
О 143 т у.т./Гкал — удельный расход топлива на производство тепло-
(при КПД теплогенераторов Т|= 100 %).
Составляющая себестоимости по заработной плате зависит от чис-
ленности персонала Л, чел., фонда оплаты труда Фот, руб/год, (без выплат
из прибыли), среднего уровня оплаты труда Фср, руб/чел./год, производи-
тельности труда Пл, ед.продукции/чел. в год, и объема производства П,
ед.продукции/год:
S3n = Фот /п = ЛФср /П = Фср /Пл (руб/ед.продукции), (6.28)
где Фср = ФОУЛ—средний годовой фонд оплаты труда одного работающего
руб/чел. в год; Пл = П/Л — производительность труда, ед. прод./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 производитель-
ности — установленной мощности электростанции (Ny), МВт, или произ-
водительности теплогенератора (Q4), Гкал/ч:
Кобс = N/П (МВт/чел.) (6.29)
или ко6с = Q./Л (Гкал/ч/чел). (6.30)
Поскольку здесь приходится иметь дело не с годовой, а с часовой про-
изводительностью, необходимо ввести число часов использования мак-
симальной (часовой) производительности (мощности):
by = Wr0JI/Ny (ч/год) (6.31)
или hy = Qroa/Q4 (ч/год). (6.32)
Тогда выражение составляющей себестоимости по зарплате в энерге-
™ке (дзд электростанции) будет выглядеть так:
8зп = Фот / W, од = Л Фср / Nyhy = Фср /hyKogc (руб/ед.прод.). (6.33)
95
Рис. 6.2. К определению числа часов исполь-
зования установленной мощности (hy) и числа ча-
сов использования максимума нагрузки (hmal);
Ny — установленная мощность энергетического объекта (кВт,
Гкал/ч и т.п ); Pnus — максимум нагрузки (кВт, Гкал/ч и т.п );
—энергия, фактически потребляемая в течение года по
переменному графику, h, = W„a / N, — число часов использо-
вания установленной мощности, ч/год; соответственно пло-
щадь прямоугольника h, Н =Wroa; hmax = W„a/Pmas— число
часов использования максимума нагрузки, ч/год, соответст-
венно площадь прямоугольника hOTS Ргя< = pWroa
Число часов использоВа
ния максимума нагрузки илй
установленной производи,
тельности (мощности) ЯВЛя
ется в энергетике очень инте-
ресным показателем. КакуЖе
говорилось, его величина ха-
рактерна для разных произ-
водственных потребителей
энергии. Она также свиде-
тельствует об интенсивности
использования энергетиче-
ских мощностей, отличается
для разных типов энергогене-
рирующих установок, зави-
сит от плотности графиков
нагрузки, а также от диспетчерского графика, устанавливающего степень
участия различных электростанций в общей работе. Графическое выра-
жение этого показателя приведено на рис. 6.2. Его величина свидетельст-
вует о том, эффективно ли работает та или иная электростанция, соответ-
ственно чему ее и загружают. Следовательно, чтобы снижать условно-по-
стоянные составляющие эксплуатационных расходов за счет увеличения
числа часов использования энергетических мощностей, надо хорошо ра-
ботать, иметь высокие технико-экономические показатели производства.
Естественно, это зависит также от возраста оборудования, но многое — в
руках энергетического персонала.
Амортизационная составляющая себестоимости зависит от величи-
ны основных производственных фондов FOCH, руб (чаще —тыс. или
млн.руб), удельных производственных фондов fOCH, руб/(ед.прод./ч), нор-
мы амортизационных отчислений а, доли единицы (или %) и объема про-
изводства П, ед.продукции/год, который здесь целесообразно предста-
вить в виде произведения часовой производительности предприятия Пч,
ед.прод./ч, коэффициента сменности Ксм (безразмерная величина), кален-
дарного ткал и фактического (по режиму работы) тф фонда времени,
час/год. Перед анализом амортизационной составляющей себестоимости
необходимо расшифровать упомянутые показатели:
focH = FOcH/n4; (6-34)
Пч = П/тф; (6-35)
96
Ксм = ТСф^кал; (6-36)
Тф = ксм ткал. (6.37)
С применением этих показателей выражение амортизационной со-
ставляющей себестоимости будет выглядеть так:
s _aFocH _aFQCH _ aFoc,.
a П ПчТф Ксмткал
(6.38)
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 пред-
приятия (что иногда возможно сделать на тех же производственных пло-
щадях и даже на том же оборудовании) и, во-вторых, повышать коэф-
фициент сменности работы оборудования.
Следует отметить, что от этих же факторов в значительной мере зави-
сят ремонтная составляющая себестоимости, а также другие статьи за-
трат, не зависящие от объема производства — условно-постоянные.
Энергетическая составляющая себестоимости зависит от тарифа на
энергоносители Тэ, руб/кВт-ч или руб/т у.т. (на киловатт-час или тонну
условного топлива — устанавливается энергопроизводителями и регули-
руется государством), от общего расхода энергии на производство W,
кВт-ч/год или В, т у.т./год и общей энергоемкости производства Ьэ,
кВт-ч/ед.продукции или Ьт, т у.т./ед.продукции (размерность этого пока-
зателя целесообразно выражать в тоннах условного топлива, как обоб-
щенный расход всех видов энергоресурсов):
т в
S э = = Т. Ь.( (руб/ед. прод.),
(6.39)
где Ьэ = В/П (или W, Q) (т у.т./ед.прод.) — удельный расход топлива на
единицу продукции (П), ед.прод./год; в энергетике — на единицу произ-
веденной электроэнергии (W), кВт • ч/год, или теплоты (Q), Гкал/год.
Очевидно, для снижения этой статьи себестоимости промышленной
продукции необходимо снижать энергоемкость производства.
Систематическое снижение себестоимости продукции в энергетике и
промышленности — это один из важнейших источников прибыльности
предприятий (фирм). Пути снижения себестоимости могут быть опреде-
лены при анализе факторов, оказывающих на ее величину решающее
влияние.
адевгетИКа преЯп₽иятий
«еретического комплекса
97
6.4. ВИДЫ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПРОДУКЦИИ
Себестоимость является важнейшим, а по своему экономическом^
содержанию и наиболее совершенным показателем эффективности про
изводства, поскольку в ней комплексно отражается уровень трудовых
материальных и финансовых затрат. Себестоимость изготовления едини-
цы продукции представляет собой выраженные в денежной форме все за-
траты предприятия, объединения или отрасли в целом, отнесенные к объ-
ему 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 до-
вольно много видов и разновидностей, нуждающихся в классификации.
Виды себестоимости различаются:
1. По стадиям энергетического потока на пути
«природный энергоресурс — потребитель»:
1.1. Себестоимость производства энергии-, относится к электростан-
циям и другим энергогенерирующим объектам; вычисляется как отноше-
ние издержек (Ипр) к объему произведенной энергии (выработанной WBbI₽
или отпущенной WOTn):
SBbip = Ипр / WB“P (руб/кВт.ч или руб/Г кал); (6.40)
SOTn = Ипр / WOT" (руб/кВт.ч или руб/Г кал). (6.41)
Следует особо подчеркнуть, что величина производственных издер-
жек (Ипр) при расчетах себестоимости выработки или отпуска энергии
одна и та же — текущие затраты электростанции или другого энергоге-
нерирующего объекта. Эти величины отличаются только за счет разницы
между выработанной и отпущенной энергией, т.е. на величину собствен-
ных нужд (AW):
W0T" - Y/выр _ (кВт.ч/год). (6.42)
1.2. Себестоимость передачи (распределения) энергии-, относится к
предприятиям электрических и тепловых сетей; равна сумме годовых те-
кущих затрат сетевого предприятия (Ипер), деленной на объем отпущен-
ной энергии (за вычетом потерь в сетях AW"01):
Snep = Ипер / (W0Tn- AW"-) (руб/кВт.ч или руб/Гкал). (6.43)
Иногда, чтобы определить себестоимость транспорта (передачи)
энергии, к издержкам сетевого предприятия приплюсовывали стои-
мость потерь и делили на все количество энергии, поступившей в сеть,
98
без потерь. Такой способ расчета нельзя признать удачным, посколь-
Т ^неизвестно, по какому тарифу следует оценивать потери. Кроме того,
КУ затраты следует все-таки к конечной продукции, к количеству
° гии отпущенной сетевым предприятием потребителям.
1 3 Общесистемная себестоимость, включая затраты на реализацию
нергии, покупку энергии в других энергосистемах (Ипокуп) и на содержание
всех подразделений энергосистемы, равна сумме издержек на производство,
еоедачу, распределение энергии (Ипр + Ипср) и всех общесистемных расхо-
17™ деленной на количество полезно отпущенной потребителям (про-
данноиГэнергии (WnoJie3H); относится к энергосистемам в целом:
So6ui = (Ипр + Ипер + Ипокуп)/ WnoJie3H (руб/кВт.ч). (6.44)
При этом суммарные годовые эксплуатационные расходы по энерго-
системе в целом:
= Ипр + Ипер + Иобщ+ Ипокуп (руб/год). (6.45)
Тогда более простое выражение общесистемной себестоимости име-
ет вид:
So6uI = И,/W„ (руб/кВт.ч).
2. По показателям объемов производства:
2.1. Себестоимость валовой продукции (в энергетике — себестои-
мость выработки энергии); определяется делением годовых издержек
электростанции или энергогенерирующего объекта к объему валовой
продукции).
2.2. Себестоимость товарной продукции — это отношение тех же из-
держек производства к объему товарной продукции, т.е. к отпущенной
энергии.
Принципиально возможно существование себестоимости реализо-
ванной продукции как отношение издержек энергосистемы (Их) к объему
реализации (к величине оплаченной продукции). Однако на практике эти
виды себестоимости применяются только в тех случаях, когда соответст-
вующие объемные показатели (условно-чистая, чистая продукция) явля-
ются основными в плановой и отчетной работе. А «себестоимость реали-
зации» вычислить на практике очень трудно, поскольку запаздывающие
платежи могут поступить в любой момент.
По периоду разработки: плановая и отчетная себе-
стоимость (возможны также промежуточные, прикидочные расчеты), а
о проектная, рассчитанная на стадии проектирования. Понятия пла-
011 и фактической (отчетной) себестоимости производства продукции
99
используют в экономическом анализе. Плановая себестоимость пп
ставляет собой затраты предприятия (производственного объединен^'
отрасли) на изготовление единицы продукции определенного вида, рас’
считанные на плановый период (месяц, квартал, год) исходя из технике"
экономических норм и нормативов расходования сырья (топлива), энеп
гии, вспомогательных материалов, использования оборудования, труд0
вых затрат, плановых цен. Фактическая себестоимость характеризуй
размеры действительно израсходованных средств на выпуск продукцИи
определенных по фактическим материальным, трудовым и финансовым
затратам.
4. По степени учета производственных
затрат и по экономическому содержанию: цеховую, заводскую (про-
изводственную), полную и отраслевую. На энергетических предприятиях
в связи с отсутствием незавершенного производства цеховая себестои-
мость энергии не рассчитывается, кроме энергоремонтных предприятий
И некоторых других видов вспомогательных производств.
4.1. Заводская себестоимость вычисляется по затратам отдельных
цехов предприятия (£Ицех) и общезаводским расходам (Иобш):
^зав 1Ицех + Ио6щ(руб/год). (6.46)
Заводская себестоимость есть отношение заводских эксплуатацион-
ных расходов к объему продукции, отпущенной потребителю (Потп):
S3aa = Изав /Потп (руб/ед. продукции). (6.47)
Возможно, что объем отпущенной продукции отличается от вырабо-
танного количества (Ппроиз) на величину собственных потребностей
(внутризаводских нужд — ДП). Тогда могут возникнуть понятия заво-
дской себестоимости, произведенной (8произзав) себестоимости и себе-
стоимости отпущенной продукции (S0Tn3aB):
Snp0H33aB = Изав /Ппронз (руб/ед. продукции); (6.48)
S0Tn3aa = Изав /(Ппроиз - ДП) (руб/ед. продукции). (6.49)
4.2. Полная себестоимость предусматривает также непроизводст-
венные затраты на реализацию продукции в сфере обращения (Иреал):
SnoaH = (Изав + Иреал)/Потп (руб/ед. продукции). (6.50)
4.3. Отраслевая себестоимость включает также общеотраслевые за-
траты (Иотр) по управлению отраслью, на создание единого отраслевого
фонда и другие расходы по отрасли в целом:
S03p = (Изав + Иреал+ Иозр)/Потп (руб/ед. продукции). (6-51)
100
5 ГОДОВЫЕ ИЗДЕРЖКИ И СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА
НА ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЯХ
Годовые издержки производства в промышленности, в том числе в
пгетике, рассчитываются по отдельным составляющим. На основе та-
ЭйХ расчетов планируется потребность предприятия в оборотных средст-
вах определяется их фактический расход, составляется общая смета из-
ожек производства и анализируются пути снижения себестоимости
подукции. Структура затрат и себестоимости энергии по отдельным ти-
пам энергопредприятий весьма различна (табл. 6.1).
Таблица 6.1. 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. 6.1, основным элементом затрат в структу-
ре издержек производства по ТЭС и АЭС являются затраты на топливо.
Широкий диапазон колебаний их доли (50 — 70 %) в основном объясняет-
ся большими различиями в рыночных ценах на топливо в зависимости от
его вида, теплоты сгорания и дальности транспорта. Кроме того, известна
зависимость, по которой эта статья больше (по сравнению с другими стать-
ями) на крупных предприятиях и относительно уменьшается на мелких.
Большая доля амортизации на АЭС возникает из-за более высокой фондо-
емкости 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 производст-
венных 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 являют-
ся 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-перемен-
ные и условно-постоянные. В основе этой классификации лежит зависи-
м°сть каждого из элементов затрат от объема производства. К условно-
101
переменным относятся затраты, которые практически пропорциональн
объему выпускаемой продукции. На ТЭЦ, ГРЭС и АЭС к ним относятся
затраты на топливо и покупную воду, все остальные — к условно-посто-
янным. А в сетевых предприятиях и на ГЭС все элементы затрат относят-
ся 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 меж-
ду этими видами, с тем чтобы определить себестоимость производства
каждого из них. В основе действующей методики калькуляции лежит фи-
зический (балансовый) метод распределения затрат между электроэнер-
гией и теплотой. Его сущность состоит в том, что расход топлива на отпу-
щенную потребителям теплоту (Вт) принимается таким, каким он был бы,
если бы тепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной
ТЭЦ, имеющей КПД = цк:
BT=bKQrM; (6.52)
Ьк = 0,143/т)к. (6.53)
Расход топлива на производство электроэнергии (Вэ) определяется
как разность между общим расходом топлива (В) и расходом на отпуск
теплоты (Вт):
ВЭ = В-ВТ. (6.54)
При использовании физического метода распределения затрат весь
эффект от комбинированного производства энергии относится полно-
стью на электроэнергию. Удельные расходы топлива и соответственно
себестоимость производства тепла на ТЭЦ при этом оказываются даже
хуже, чем в современных отопительных и производственно-отопитель-
ных котельных. А показатели производства электроэнергии, напротив,
существенно лучше, чем на самых крупных современных КЭС. Так,
удельные расходы топлива в среднем на ТЭЦ составляют величины по-
рядка 250 г у.т./кВт-ч, а при использовании противодавленческих тур-
бин — до 180, против обычных 320 г у.т./кВт • ч на крупных ГРЭС.
Действительная эффективность теплофикации состоит в том, что теп-
ло, отпускаемое из отборов турбин, прежде чем отправиться потребите-
лю, работает, вырабатывает электроэнергию. Очевидно, физический ме-
тод 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 расцени-
102
я так, будто бы оно обладает энергетическим потенциалом высокого
В сверхвь1СОКОГО давления. Потребителю такое тепло, естественно, не
и жно, но его стоимость включает амортизацию дорогостоящего котель-
ного оборудования, предназначенного к работе на высоком давлении и с
ысокими температурами; высока и стоимость обслуживания, ремонта
какого оборудования и т.д. В результате сегодня тепло ТЭЦ стоит доро-
же 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 Минэнерго, 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 с
электрической и тепловой энергией вырабатывается сжатый воздух.
Также приходится прибегать к иным методам при экономических оцен-
ках одновременного комбинированного производства электро-, тепло-
энергии и холода; при утилизации тепловой энергии в технологических
установках, когда наряду с основной неэнергетической продукцией
производятся пар или горячая вода. Наиболее подходящим для подоб-
ных случаев является распределение затрат пропорционально энергети-
ческой 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 пер-
вичному энергоресурсу с учетом всех потерь трансформации и преобра-
зований (1 кВт-ч = О,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 вырабаты-
вается 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 дейст-
вующим ценам и тарифам и т.д.
На ТЭЦ с бесцеховой структурой управления учет затрат по фазам про-
изводства не ведется. Все элементы затрат, определенные в целом по элек-
тростанции (ИЕ), распределяются пропорционально расходу условного топ-
Лива на электроэнергию (Иь) и теплоту (Иь), отпускаемым потребителям:
И£э = И1-Вэ/В; (6.55)
ИХт = И1Вт/В. (6.56)
ЮЗ
Отсюда вычисляется себестоимость электрической и тепловой энрп
гии на ТЭЦ: Р'
s3 = W0Tn (руб/кВт.ч); (6,57)
ST = l-W Qo™ (РУ6/Г кал). (6.58)
При цеховой структуре управления ТЭЦ рассчитываются издержки
производства по цехам (фазам производства). В укрупненных расчетах
статьи калькуляции определяются: а) по топливно-транспортному ц ко-
тельному цехам (включая химводоочистку); б) по турбинному и электри-
ческому цехам. Кроме того, отдельной статьей учитываются общестан-
ционные расходы по каждой фазе производства, и предварительно со-
ставляется цеховая смета затрат.
В смете затрат по топливно-транспортному цеху (И^.) отражаются за-
траты 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.
По котельному цеху (Ик) рассчитываются: расход всех видов сжигае-
мого топлива; затраты на эксплуатацию, ремонт и амортизацию зданий и
оборудования котельной; заработная плата цехового и обслуживающего
персонала; другие расходы, связанные с содержанием котельной; расхо-
ды на химводоочистку, в том числе стоимость покупной воды.
В машинном цехе учитываются издержки (Им) по эксплуатации, ре-
монту и амортизации зданий и оборудования машинного зала, сооруже-
ний, обслуживающих водоснабжение для охлаждения машин и конденса-
ции пара, заработной плате обслуживающего персонала.
В смете затрат по электрическому цеху (Иэц) отражаются расходы,
связанные с эксплуатацией генераторов, трансформацией электроэнер-
гии, отпуском ее с шин электростанции в сеть и на собственные нужды, а
также расходы по содержанию электролаборатории.
Отдельно вычисляются расходы по теплофикационному отделению
ТЭЦ (Ит0) — на эксплуатацию и обслуживание подогревателей сетевой
воды.
Смета общестанционных расходов (Ио6щ) включает затраты на содер-
жание административно-управленческого аппарата, обслуживание и
амортизацию основных (непроизводственных) фондов общестанционно-
го назначения. Все затраты по цехам рассчитываются по нормам потреб-
ления вспомогательных материалов, топлива, износа инструментов и ин-
вентаря, нормативам трудоемкости отдельных видов работ или на основе
штатных расписаний по отдельным категориям работников.
В соответствии с физическим методом затраты основных цехов, уча-
ствующих в выработке двух видов энергии (топливно-транспортного и
104
льного), распределяются между электроэнергией и теплотой пропор-
К°онально расходам топлива. Затраты цехов, участвующих в выработке
Ц . m одного вида, относятся на соответствующий вид энергии, расходы
ТОЛЬКО м
ктрического цеха полностью, а также затраты машинного цеха (услов-
х__. на производство электроэнергии. Расходы по теплофикационному
отделению должны быть отнесены на производство теплоты. Тогда пря-
мые затраты, без общестанционных — И1п, распределенные на электри-
ческую и тепловую энергию, составят:
ИХпэ = (ИТТ+ИКХВЭ/В)+ИЗЦ+ИМ;
И1пт = (Игг + ИкХВУВ) + Ито;
(6.59)
(6.60)
(6.61)
Общестанционные расходы на ТЭЦ (Ио6щ) распределяются между
электроэнергией и теплотой пропорционально прямым затратам на каж-
дый из этих видов энергии:
ИобшЭ = ИХп/И£п; (6.62)
Ио5шт = ИГт/ИЕп- (6.63)
Таким образом, расчетные формулы для разноски затрат и определе-
ния издержек производства, относимых соответственно на электроэнер-
гию и теплоту, вырабатываемые ТЭЦ, запишутся в виде:
ИЕэ = (И„ + ИДВУВ) + Иэц+Иы + Иобшэ; (6.64)
И£т = (Итт + Ик)(В/В) + Иго + Иобщ\ (6.65)
В плановых расчетах допускается упрощенная калькуляции себе-
стоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ по основным стать-
ям затрат — топливу, амортизации, заработной плате и прочим (обще-
станционным) расходам (табл. 6.2).
Таблица 6.2. Форма упрощенной калькуляции себестоимости
энергии на ТЭЦ с цеховой структурой управления
Стадии производства и себестоимость энергии _ Статьи калькуляции Распределение затрат на
топли- во амортиза- ция зарплата прочие всего элек- тро- энергию теплоту
Затраты по топливно- *Ранспортному и котельно- iQL Цехам, тыс. руб Ит 0,5 И. 0,35 Из„ — Их, Их» Их„
105
Продолжение табл, g 2
Стадии производства и себестоимость энергии Статьи калькуляции !,аспРеделенИе затрат на
топли- во амортиза- ция зарплата прочие всего элек- тро- энергию теплоту
Затраты по турбинному и электрическому цехам, тыс. руб. — 0,45 Иа 0,35 Ит — И&< Иьо Ию,
1. Общестанционные расходы, тыс. руб. — 0,05 Иа 0,3 и™ Ипр Ию Июэ Ию,’
2. Всего по ТЭЦ, :тыс.руб., из них: ит Иа Изп Ипр Ит Из ит
на электроэнергию и,., Иэ-а Щзп -Иэ-Пр Из
на тепло Ит, и,.а Ит.зп Ит-пр и, -
Себестоимость: —
электроэнергии, коп/кВт *ч S3.T $э-а ^э-ЗП °э*пр ^З-ОТП
тепла, руб/Гкал ST-T sT-a Sr-зп ST-np St-ОТП
Контрольные вопросы к главе б
1. Опишите классификацию годовых эксплуатационных расходов по элементам затрат
и по статьям калькуляции. Чем принципиально они различаются между собой ?
2. Назовите статьи, входящие в условно-постоянные и условно-переменные затраты.
Как они зависят от объема производства? Каков характер этой зависимости (график)?
3. Опишите алгебраический порядок выявления зависимости отдельных статей себестои-
мости от производственных факторов. От чего зависят размеры топливной, амортиза-
ционной, трудовой (по заработной плате) составляющих себестоимости в энергетике?
4. Охарактеризуйте структуру издержек и себестоимости энергии по основным энер-
гетическим объектам. Каков их уровень на тепловых, гидроэлектростанциях, на се-
тевых предприятиях?
5. Назовите основные статьи эксплуатационных расходов на ТЭЦ. В чем именно эко-
номическая эффективность теплофикации?
6. Дайте определение физического метода разноски общих затрат ТЭЦ на электрическую
и тепловую энергию. Как при этом распределяются затраты по отдельным цехам ТЭЦ?
Глава 7. Цены и тарифы на энергетическую
продукцию
7.1. ПОНЯТИЕ ЦЕНЫ И ТАРИФА
Понятие цены и тарифа как дифференцированной цены является важ-
ной технико-экономической категорией, от которой зависят основные
показатели производственно-хозяйственной деятельности, т.е. финансо-
106
и экономическая устойчивость предприятия. Дифференциация цен на
ваЯогетическую продукцию (как, впрочем, и в некоторых других отрас-
3 например, на транспорте) производится по нескольким признакам:
"'"числу часов использования максимума энергопотребления; по уча-
стию потребителя в максимуме нагрузки энергосистемы; по заполнению
уточного графика нагрузки; по уровню энергопотребления и др.
Л Тарифы на энергию и энергоносители можно классифицировать сле-
дующим образом:
1. Одноставочные тарифы — оплата фактически потребленной
энергии по определенной ставке. Так расплачиваются с поставщиками
все бытовые, сельскохозяйственные потребители электроэнергии, а так-
же промышленные и приравненные к ним, если их присоединенная мощ-
ность не превышает 750 кВА. В большинстве случаев одноставочные та-
рифы 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, технико-экономических показателей электростанций, удельно-
го 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 бюд-
жета), бытовых, коммерческих структур и т.п.
2. Двуставочные тарифы — оплата заявленного максимума нагруз-
ки (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 потреби-
телей, присоединенная мощность которых выше 750 кВА. В последнее
время иногда крупные потребители аналогичным образом рассчитыва-
ются и за тепловую энергию.
3. 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 по-
требителей. Однако многоставочные тарифы введены в некоторых регио-
нах России и для бытовых потребителей — тариф возрастает при повы-
шении потребления энергии.
4. Штрафные тарифы — постоянные или одноразовые экономиче-
ские санкции за невыполнение договорных обязательств. Так, введена
оплата по штрафному тарифу за количество энергии, перерасходованной
или недоиспользованной по сравнению с величиной, определенной хо-
зяйственным договором. Предъявляются штрафы потребителям за нару-
107
шение качественных показателей: за искажение синусоидальности кри
вой тока (генерацию высоких гармоник); за недовозврат или порчу воз
вращаемого конденсата; за повышенную температуру сетевой воды в
обратных магистралях; за повышенное потребление реактивной мощно-
сти — по коэффициенту мощности (tgcp) и др. Штрафы могут предъяв-
ляться также потребителями к поставщику за некачественное энерго-
снабжение, в частности за перерывы электропитания, вызывающие на
предприятиях существенный производственный ущерб. Тогда энерго-
снабжающая организация должна оплатить недоотпущенную электро-
энергию по штрафному (обычно семикратному) тарифу.
5. Льготные тарифы — уже упоминавшийся льготный тариф на
«ночную» электроэнергию, премирование (разовое снижение тарифа) за
повышение (в определенных пределах) коэффициента мощности (tgcp) и
др. Кроме «ночного» тарифа другие льготы потребителям в настоящее
время предоставляются редко.
7.2. ОСНОВЫ ЦЕНООБРАЗОВАНИЯ 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 зависи-
мости от соотношения спроса и предложения. Любой производитель дол-
жен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки
производства и получить минимальную прибыль для обновления обору-
дования, развития производства, выживания в условиях рынка. Тогда
цена на продукцию энергопредприятия, цена производства (Ц), может
быть представлена как сумма себестоимости (s) и минимальной норма-
тивной прибыли (тн):
Ц = s + тн (руб/ед. продукции). (7.1)
Нормативная прибыль — это минимальный размер прибыли, при по-
лучении которого предприятие может выжить в условиях рынка, обеспе-
чивая свою финансовую устойчивость, поддерживая необходимый уро-
вень 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. По-
этому цена формируется под влиянием соотношения спроса и предложе-
ния на соответствующую продукцию.
Цены и тарифы на энергетическую продукцию значительно меньше
подвержены рыночной конъюнктуре, так как, во-первых, спрос на энер-
108
практически постоянен, «неэластичен» и, во-вторых, топливная про-
ГИЮ тленность и энергетика в основном являются естественными монопо-
М ями В этих условиях регулированием цен на энергетическую про-
ЛИ идо занимается государство, устанавливая региональные тарифы на
Сергию и некоторые виды топлива.
В настоящее время рыночное ценообразование приводит порой к ис-
кажению цен на некоторые товары. Так, современные внутренние цены
на нефть и нефтепродукты в ряде случаев превышают мировые. С целью
стабилизации экономики на основные виды топлива и энергии цены, как
правило, устанавливаются и регулируются государством.
Так, цены на большинство марок и сортов угля, которые складывают-
ся на рынке как индикатор спроса, ниже цены производства и даже в ряде
случаев ниже себестоимости. Поэтому государство вынуждено датиро-
вать угольную отрасль. Решение большинства экономических проблем
этой отрасли топливно-энергетического комплекса требует значитель-
ных инвестиций в угледобычу, источники которых в настоящее время не
ясны: у государства необходимых средств просто нет, потенциальные
российские инвесторы предпочитают вкладывать деньги в более при-
быльные предприятия (в основном, в торговлю, в бизнес с оттенком спе-
куляции или в банковское дело с выдачей ссуд под явно ростовщические
проценты), а зарубежные инвесторы пока воздерживаются от капитало-
вложений в российскую экономику ввиду нестабильности нашей полити-
ческой и экономической ситуации.
Цены на газ Ц, руб/1000 м3 (рубли за нормальный кубический метр,
т. е. объем газа должен измеряться при атмосферном давлении), в зависи-
мости от его качества, определяемого фактической теплотой сгорания QpH,
которая колеблется в довольно широких пределах и в зависимости от кото-
рой продажная цена Цг‘, руб/1000 м3, пересчитывается на нормальную (ус-
тановленную стандартами) теплоту сгорания QpH = 8200 ккал/1000 м3 по
формуле
Цг = Ц/ QpH/8200 (руб/1000 м3). (7.2)
Тарифы на электрическую и тепловую энергию также регулируют-
Ся> ^я чего созданы государственные, не зависимые от системы Мин-
топэнерго региональные и центральная тарифные комиссии, рассмат-
ривающие и регулирующие уровень тарифов, устанавливаемых энер-
гопредприятиями. Так, если производитель имеет высокую цену
Производства и соответственно низкую рентабельность, он при необ-
димом обосновании, подтвержденном экономическими расчетами,
ет право по согласованию с региональной комиссией повысить от-
скные тарифы не более чем на 15%. Если требуется более резкое уве-
109
личение тарифа, это возможно только с разрешения Центральной та
рифной комиссии при обоснованности такого повышения очень вески
ми причинами.
7.3. ТАРИФЫ НА ЭНЕРГОНОСИТЕЛИ
Кроме своего основного назначения как дифференцированной цену
на энергетическую продукцию, тарифы призваны выполнять задачу сти-
мулирования потребителей, во-первых, к выравниванию графиков на-
грузки и, во-вторых, к рациональному использованию энергетических ре-
сурсов. Этому способствует применение двуставочных, многоставочных
и штрафных тарифов.
При электроснабжении предприятий от энергосистем, если присоеди-
ненная мощность больше 750 кВА, энергия оплачивается по двуставоч-
ному тарифу. Тогда сумма оплаты потребленной электроэнергии (Иэ) и
внутризаводская цена (Цэ) рассчитываются исходя из основного тарифа
(То) — платы за заявленный максимум нагрузки (Рм), руб/кВт, и дополни-
тельного тарифа (Тд) — платы за каждый фактически потребленный ки-
ловатт-час (Эгод), руб/кВт.ч:
Иэ = То-Рм + Тд-Эгод; (7.3)
Цэ=Т0/Ьтах + Тд, (7.4)
где hmax = Эгод/Рм — число часов использования максимума нагрузки,
ч/год. Это условный показатель, отвечающий на вопрос: какое время
(в часах) должен проработать потребитель с максимальной нагрузкой Ры,
чтобы потребить количество электроэнергии, фактически потребляемое
за год Эгод. 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. Возможности сниже-
ния покупной цены на электроэнергию целесообразно проиллюстриро-
вать примером.
Пример 7.1. (цифры условные). Предприятие расплачивается с поставщиком за электро-
энергию по двуставочному тарифу. Основная ставка То = 800 руб/кВт в год, дополнитель-
ная — Тя = 35 коп/кВт-ч. Число часов использования максимума нагрузки на предприятии
hmax = 4000 час/год. Средняя цена (тариф) на электроэнергию для предприятия составляет:
Цз = То/Ьтах + Тд = 800-1074000 = 20 + 35 = 55 коп/кВт-ч.
На предприятии изыскана возможность уплотнения графика работы оборудования и
соответственного повышения величины h^x до 8000 ч/год. Тогда цена электроэнергии
станет:
Цэ = ТоЛ1гаах + Тд = 800-1078000 + 35= 10 + 35 = 45 коп/кВт-ч,
т.е. на 10 коп/кВт-ч (на 18 %) ниже.
ПО
Регулируя неравномерность электропотребления, предприятия могут
также существенно сократить свои текущие затраты, т.е. получить допол-
нительную прибыль.
пример 7-2. На предприятии изыскали возможность рассредоточения по часам суток
ых нагрузок электрооборудования, в результате чего оказалось возможным снизить
ПИК ленный максимум на 25% с 1000 до 750 МВт. Годовое электропотребление в размере
тыс МВт.ч/год при этом не изменилось. Тарифные ставки те же, что и в предыдущем
иМере: основная ставка То = 800 руб/кВт в год, дополнительная Тд = 35 коп/кВт.ч. Нужно
ПР делить величину снижения годовых издержек производства в результате этих мер.
°ПР р е ш е н и е Сумма оплаты за электроэнергию составляла:
К1=То.Рм+Тд.Э^=800 • 1000-103+035-350-106=800 • 106+122,5-106=9223 млн. руб/год.
После сокращения электрического максимума:
Иэ2 = То.рм+Тд-Эпм=800-750-‘103+0,35-350-106=600-106+122,5-106=722,5 млн. рубУгод.
Экономия издержек составит:
ДИ = И,1 - ИЭ2=922,5 - 722,5 = 200 млн. руб/год. Очевидно, экономия издержек дает
возможность точно в таком же размере получить дополнительную прибыль.
В настоящее время имеются расчеты с потребителями по двуставоч-
ному тарифу также и за тепловую энергию, расходуемую на технологиче-
ские нужды.
В ближайшее время все шире будут применяться многоставочные та-
рифы 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 Эы,
ночью Эн, то при соответствующих тарифах Ты и Тн общая сумма оплаты
будет:
Иэ = То- Рм+ Эм-Тм+Эн- Тн+(ЭГОД-ЭМ-ЭН)ТД (руб/год). (7.5)
Введение двуставочного и многоставочных тарифов преследует одну
цель — заинтересовать потребителя в выравнивании графика энергопо-
требления, что существенно улучшает условия и технико-экономические
показатели работы энергопроизводителей.
Ввиду дороговизны топлива, а также вследствие кризисных явлений в
экономике в некоторых российских регионах для потребителей, рассчи-
тывавшихся по одноставочному тарифу (при присоединенной мощно-
сти <750 кВА), ввели своеобразное «экономическое лимитирование»
электропотребления.
Кроме того, в энергетике применяются в ряде случаев штрафные и по-
вышенные тарифы на электроэнергию, например для сокращения потреб-
ления реактивной мощности по показателю tgcp. По штрафному тарифу
потребители оплачивают электроэнергию, перерасходованную против
его к°личества, предусмотренного договором. Существенны штрафы за
НеД°возврат или порчу конденсата при пароснабжении от ТЭЦ, которые
Должны возместить затраты ТЭЦ на подготовку (химическую очистку)
111
воды взамен потерянного конденсата. Взимаются штрафы за повыщен
ную температуру обратной воды в системах теплоснабжения, что свиде
тельствует о недоиспользовании температурного потенциала теплоноси-
теля и приводит к увеличению затрат электроэнергии на его перекачку
Штрафы применяются и к энергоснабжающим организациям со сто-
роны потребителей — за аварийный недоотпуск энергии по их вине. Раз.
новидностью дифференцированного тарифа могут стать особые тарифы
при повышенной надежности энергоснабжения, если она нужна некото-
рым потребителям.
Следует отметить, что ущерб от перерывов электропитания у про-
мышленных потребителей с непрерывным циклом производства, связан-
ный с остановкой технологических процессов, порчей оборудования
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.
Контрольные вопросы к главе 7
1. Расскажите о механизме рыночного ценообразования и нарисуйте его график. Что
такое «точка рыночного равновесия»?
2. Объясните кривые спроса и предложения. Как соотносятся показатели цены товара
и объема продаж?
3. Охарактеризуйте состав цены с точки зрения производителя. Что такое цена произ-
водства? Каково ее значение в условиях рынка?
4. Опишите сущность двуставочного тарифа на электроэнергию. Что именно стимули-
рует этот тариф?
5. Охарактеризуйте задачи многоставочных тарифов. Какие экономические выгоды от
их применения может иметь потребитель и в чем состоит выгода энергопроизводи-
телей?
Глава 8. Реализация, прибыль и рентабельность
в промышленности и энергетике
8.1. ОБЪЕМНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРОИЗВОДСТВА
Для определения результатов производственно-хозяйственной дея-
тельности предприятий всех отраслей промышленности используют по-
казатель объема производства, который, будучи помноженным на про-
дажную цену, показывает доход предприятия.
Понятие объем производства (в стоимостном или натуральном выра-
жении) в отечественной теории и практике определяется рядом показате-
112
й ущественно отличающихся друг от друга и изучаемых в курсе «Пла- леИ’ ° ание на предприятии». Однако здесь целесообразно дать необходи- НИР°определения и кратко сформулировать экономическую сущность Личных показателей объема производства и по возможности наглядно представить их соотношение (рис. 8.1). Валовый объем ("вал")-Пеа„
Товарный объем Незавершенное ПРОИЗВОДСТВО ДПнеэав Птовар Пвал—ДПнезав
(«товар » ) “ПТовар Реализованная Неоплаченная продукция (сумиа неплатежей) ДПНеплат R= Птовар ~ АПнеплат
продукция («реализация»)R Условно-чистая продукция («УЧП») Материальные затраты М М=и-изп Пучп“Пчп4-Ца== = Изп+Иа+гп
Пу ЧП Чистая продукция Амортизационные отчисления И а Пчп“Р~М
(«ЧП»)Пчп Фонд оплаты труда (ФОТ) Пчп~Изп+т
Прибыль m
Рис. 8.1. Показатели объемов промышленного производства
Валовый объем производства («вал») (Пвал) — вся продукция, уже
произведенная и еще незавершенная (АПнезав), находящаяся на разных
стадиях производственного цикла.
Аналогом валового объема производства в натуральном выражении в
энергетике является величина выработки энергии WBbtp.
Товарный объем («товар») (Птовар) — готовая продукция, предназна-
ченная к реализации (на продажу). Очевидно, что
^товар Лвал АПнезав. (8.1)
В энергетике товарному объему (в натуральном выражении) соответ-
ствует количество энергии, отпущенной потребителю-. Птовар = W0Tn, т.е.
величина выработанной энергии за вычетом собственных нужд AWCH и
потерь в сетях AWn0T:
WBbip = WOTn - AW,H - AWn0T. (8.2)
113
Реализованная продукция (реализация, сумма реализации) (R) __
данная и оплаченная продукция. Отличается от товарного объема на^
личину проданной, но неоплаченной продукции (суммой . неплате
жей —ДПнеплат):
К Птовар АПнеШ1ат. (g j)
В экономике энергетики сумма неплатежей называется абонентской
задолженностью А:
R ^товар А. (8.4)
Чистая продукция (ЧП или НЧП—нормативно-чистая) (Пчп)_
стоимость, вновь созданная живым трудом, включает фонд оплаты тру.
да (ФОТ- Ифет) и прибыль (т):
Пчп ~ ^фот + пъ (8.5)
Следует отметить, что фонд оплаты труда Ифот не равен издержкам по
зарплате Изп, поскольку в нем кроме основной, дополнительной зарплаты
и премий, оплачиваемых за счет себестоимости, содержится также пре-
миальный фонд, образуемый из прибыли.
Чистая продукция отличается от суммы реализации R на величину
материальных затрат М, равных издержкам производства И без стоимо-
сти рабочей силы, экономическое выражение которой в данном случае
Изп (статья по заработной плате в составе годовых издержек):
ПЧП = К-М. ' (8.6)
Формульное выражение материальных затрат М:
М = И-ИЗП. (8.7)
Условно-чистая продукция (УЧП) (Пучп) — стоимость, вновь создан-
ная живым трудом и трудом, овеществленным, содержащимся в маши-
нах, оборудовании и других основных производственных фондах. Она
больше чистой продукции на величину амортизационных отчислений
(Иа) от стоимости основных фондов («амортизации»), экономическая
сущность которых — фиксирование постепенного (ежегодного) перено-
са стоимости основных фондов на продукцию:
Пучп = Пчп + Иа_Изп + Иа + т. (8-8)
В энергетике аналоги чистой и условно-чистой продукции можно
найти в энергоремонтном производстве. Если ремонтные работы выпол-
няются из материалов и с использованием оборудования заказчика, т0
объем такого производства следует рассчитывать как чистую продукц^
поскольку этот объем будет состоять из заработной платы ремонтников
114
лакированной прибыли ремонтного предприятия. Если эти работы
Низводятся с применением собственного оборудования, объем работ
еТ представлять собой условно-чистую продукцию, так как кроме зар-
Ь1 и прибыли сюда войдет амортизация собственного ремонтного
^орудования. Все выше рассмотренные показатели можно пояснить на
примере.
Пример 8.1. Ремонтная фирма выполняет подрядные работы как на собственном оборудо-
и н из своих материалов, так и на оборудовании и из материалов заказчика. Себестоимость
пюомо-часа ремонтных работ с накладными (прочими) расходами на фирме 10 руб/нормо-ч,
ибьгпь планируется в размере 80 % от фонда заработной платы (Изп), амортизация используе-
П(ого ремонтного оборудования (Ив) исчисляется в размере 25 % от трудозатрат.
На фирму поступил предварительный заказ на выполнение ремонта в объеме 2000 нор-
мо-часов, однако не уточнены его условия: на каком оборудовании и из чьих материалов бу-
дут производиться работы. Плановику фирмы предложено сделать предварительный расчет
стоимости (объема) этого заказа по всем возможным вариантам его выполнения.
Решение. Соответственно заданию следует определить объемы производства во всех
возможных вариантах, а именно:
1. Если работы будут выполняться на оборудовании и из материалов заказчика, необ-
ходимо рассчитать показатель чистой продукции Пчп:
ПЧ„ = ИЭП + т = 2000-10 + 0,8-2000-10 = 20 000 + 16 000 = 32 тыс.руб.
2. Если должны будут использоваться материалы заказчика и ремонтное оборудова-
ние фирмы, следует рассчитать условно-чистую продукцию Пучп:
П^Изп + И. + т = 20 000 + 0,25-20 000 + 16 000 = 37 тыс.руб.
3. Если все ремонтные работы, а также их организация с привлечением субподрядчи-
ков будут выполняться фирмой из своих материалов и на своем оборудовании, требуется
определить сумму реализации R, включающую затраты на все материалы М (50 % от зар-
платы), услуги сторонних организаций У (30 % от стоимости материалов или 15 % от зар-
платы), учитывающую возможные задержки платежей А (15 % от суммы реализации):
R = Пу„п + М + У -А = (37 + 0,5 • 20 + 0,15 • 20) • (1- 0.15) = 50 • 0,85 = 42,5 тыс.руб.
4. Общая величина товарной продукции Птовар при выполнении данного заказа опреде-
литься без учета вполне возможной задержки платежей А:
П,„мр= R + А = 50 тыс.руб
5. При выполнении заказа потребуется некоторый запас материалов, стоимость кото-
рого составит величину незавершенного производства (ДП„СМВ = 5 % от величины товарной
продукции Птовар). Тогда размеры валовой продукции по данному подряду:
= Птов + ДП„£ИВ = 50 + 0,05-50 = 52,5 тыс.руб.
8.2. СУММА РЕАЛИЗАЦИИ ПРОДУКЦИИ В ЭНЕРГЕТИКЕ
Понятие «сумма реализации продукции» в промышленности и в энер-
гетике наиболее распространено для выражения объема производства и
возникает при продаже энергетической продукции — энергии, энергоно-
сителей и энергетических услуг:
R = Э! • Т, + Э2 • Т2 + Э3 • Т3 +.... ± А + У (руб/год), (8.9)
Где R
сумма реализации энергетической продукции, руб/год; Эь Э2,
з— количество каждого вида реализованной продукции — различных
115
видов энергии и энергоносителей, ед. энергии/год; Ть Т2, Т3... — соответ
ствующие тарифы (среднеотраслевые или средние для данной энергоси
темы, энергопредпоиятия), руб/ед. энергии (услуг); А — сумма абонент
ской задолженности, обычно со знаком «-», знак «+» возникает при пред
оплате, руб/год; У — выручка от оплаты различных услуг, в том числе
неэнергетического характера, оказываемых энергетиками сторонним ор.
ганизациям, руб/год.
Поскольку наиболее распространенными видами являются электри-
ческая и тепловая энергия, формула для расчета суммы реализации чаще
выглядит так:
R = W-T3 + Q-Tq± А + У (руб/год), (8.9а)
где W — количество отпущенной потребителям электроэнергии, кВт.ч/год-
Q — количество теплоты, отпущенной потребителям, Гкал/год; Тэ — сред-
ний тариф на электроэнергию, рассчитанный как средневзвешенная величи-
на всех тарифов, используемых данными производителями для расчета с по-
требителями, руб/кВт-ч; Tq — средний тариф на тепловую энергию, также
рассчитанный по всей энергосистеме или другому энергопроизводителю, с
учетом штрафных тарифов и других возможных особенностей плате-
жей, руб/Гкал.
Как видно из формулы (8.9а), сумма реализации зависит от объемов
проданной энергетической продукции, причем сумма выручки от прода-
жи, без вычета абонентской задолженности, представляет собой товар-
ную продукцию.
Энергетика, как известно, не может сама устанавливать объем произ-
водимой продукции, поскольку это полностью зависит от потребителей,
к которым производитель привязан энергетическими коммуникация-
ми — электрическими, тепловыми и другими сетями. В то же время у
энергетиков есть некоторые возможности для стимулирования повышен-
ных объемов потребления. Для того чтобы потребители выполняли свои
договорные обязательства, порядок пользования электрической и тепло-
вой энергией предусматривает штрафные тарифы (5 и 10-тикратные) при
перерасходе или недорасходе энергии по сравнению с договором. Стиму-
лом к повышению электропотребления является также льготный ночной
тариф.
Повышение объемов производства и продаж продукции является од-
ним из главных путей увеличения массы прибыли любого предприятия, в
том числе и энергетического, в соответствии с законом максимальной
прибыли.
116
8 3 ПРИБЫЛЬ И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ В ПРОМЫШЛЕННОСТИ
И ЭНЕРГЕТИКЕ
Прибыль представляет собой стоимость прибавочного труда или де-
ное выражение прибавочной стоимости, полученной в процессе
Не изводства. Она вычисляется в большинстве случаев как разность ме-
ПРУ суммой реализации (R) и издержками (И) или как разность между
ыиочной ценой (Ц) и себестоимостью (s), умноженной на объем произ-
водства (П):
(8.10)
tn0 = R - И = (Ц - s) • ГТ (руб/год),
где m0— общая или балансовая прибыль, руб/год.
Действующий в условиях товарно-денежных (рыночных) отношений
закон максимальной прибыли вынуждает производителей стремиться к
увеличению этого показателя всеми возможными способами. Таких спо-
собов всего три:
1. Повышение продажной цены. Однако в условиях стабильного рын-
ка для большинства товаров эта цена диктуется рыночной конъюнктурой,
отражая общественно необходимые затраты труда. Но производители-
монополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист,
имеют некоторую возможность поднимать цены (тарифы) на свою про-
дукцию в пределах, ограниченных антимонопольным законодательством
и другими мерами государственного регулирования рынка.
2. Снижение себестоимости продукции. Это основной путь повыше-
ния эффективности производства, причем наиболее целесообразно тех-
ническое перевооружение на базе самой совершенной техники. Возмож-
ны и другие пути — реконструкция, модернизация, совершенствование
организации производства и др. Чем ниже себестоимость и цена произ-
водства 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 потреб-
ность в данном продукте, то следует принять меры к расширению про-
изводства и увеличению объема продаж, даже если это приведет к сни-
жению (возможно, временному) рыночной цены, ибо общая масса при-
ыли должна увеличиться. Однако энергетики не могут, как правило,
Звеличивать объем производства по своему желанию, кроме отдельных
5^Чаев ПРИ работе на сторону (ремонтные, строительно-монтажные ра-
Н11яЬ1’ 0СВоение технологических «хвостов» и т.п.). По мере формирова-
Рынка энергетической продукции, при появлении независимых,
кУрируЮщих между собой энергопроизводителей в энергетике, по-
мому, может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда
117
одни производители будут расширять объем своего производств
счет вытеснения других. За
Текущими мерами являются постоянное поддержание оборудОвани
в хорошем техническом состоянии путем регулярного и качественн ?
ремонтного обслуживания, режимная оптимизация работы оборуд0^°
ния, его оптимальная загрузка в каждый момент времени и др. Основный
пути снижения себестоимости видны при анализе технико-технологиче
ских факторов, определяющих величину отдельных статей эксплуатацц
онных затрат. Естественно, в энергетике главным для повышения эффек
тивности производства является снижение удельных расходов топлива на
единицу энергии.
Во второй половине XX в. произошло резкое, качественное улучшение процессов про-
изводства энергии. Например, все прежние электростанции на среднем давлении (около 40
ата), а также другие устаревшие КЭС либо переоснащены современными турбинами высо-
кого и сверхвысокого давления, либо там проведены существенные реконструктивные ме-
роприятия по повышению их энергетической и экономической эффективности. Наиболее
известны и эффективны следующие меры:
1) перевод конденсационных электростанций в режим работы ТЭЦ. У конденсацион-
ных турбин имеются нерегулируемые отборы пара для собственных нужд станции, они ста-
ли использоваться для целей теплофикации. В результате КПД таких станций возрос при-
мерно с 35 % до 50 % и выше, соответственно удельный расход топлива снизился с 350 до
250 г у.т./кВт-ч и ниже;
2) перевод этих же станций на работу с «ухудшенным вакуумом» — конденсаторы тур-
бин используются в качестве подогревателей сетевой воды. Тогда КЭС превращается в ТЭЦ
с противодавленческими турбинами, их КПД при этом повышается примерно до 60—65 %,
а удельный расход снижается до 180—200 г у.т./кВт-ч;
3) установка на станциях предвключенных паровых противодавленческих турбин вы-
сокого н сверхвысокого давления. Для этого надо заменить или реконструировать котлоаг-
регаты для работы на таком давлении. Предвключенная турбина имеет противодавление
около 40 ата, от нее питаются старые турбогенераторы среднего давления. Такая станция
также становится, по существу, ТЭЦ с соответствующими технико-экономическими пока-
зателями;
4) оборудование старых электростанций предвключеннымн газовыми турбинами, соз-
дание парогазовых циклов. После газотурбинной установки (ГТУ) отходящие тазы облада-
ют еще значительным энергетическим потенциалом, который используется в котлах-утили-
заторах для производства пара, питающего обычные паровые турбины. КПД таких парога-
зовых циклов 50—60 %, удельные расходы — порядка 200—250 г у.т./кВт-ч.
Известны и другие технические и технико-экономические решения для повышения эф-
фективности энергопроизводства. В последние годы существенную помощь в повышении
экономичности электростанций и энергосистем оказывают автоматизация управления про-
изводственными процессами (АСУ ТП) с применением управляющих машин, позволяющих
проводить оптимальное регулирование работы всего энергооборудования.
В распоряжении предприятий остается не вся прибыль, рассчитанная
по формуле (8.10), а только ее часть, чистая или расчетная прибыль (тр)5
остающаяся после вычета из нее различных налогов и обязательных пла
тежей (Н):
118
mp = m0 - Н (руб/год).
(8.П)
В настоящее время часть налогов включается в себестоимость про-
отдельной статьей, отчисления в пенсионный фонд учитываются
здержках по заработной плате, а остальная, большая часть платится из
В были предприятия. Из балансовой прибыли вычитаются именно те
налоги которые выплачиваются из прибыли предприятия.
Налогообложение предусматривает разные виды налоговых отчисле-
ний для каждого из которых определяется своя налоговая база (здесь
приводятся только некоторые виды налогов):
__аКцизы, т. е. увеличение продажной цены (оплачивается потреби-
телем)',
_____налог на добавленную стоимость — от суммы реализации про-
дукции (увеличивает продажную цену, поэтому оплачивается потреби-
телем)',
— налог на имущество (на собственность) — от стоимости основ-
ных производственных фондов;
— штрафы за вредные выбросы — по штрафным тарифам за каждый
вид выбросов (включаются в себестоимость)',
— налог за пользование автодорогами — в зависимости от налично-
го автотранспорта (из себестоимости)',
— отчисления в местный (региональный, муниципальный) бюд-
жет за пользование трудовыми ресурсами и на содержание городской
инфраструктуры — в зависимости от численности персонала (из себе-
стоимости)-,
— налог на прибыль (из прибыли) и т.д.
В налоговой политике государства рассматриваются прежде всего ад-
ресаты налоговых поступлений для формирования бюджетов — феде-
рального, региональных, местных.
К федеральным налогам и сборам относятся: налог на добавлен-
ную стоимость; акцизы; налог на прибыль организаций; налог на до-
ходы от капитала; подоходный налог с физических лиц; взносы в го-
сударственные социальные внебюджетные фонды; государственная
пошлина; таможенная пошлина и сборы; налог на пользование недра-
ми и т.д.
К региональным налогам и сборам относятся: налог на имущество ор-
лаоНгИЗаЦИЙ^ налог на недвижимость; дорожный налог; транспортный на-
, налог с продаж; налог на игорный бизнес; региональные лицензион-
Ные сборы.
119
К местным налогам и сборам относятся: земельный налог; налог
имущество физических лиц; налог на рекламу; налог на наследование
дарение; местные лицензионные сборы. ИЛи
Общее представление о формах налогов и объектах налогообложецц
может дать табл. 8.1.
Таблица 8.1. Примеры форм налогов
и объектов налогообложения
1 1 Объекты обложения Доход (прибыль) предприятия Формы налогов Налог на доходы (прибыль) предприятий ——
Доход Заработная плата Подоходный налог с физических лиц
Совокупный годовой доход физических лиц Прямые налог»
Дивиденды, проценты по ценным бумагам Налогообложение доходов (диви- дендов, процентов), полученных по акциям и иным цевным бумагам, принадлежащим предприятиям
Имуще- ство Владение имуществом Налог на имущество предприятий Налог на имущество физических лиц Налоги, направляемые в дорожные фонды
Передача имущества Налог на наследство, дарение
Обраще- ние и по- требление товаров Ввоз-вывоз товаров за границу Таможенные пошлины Косвенные | [ налоги
Потребление товаров Акцизы Налог иа добавленную стоимость
Налог и а реализацию горюче-сма- зочных материалов
Примечание. Жирным шрифтом выделены налоги, оплачиваемые предприятиями.
Кроме прибыли результаты производственно-хозяйственной дея-
тельности характеризуются еще таким показателем, как доход (хозрас-
четный доход) предприятия. Это величина, остающаяся у производителя
сразу после реализации продукции — сумма реализации за вычетом всех
материальных затрат. Доход предприятия численно должен быть равен
показателю чистой (или условно-чистой) продукции и имеет тот же эко-
номический смысл.
Для оценки производственно-хозяйственной деятельности предпри'
ятия применяется показатель рентабельности производственных ФоН"
дов — отношение прибыли (то или тр, руб/год) к величине производст-
120
венных
рублей
фондов (Fnp FOCH+Fog, руб), который отвечает на вопрос: сколько
прибыли дает каждый рубль, вложенный в производственные
фонд»"- в зависимости от разновидностей прибыли рентабельность мо-
*еТ быть балансовой (гб) или расчетной (гр):
Гб = = Г (руб/год/руб); (8.12)
Ьпр Гоен +Fo6
mp m
Гр = = г—(РУб/^РУб)- (8.13)
Гпр ГОСН fоб
Другим показателем, оценивающим прибыльность предприятия, яв-
ляется рентабельность производства (гп.б и гп.р) — отношение прибыли
(балансовой или расчетной) к издержкам производства:
гп _6 = —- (в долях единицы);
И
(8.14)
г =—- (в долях единицы). (8.15)
И
Рентабельность производства показывает, насколько продажная цена
продукции выше себестоимости. Это хорошо видно после некоторых
преобразований формул (8.14) или (8.15):
R-H_R ,_Ц
ИИ S
(8.16)
Этот показатель может использоваться для государственного контро-
ля и регулирования рыночных цен.
Распределение общей прибыли предприятия между производствен-
ными 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 электростан-
ций — это их реальная установленная мощность в кВт или МВт. Для ос-
тальных подразделений энергосистемы — сетевых предприятий, диспет-
черской службы, ремонтных заводов, строительных организаций, транс-
портных (автомобильных и железнодорожных) хозяйств, аппарата
121
управления и других — устанавливается их условная производит
ность в условных кВт или МВт. Кроме того, при распределении обп '
прибыли учитываются производственно-хозяйственные факторы, CDe
которых наиболее существенное значение имеют следующие:
1) коэффициент эффективного использования установленной мощно-
сти — отношение рабочей (располагаемой) мощности к установленной
или просто рабочая мощность (этот показатель может применяться толь
ко 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 за-
трат или снижение расходов против сметы, уровень расхода энергии на
собственные нужды и величины (абсолютные и относительные, %) по-
терь в сетях, производительность труда (в энергетике наиболее характер-
но оценивается коэффициентом обслуживания — отношением установ-
ленной или приведенной мощности к численности работников) и т.п.
В зарубежной практике анализа финансово-хозяйственной деятель-
ности предприятия применяются три основные группы показателей рен-
табельности: показатели рентабельности продаж, рентабельности акти-
вов и капитала.
К показателям рентабельности продаж относятся: коэффициент
чистой рентабельности продаж; коэффициент рентабельности продаж
по маржинальному доходу; коэффициент продаж по прибыли от реа-
лизации.
Коэффициент чистой рентабельности продаж рассчитывается как
отношение чистой прибыли к выручке от реализации и характеризует
долю чистой прибыли в объеме продаж предприятия.
Рентабельность продаж по маржинальному доходу определяется
как отношение маржинального дохода, т.е. выручки от реализации за вы-
четом переменных затрат, к выручке от реализации.
Рентабельность продаж по прибыли от реализации исчисляется как
отношение прибыли от реализации к выручке от реализации. В некото-
рых случаях в числителе формулы может использоваться не прибыль от
реализации, а прибыль до вычета налога, процентов и амортизации (ба-
лансовая прибыль).
Показатель рентабельности активов отражает степень доходности ис-
пользования активов предприятия и определяется как отношение прибы-
ли предприятия и выплаченных процентов по кредитам к средней величи-
не балансовой стоимости активов предприятия. В числителе может также
122
льзоваться значение чистой прибыли предприятия. Рентабельность
ИСП°вов рассчитывается как произведение показателей рентабельности
aKTl и оборачиваемости активов предприятия. Таким образом, при-
”Р° ь предприятия, полученная с каждого рубля средств, инвестирован-
°Ь1ЛЬв его активы, зависит от скорости оборачиваемости имущества и от
”оли прибыли в выручке предприятия.
Для целей анализа рентабельности активов обычно используют сле-
дующую функциональную зависимость:
шр
R ’
,a = R
P F6
ра —рентабельность активов; R-—выручка от реализации;
где р г
р __средняя величина балансовой стоимости активов; тр —чистая
(расчетная) прибыль предприятия.
Факторный анализ рентабельности активов позволяет выявить, что
является причиной недостаточно высокого уровня этого показателя: рен-
табельность продаж, оборачиваемость активов или оба этих коэффициен-
та вместе. Рост рентабельности реализованной продукции может быть
достигнут путем повышения цен на продукцию, экономии затрат, увели-
чения доли более рентабельных видов продукции в структуре реализа-
ции. Повышение скорости оборачиваемости активов обеспечивается рос-
том объема продаж при сохранении активов на прежнем уровнем или
снижением величины активов, в частности в случаях:
— снижения материально-производственных запасов при сохране-
нии эффективного контроля за их уровнем;
— ускорения оборачиваемости дебиторской задолженности;
— выявления и реализации избыточных активов, не приносящих эко-
номических выгод для предприятия.
Коэффициент рентабельности собственного капитала представляет
наибольшую аналитическую ценность для инвесторов, так как отражает
степень эффективности использования акционерного капитала предпри-
ятия и является косвенной характеристикой доходности инвестиций ак-
ционеров в бизнес. Рентабельность собственного капитала обычно опре-
деляется как отношение чистой прибыли акционерного общества к вели-
чине балансовой стоимости его собственного капитала. В состав
собственных средств принято включать величину капитала, инвестиро-
ванного акционерами, и сумму резервов, созданных за счет чистой при-
и акционерного общества. Рентабельность собственного капитала за-
ВОцИТ От НОРМЫ чистой рентабельности продаж, оборачиваемости акти-
п и соотношения общей величины капитала и собственного капитала
Дприятия. Низкое значение коэффициента рентабельности собствен-
123
кого капитала может быть обусловлено как низкой долей прибыли в !
реализованной предприятием продукции, наличием избыточных акт^З
или непродуктивным использованием производственных мощностей 5
и излишней мобилизацией акционерного капитала. ,Tai(f
Контрольные вопросы к главе 8
I. Перечислите и охарактеризуйте объемные показатели промышленного
ва. Каковы их аналоги в энергетике?
2. Какова экономическая сущность чистой продукции? При каких условиях этот по
затель может применяться в энергетике?
3. Напишите и объясните формулу для определения суммы реализации в энергетике
Для каких энергетических предприятий и подразделений она вычисляется9
4. Дайте определение экономической сущности и порядок расчета прибыли. Что такое
чистая прибыль?
5. Что такое рентабельность производства и каково значение этого показателя в уело
виях рынка?
6. Охарактеризуйте экономическое содержание и дайте формулу рентабельности про-
изводственных фондов. Как она определяет эффективность работы предприятия?
Глава 9. Финансирование развития энергетики
9.1. ИСТОЧНИКИ ФИНАНСИРОВАНИЯ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
Переход к рынку вызвал потребность в формировании принципиально
нового механизма инвестирования в развитие энергетики, адекватного эко-
номике рыночного типа. Если в условиях государственной собственности
развитие энергетики финансировалось в основном из бюджета, то в совре-
менных условиях трансформации отношений собственности в России про-
изошел отказ от бюджетного финансирования энергетики и переориента-
ция этого сектора экономики на хозрасчет и самофинансирование. Период
реформ ознаменовался резким сокращением капитального строительства в
энергетике. Поэтому обновление производственных мощностей стало ост-
рейшей необходимостью. В свете назревшей проблемы перевооружения
реального сектора экономики исключительную важность приобретает во-
прос корпоративного финансирования инвестиционных программ.
Источником инвестиций для предприятий могут являться как внут-
ренние, так и внешние ресурсы. К внутренним источникам финансирова-
ния инвестиций относят амортизационный фонд и прибыль предприятия.
Внешние же инструменты финансирования инвестиций более многогран-
ны и в целом подразделяются на долевые и долговые. К долевым формам
привлечения капитала относится эмиссия акций (как обыкновенных, так
и привилегированных).
124
К долговым — кредитование; выпуск облигационных займов, других
долговых обязательств.
л Столь широкий спектр источников капитала стал доступен россий-
м предприятиям благодаря либерализации российской экономики,
С витию фондового рынка, финансово-банковской системы. Более того,
; российских предприятий появились реальные возможности выхода на
межДУнародный рынок капитала и перемещения значительных капита-
лов через границу России.
Внутренние источники инвестиций
Амортизационный фонд является для предприятий источником про-
стого воспроизводства. Иными словами, в случае полного использования
амортизационных отчислений на капитальные вложения предприятие
обеспечит под держание своего производственного потенциала на достиг-
нутом уровне. Возможности использования амортизационных отчисле-
ний как инвестиционного источника в течение периода экономического
реформирования претерпели значительные изменения. В результате ли-
берализации цен произошло обесценение амортизационных фондов
предприятий, вызванное резким падением доли амортизационных отчис-
лений в структуре затрат на производство продукции. На начальном эта-
пе либеральных реформ предприятия фактически лишились основного
инвестиционного ресурса. Предпринятые меры по индексации амортиза-
ции, переоценке основного капитала, введению инструмента ускоренной
амортизации в отношении высокотехнологичного оборудования привели
к возрастанию объемов амортизационных отчислений. Однако стагнация
спроса на электроэнергию существенно затрудняет их участие в хозяйст-
венном обороте, а условия экономической деятельности, характеризую-
щиеся острым недостатком оборотных средств, — использование на ин-
вестиционные нужды.
Еще одним внутренним источником инвестиций для предприятий яв-
ляется прибыль. Ее использование для наращивания производственной
базы обеспечивает расширенное воспроизводство предприятия, создает
Условия для расширения объема производства и массы прибыли. Однако
Уровень рентабельности энергетического сектора российской экономики
остается на достаточно низком уровне. Это объясняется сокращением
спроса на электроэнергию, высоким уровнем постоянных издержек, низ-
КИм коэффициентом использования производственных мощностей, чрез-
мерным налоговым бременем. Даже применение существующих льгот по
налогообложению реинвестируемой части прибыли не оказывает долж-
о воздействия на стимулирование инвестиционной активности. Таким
Разом, в настоящее время внутренние инвестиционные резервы весьма
125
невелики и не позволяют заняться крупномасштабным финансирование
капитальных вложений. Поэтому предприятия прибегают к поиску вне **
них источников инвестиционного капитала.
Внешние источники инвестиций
Эмиссия акций. Энергетические компании, большая часть которых
имеет акционерную форму собственности, могут прибегнуть к выпуска
акций. При этом происходит увеличение уставного капитала на величину
дополнительной эмиссии. Существующие акционеры имеют возмож-
ность либо выкупить пакет акций новой эмиссии пропорционально долее
уставном капитале по цене размещения, либо отказаться от такого выку-
па и пойти на уменьшение своей доли в уставном капитале. Акции, не вы-
купленные существующими акционерами, могут быть проданы внешним
инвесторам. Средства от продажи акций поступают на предприятие и мо-
гут быть направлены либо на финансирование инвестиционных про-
грамм, либо на пополнение оборотных средств. При этом, естественно
существующие акционеры должны пойти на уменьшение своей доли в
компании или, другими словами, передать часть управленческих функ-
ций новым инвесторам.
Главное преимущество эмиссии акций заключается в отсутствии не-
обходимых фиксированных выплат в случае обыкновенных акций и от-
носительно небольшая стоимость обслуживания в виде дивидендных вы-
плат в случае привилегированных. Кроме того, акционерный капитал не
требует погашения по истечении определенного промежутка времени.
Это дает возможность использования средств от размещения акций на
цели осуществления долгосрочных инвестиций. Главный же недостаток
дополнительной эмиссии акций для руководства предприятий кроется в
необходимости допустить к управлению компанией новых акционеров.
Помимо этого, если компания не известна на рынке и ее акции неликви-
ды, требуется довольно длительная кропотливая работа инвестиционных
консультантов. Их услуги требуют дополнительных затрат, что приводит
к удорожанию такого способа заимствования.
В мировой практике такого рода финансирование является обычным
явлением. При этом различаются два варианта размещения: публичное,
когда ценные бумаги предлагаются неограниченному кругу инвесторов,
и частное для ограниченного числа инвесторов. Публичное размещение
предусматривает более полное раскрытие информации о деятельности
компании. При частном размещении процедура обычно бывает более уП'
рощенной и подразумевается, что инвесторы достаточно квалифицирова-
ны для того, чтобы определиться с рисками, связанными с покупкой дан-
ных ценных бумаг. Однако в российской практике такое разграничение
126
столь существенно. Случаи привлечения российскими предпри-
пока не инанСИрования путем первичного размещения акций остаются
ятИЯМИ чнО редким явлением. В России эффективный рынок для первич-
Д°сТ змещения акций дополнительной эмиссии до сих пор отсутствует.
Н0Г°неменее постепенно меняется отношение директоров к этому вопро-
ТеМот полного непонимания к осознанию того, что зачастую этот путь
СУ’ вИТСя единственной возможностью решить проблему внешнего фи-
ксирования. В этой ситуации единственной альтернативой остается ча-
На ое размещение акций. В этом случае речь идет о продаже ценных бумаг
Путанее определенному кругу инвесторов или даже одному инвестору.
Пело в том, что таким путем можно выйти на инвесторов, заинтересован-
ных в покупке акций именно этого эмитента, а не просто на игроков фон-
дового рынка, готовых купить бумагу лишь с надеждой ее перепродать
через короткое время по более высокой цене. Перед тем как приступить к
размещению акций, важно провести правильную оценку предприятия и
определить, какой может быть рыночная стоимость акций данного эми-
тента. Естественно, надо понимать, что действительную цену может на-
звать лишь рынок. Поэтому должно быть достаточно много контактов с
потенциальными инвесторами, с теми, кто в принципе заинтересован в
данных ценных бумагах, чтобы выявить, существует ли на них спрос и по
какой цене. При частном размещении должен происходить целенаправ-
ленный поиск структур, готовых заплатить за данную бумагу наивысшую
цену. Поиск может вестись по следующим направлениям:
— западные концерны, работающие в одной отрасли с заказчиком.
Интерес такого рода инвесторов к акциям предприятия может состоять в
выходе на российский рынок не путем продажи здесь собственного про-
дукта или создания с нуля собственного производства, а путем участия в
существующем производстве. Так как эти инвесторы имеют стратегиче-
ский интерес в покупке акций именно данного эмитента, они в принципе
могут предложить наиболее приемлемую цену за акции. В наибольшей
степени следует рассчитывать на стратегических инвесторов, у которых
за рубежом такой же бизнес, как здесь в России;
деловые партнеры предприятия (поставщики оборудования, по-
требители продукции, поставщики сырья и т.д.);
коммерческие банки, международные организации.
Профессиональные участники рынка ценных бумаг (брокерские ком-
пании, инвестиционные фонды) формируют лишь спекулятивный инте-
К данным ценным бумагам. Заинтересованность этих инвесторов в
упке акций может состоять в приобретении недооцененных активов с
У Ь1° Их послеДУющей перепродажи. Поэтому они при прочих равных
пог^.д.ИЯХ заплатят наименьшую цену. Важно проводить различие между
РТфельными и стратегическими инвесторами. Для портфельного инве-
127
стора важна стратегия выхода из бизнеса, для стратегических более
ное значение имеет расширение и развитие своего присутствия на
В условиях низкой капитализации российского рынка акций единст Ке’
ная реальная возможность продажи акции по приемлемой цене закл
ется в предложении их профильным инвесторам. Например, к акц Э
энергетических компаний большой интерес проявляют металлурги, ней М
средственные потребители их продукции, желающие получить контру
над энергетическим рынком для снижения собственных издержек Ь
Однако российские энергетические компании могут размещать свои
акции не только на внутреннем фондовом рынке, но и на международных
рынках капитала. С этой целью производится выпуск американских или
глобальных депозитарных расписок.
Американские депозитарные расписки (АДР) — это производные
ценные бумаги, которые выпускаются крупнейшими американскими де-
позитарными банками, удостоверяют право собственности их владельца
на часть акций в одной из иностранных компаний и дают право на полу-
чение дивидендов, а также на часть активов предприятия в случае его ли-
квидации. С юридической точки зрения депозитарная расписка представ-
ляет собой свидетельство о депонировании акций на счете в депозитар-
ном банке — эмитенте АДР. Посредством покупки АДР иностранные
инвесторы имеют возможность стать собственниками российских пред-
приятий. В противном случае совершать торговые операции с акциями
российских эмитентов за рубежом запрещено. Чтобы выйти за пределы
России, корпоративные ценные бумаги должны получить интернацио-
нальный статус депозитарных расписок, признанный биржами и инвесто-
рами всего мира. Этот финансовый инструмент позволяет компаниям не
только привлекать деньги за рубежом, но и повысить свой статус в глазах
потенциальных кредиторов и партнеров, а инвесторам официально при-
обретать акции иностранных компаний. Российские эмитенты приступи-
ли к выпуску ADR и GDR в конце 1994 г. С тех пор около 50 крупнейших
компаний вывели часть своих акций на международные рынки капитала
В частности, программа ADR РАО «ЕЭС России» действует с 3 ноября
1997 г. Одна ADR соответствует 100 обыкновенным акциям РАО «ЕЭС
России».
Для средних и мелких компаний выпуск депозитарных расписок не
имеет смысла из-за высокой стоимости программы их размещения. Оку-
паемость выпуска достигается лишь в случае размещения эмиссии депо-
зитарных расписок в сотни миллионов долларов. Выпуск АДР дает ком-
пании те же преимущества, что и обычная эмиссия, плюс, возможно, оо-
лее высокую цену за одну акцию, и следовательно, больший объем
привлеченных средств.
128
, гренние кредиты. В условиях очень высоких процентных ставок
ВН йской экономике банковские кредиты используются незначитель-
в росс влетвОрения инвестиционных потребностей предприятия. Не-
но дЛЛ ^ценить эффективность данной операции для предприятия, если
что уровень рентабельности промышленной продукции в 1999 г.
Уче ’ л не более I10 %, в то время как средние процентные ставки по
С° там для промышленных предприятий находились на уровне
лп—50% годовых. Для сравнения, кредитные ставки для промышленных
дппиятий в развитых странах составляют 6,5—8%.
Р Помимо высокой стоимости внутренние кредиты неудобны еще и
своей краткосрочностью. Примеров кредитования российскими банка-
ми отечественных предприятий на продолжительный срок очень мало,
и как правило, подобные кредиты базируются на зарубежных кредит-
ных линиях.
Еще одно препятствие на пути привлечения кредитных ресурсов
внутри страны — залог. Он должен быть достаточно ликвидным, чтобы в
случае невозврата сумма кредита и невыплаты процентов по нему его
можно было реализовать в короткий срок. Залогом могут служить здания,
оборудование, запасы продукции, ценные бумаги и другие активы. Если
предприятие по форме собственности представляет собой открытое ак-
ционерное общество, то в качестве залога можно использовать пакет его
акций. Обычно кредиторы стремятся получить пакет не меньше блоки-
рующего (25 %+1 акция). Но и в этом случае вопрос сводится к ликвидно-
сти: ценные бумаги компании-заемщика должны пользоваться спросом
на фондовом рынке.
Кроме того, существенного притока банковского капитала в промыш-
ленный сектор экономики не следует ожидать до тех пор, пока сохраняет-
ся высокая доходность на спекулятивном рынке государственных долго-
вых обязательств. Банки предпочитают размещать свои активы на высо-
кодоходном ликвидном рынке государственных облигаций (ГКО, ОФЗ),
а не осуществлять более рискованные операции по кредитованию про-
мышленных предприятий.
В результате банковское кредитование в настоящий момент носит
краткосрочный характер и ориентировано на финансирование текущих
потребностей предприятий, а не осуществление долгосрочных капитало-
вложений.
Внешние кредиты. По целому ряду причин международный финансо-
вый рынок в настоящее время для российских предприятий является более
предпочтительным, чем внутренний. Это связано с тем, что на междуна-
родном рынке капитала сконцентрированы большие объемы финансирова-
ния, преобладают сравнительно низкие ставки и возможны длинные сроки
5 авР°п,°МИКа предприятий 129
Р етического комплекса
заимствования. Чтобы ни происходило в России на государственном
не, западный рынок испытывает острый дефицит высокодоходных и ср
нительно низко рискованных объектов инвестиций, и российские корпп
ции способны их представить. В отличие от банков промышленным ппе '
приятиям получить денежный кредит без материального обеспечр,, '
достаточно сложно. Необходимо продемонстрировать, что имеются устой
чивые объемы продаж, которые обеспечивают стабильный приток налич"
ности, желательно в твердой конвертируемой валюте: Более того, чтобы
получить кредит на несколько лет, недостаточно иметь стабильный поток
наличности, нужно заручиться более надежным обеспечением, например
гарантиями российского правительства или крупного банка. Кроме этого
существует ограничение, связанное с размером кредита. При переговорах с
зарубежным кредитором обычно речь может идти о суммах в десятки мил-
лионов долларов.
Главная положительная черта банковского кредитования состоит в
сравнительной оперативности. В отличие от АДР и еврооблигаций про-
цесс получения кредитов занимает значительно меньше времени, требует
меньших затрат интеллектуальных и материальных ресурсов. Кроме
того, собственник компании не теряет контроля над предприятием.
Главный недостаток кредитной формы привлечения инвестиционных
ресурсов, как, впрочем, и любого другого вида долгового финансирова-
ния, — возвратность средств. Этот принцип заложен в кредитах априори.
В соответствии с действующим законодательством кредитор находится в
более предпочтительном положении с точки зрения очередности возвра-
та средств в случае банкротства предприятия в сравнении с другими кате-
гориями поставщиков капитала, например акционерами. Если на пред-
приятии происходит что-то чрезвычайное, то кредитор может принять
достаточно жесткие решения для возврата своих средств. Этот риск нель-
зя недооценивать.
Выпуск облигаций. Еще одной формой долгового финансирования
является эмиссия облигаций. На российском рынке ценных бумаг корпо-
ративные облигации занимают более чем скромное место. Это относится
как к объемам выпуска в целом, так и к доле облигаций, обращающихся
на рынке ценных бумаг. В то же время, например, в США по оценкам экс-
пертов, стоимость всех облигаций, обращающихся на биржах, в 1,3 раза
превышает стоимость акций. Существует несколько причин низкой ак-
тивности российских предприятий на рынке корпоративных облигации. ~
Выпуск корпоративных облигаций сдерживался высокой инфляцией
и стоимостью заемных средств. На внутреннем рынке заимствований Д°
минирующие позиции занимало Министерство финансов России, под*
130
ваЮЩее доходность по эмитируемым им государственным ценным
ДеР на уровне, недоступном для корпоративных эмитентов.
^МДоугим сдерживающим фактором является плачевное финансовое
ояние и неудовлетворительная структура капитала большинства рос-
С° “ских предприятий. Выпуск облигаций может привести к дальнейше-
С ухудшению финансовой устойчивости, чрезмерному росту соотноше-
между заемным и собственным капиталом.
Следует также отметить, что в отношении облигаций существует ряд
аконодательных требований, в известной степени ограничивающих их
выпуск. Так, в соответствии с Гражданским кодексом РФ и федеральным
законом «Об акционерных обществах» общество может выпускать облига-
ции на сумму, не превышающую размер уставного капитала или величину
обеспечения, предоставленного обществу в этих целях третьими лицами,
после полной оплаты уставного капитала. При отсутствии обеспечения вы-
пуск облигаций допускается не ранее третьего года существования обще-
ства и при условии надлежащего утверждения к этому времени двух годо-
вых балансов.
Нельзя также отметить такой неблагоприятный для выпуска облига-
ций фактор, как повсеместное использование предприятиями векселей,
выступающих альтернативным по отношению к облигациям инструмен-
том финансирования их деятельности. Для многих крупнейших россий-
ских предприятий векселя стали удобным инструментом осуществления
краткосрочных заимствований и переоформления задолженности. Пре-
имуществом векселей является их неэмиссионный характер, что подразу-
мевает отсутствие необходимости в регистрации их выпуска, а также уп-
латы налога на операции с ценными бумагами. Однако вексельные схе-
мы, как правило, не предназначены для привлечения долгосрочных
финансовых ресурсов и используются как удобный платежный механизм
урегулирования взаимной задолженности предприятий.
В некоторых отношениях облигации проигрывают и в сравнении с ак-
циями. Невыполнение эмитентом обязательств по обслуживанию долга
(как по основной сумме, так и по процентам) влечет за собой принуди-
тельную процедуру взыскания задолженности вплоть до банкротства.
~ Наиболее распространенной за рубежом формой облигационного
займа является выпуск конвертируемых облигаций. К сожалению, в на-
стоящее время в нашей стране он не получил широкого распространения.
Конвертируемая облигация — финансовый инструмент, сочетающий
характеристики долевых и долговых ценных бумаг. Традиционные кон-
вертируемые облигации — это ценные бумаги с фиксированной доход-
стью, которые могут быть обменены на базовые акции эмитента на ус-
и«х, указанных в проспекте эмиссии. В общем случае конвертируемой
1вается облигация (т.е. долговое обязательство корпорации), которая
131
дает инвестору право выбора: рассматривать данную ценную бумагу к
просто облигацию с заложенной в ее условиях доходностью или по
тижении определенного срока конвертировать ее в определенное чи °"
акций (обычно обыкновенных). Таким образом, конвертируемая облиг °
ция представляет собой гибрид обыкновенной облигации с опционом Э"
покупку акций. Для эмитентов конвертируемые облигации привлек^
тельны тем, что позволяют привлечь капитал на более выгодных услови"
ях (меньшей доходности к погашению) и провести фактически эмиссию
акций, отодвинув ее размещение на некоторый срок (например, чтобы не
производить «разводнение» уставного капитала в данный момент и избе-
жать возражений акционеров).
Выпуск конвертируемых облигаций имеет более низкую стоимость
обслуживания по сравнению с выпуском обыкновенных облигаций в свя-
зи с тем, что инвестор имеет возможность получить доход от конвертации
облигаций в акции, если рыночная цена последних существенно возрас-
тет. Более того, выпуск конвертируемых облигаций может являться так-
же и удачным способом размещения дополнительной эмиссии акций
эмитента в случае реализации держателями облигаций права конверта-
ции по более высокой цене, чем просто при проведении эмиссии акций.
Предполагается, что инвесторы ассоциируют новую эмиссию с уменьше-
нием прибыли (а соответственно и дивидендных выплат) в расчете на
одну обыкновенную акцию. Так как стоимость обыкновенных акций оп-
ределяется ожидаемыми доходами эмитента, то снижение прибыли и ди-
видендов в расчете на одну акцию означает снижение рыночной стоимо-
сти акций предприятия. При выпуске конвертируемых облигаций подоб-
ный эффект снижения цен на акции компании несколько нивелируется,
так как размещение дополнительной эмиссии отсрочено во времени. В те-
чение этого срока капитал, предоставленный держателями конвертируе-
мых облигаций, обеспечит прирост прибыли на акцию. Поэтому на мо-
мент конвертации облигаций в акции резкого падения прибыли на акцию
относительно уровня, существовавшего в момент выпуска конвертируе-
мых облигаций, не произойдет.
Эмиссия еврооблигаций. Еврооблигации — долговые обязательст-
ва, номинированные в иностранной валюте (отличной от валюты страны
размещения) и обращающиеся за ее пределами. Наиболее популярные ва-
люты выпуска: доллар США, евро, немецкая марка и японская йена.
Основные характеристики еврооблигаций:
— срок погашения от 3 до 30 и более лет;
— выпускаются в форме предъявительских ценных бумаг небольпЮ'
го номинала с выплатой дохода в форме купона. Купон чаще всего бывает
132
ованным, хотя в последнее время активно развивается рынок об-
фИ>5ий с плавающим купоном;
лигам основная часть эмиссии осуществляется без обеспечения, хотя в
ьных случаях в качестве обеспечения используются гарантии треть-
°ТДлиЦ или имущество эмитента;
иХ___выпуск обусловлен обязательствами эмитента поддерживать опре-
енное соотношение собственного и заемного капитала, ограничить
^ыпуск прочих долговых обязательств в течение оговоренного периода
времени;
г___проходят процедуру листинга и котируются на одной из ведущих
европейских бирж.
После присвоения России в конце 1996 г. кредитных рейтингов и
осуществления правительством России еврооблигационных займов
появилась возможность выхода на этот рынок и корпоративных эми-
тентов. Привлекательность еврооблигационных займов для россий-
ских эмитентов объясняется низкой ценой заимствования на междуна-
родном рынке капиталов по сравнению с внутренними процентными
ставками и возможностью привлекать деньги на достаточно длитель-
ный срок. Важное преимущество еврооблигаций — гибкость в опреде-
лении сроков, сумм и цены заимствований, позволяющая сбалансиро-
вать интересы эмитента и инвестора. Размер займов на этом рынке в
среднем колеблется от 100 до 300 млн. долл. Относительно слабое ре-
гулирование и гибкость рынка еврооблигаций дают возможность ис-
пользовать различные схемы привлечения средств, различные типы
облигаций ( с фиксированной и плавающей ставками процента, с нуле-
вым купоном; номинированные в различных валютах; обеспеченные и
необеспеченные; конвертируемые и т.д.) и применять большое количе-
ство новаций в этой области.
Действующее налоговое законодательство ставит перед корпоратив-
ными эмитентами ряд существенных препятствий, затрудняющих вы-
пуск еврооблигаций от своего имени:
во-первых, уплата процентов по облигациям производится из чис-
той прибыли. Это существенно повышает затраты на обслуживание вы-
пуска;
во-вторых, удержание у источника (эмитента) налога на доход, по-
лучаемый инвесторами-нерезидентами в виде процентов по облигациям.
ак как инвесторы ожидают получить доход в объявленном размере,
Удержание налогов у источника приводит к увеличению осуществляемых
выплат на сумму налоговых удержаний и значительно повышает стои-
Сть обслуживания долга. Теоретически вторая проблема решается на
Ны?^Ве Соглашений об избежании двойного налогообложения, заключен-
между Россией и большинством развитых стран.
133
Еврооблигации имеют тот же недостаток, что и кредит — их необходим
возвращать с процентами. Однако срок погашения евробондов значи
тельно превышает сроки погашения кредитов. Стоимость заимствования
по сравнению с кредитами на внутреннем рынке (без учета накладных
расходов) невелика — 8,3 %—12,5 % годовых. Средства, полученные та
ким образом, можно считать долгосрочными инвестициями. Их исполь
зуют в основном для целей коренной реконструкции производства, хотя и
с их помощью достичь полного совпадения срока погашения со сроком
окупаемости инвестиционных проектов не всегда удается.
Еврооблигации -— это инструмент другого масштаба нежели креди-
ты. Еврооблигации приемлемы только для крупных компаний. Наклад-
ные расходы в процессе эмиссии еврооблигаций составляют около 2% за-
нимаемой суммы. Сюда включаются: проведение аудита по международ-
ным стандартам, заключение контракта с известной юридической
консультационной фирмой, которая поможет подготовить проспект
эмиссии, договоры с инвестиционным банком и платежным агентом, вы-
бор инвестиционного банка (ведущего менеджера), который будет непо-
средственно заниматься размещением еврооблигаций; получение кре-
дитного рейтинга в одном из ведущих рейтинговых агентств; регистра-
ция эмиссии облигаций; проведение рекламной компании; посещение
руководителями компании-эмитента мировых финансовых центров, где
предполагается начать размещение облигаций. Вся процедура размеще-
ния занимает около года. Мировая практика показывает, что экономиче-
ски эффективны еврооблигационные выпуски объемом от 50 млн. долл.,
что само по себе устанавливает достаточно высокую планку для возмож-
ных эмитентов. Стоимость заимствований зависит от финансового со-
стояния и известности эмитента на мировом финансовом рынке. Компа-
нии, уже осуществлявшие выпуски ценных бумаг за рубежом, привлекав-
шие синдицированные кредиты или обладающие серьезным экспортным
потенциалом, имеют преимущества при размещении еврозаймов.
Основное преимущество еврооблигационных займов для российских
корпораций — возможность привлечения денежных ресурсов на длин-
ные сроки (до 10 лет), причем по ставкам значительно ниже внутренних.
Важную роль играет несвязанный характер еврооблигационных займов.
Успешное размещение еврооблигационных займов существенно повы-
шает привлекательность эмитента и в отношении других операций на ме-
ждународных финансовых рынках (улучшать условия привлечения бан-
ковских кредитов и других форм финансирования).
Еврооблигации — лишь часть многообразного инструментария меж-
дународного рынка заемного капитала. Поэтому следует ожидать расти
134
спектра финансовых инструментов за счет выпуска выпусков евро-
ре””елей и коммерческих бумаг и т.д.
ве ^достаток всех вышеперечисленных способов привлечения капи-
из-за рубежа состоит в их значительной чувствительности к ва-
чм пискам. Девальвация рубля способна свести на нет любые, •
дК>ТНЫМ у
е самые удачные комбинации этих инструментов. Это связано с
Д ооожанием стоимости обслуживания долга в рублевом эквиваленте
в случае падения обменного курса рубля. Другими словами, энергети-
ческим компаниям потребуется потратить больший объем рублевой
выручки на покупку иностранной валюты для выплаты процентов по
еврооблигациям.
Выпуск еврооблигаций успешно произведен АО «Мосэнерго», АО
«Иркутскэнерго», рядом других российских компаний. Так, в 1997 г. АО
«Мосэнерго» произвело размещение еврооблигационного займа на сум-
му 200 млн. руб. со сроком погашения 5 лет и ежегодной выплатой дохода
в размере 8,375% на Нью-Йоркской фондовой бирже. Размещению евро-
облигаций предшествовало размещение акций и АДР на международном
рынке, что способствовало созданию благоприятного имиджа предпри-
ятия в глазах потенциальных инвесторов.
9.2 АНАЛИЗ ДОХОДНОСТИ ВЛОЖЕНИЙ В АКЦИИ
ОТКРЫТЫХ АКЦИОНЕРНЫХ ОБЩЕСТВ
Одним из приоритетных направлений развития корпоративного фи-
нансирования энергетики в России является эмиссия энергетическими
компаниями акций. Корпоративные акции представляют привлекатель-
ный объект финансовых вложений для инвесторов лишь в случае, если
они обеспечивают доходность на уровне не ниже альтернативных вло-
жений с аналогичной степенью риска. Наиболее заметных результатов в
исследовании проблемы управления доходностью вложений в корпора-
тивные обыкновенные акции добились теоретики фундаментального
анализа. Фундаментальный анализ наряду с техническим является и за
Рубежом, и в России одним из двух основных видов анализа эффектив-
ности вложений в корпоративные акции. Субъектами фундаментально-
го анализа выступают как непосредственно инвесторы, так и аналитики
специализированных рейтинговых и информационных агентств, инве-
стиционных консультантов и институтов. Конечными же пользователя-
ми его результатов являются преимущественно стратегические и порт-
*₽ льные инвесторы, фондовые брокеры, кредиторы акционерного об-
щества, в частности, держатели его долговых обязательств.
135
Фундаментальный анализ исходит из того, что некоторые ценны
бумаги могут быть неверно оценены на фондовом рынке. Фактически
все аналитики уверены, что ошибки в оценке встречаются обязатель
но и что значительные прибыли могут быть получены на основе опре"
деления недооцененных акций, их покупки и сохранения в портфеле
до тех пор, пока курс не вырастет до их действительной стоимости
С целью выявления этой категории ценных бумаг проводятся деталь
ные исследования характеристик предприятий-эмитентов, результа-
ты которых предоставляют инвесторам возможность оптимизиро-
вать уровень доходности и риска своих вложений в корпоративные
ценные бумаги.
Методическая концепция фундаментального анализа строится на
так называемом подходе сверху вниз, когда от общих условий, напри-
мер макроэкономической конъюнктуры, аналитик переходит к вопро-
сам более низкого порядка, в частности, к особенностям конкретного
акционерного общества. Фундаментальный анализ начинается с оцен-
ки перспектив экономики в целом и взаимосвязей между изменениями
в деловой активности и объемом продаж и прибылей отрасли, к кото-
рой принадлежит акционерное общество. Далее на уровне конкретно-
го предприятия техника фундаментального анализа требует суждений,
касающихся текущего финансового положения исследуемого пред-
приятия и его результатов деятельности, прогнозирования перспектив
развития, будущих объемов сбыта, нормы и массы прибыли в контек-
сте положения этого предприятия в отрасли и эконо'мике в целом.
Доходность вложений в обыкновенные акции определяется став-
кой дисконтирования, приравнивающей ожидаемые в будущем денеж-
ные потоки держателей акций к их текущему рыночному курсу. Эконо-
мические выгоды владельцев обыкновенных акций обычно принима-
ют форму либо дивидендов, либо дохода от прироста их рыночной
стоимости. Потенциальный уровень доходности операций с корпора-
тивными акциями определяется в значительной мере степенью их оце-
ненное™ на фондовом рынке. Вложения в недооцененный акционер-
ный капитал обеспечивают получение дохода выше среднерыночного
уровня при заданной степени риска и наоборот, вложения в переоце-
ненный акционерный капитал несут в себе издержки упущенной выго-
ды. Поэтому магистральной целью фундаментального анализа являет-
ся выявление на фондовом рынке неверно оцененных акций, чья оцен-
ка либо занижена, либо завышена. При этом встает вопрос о критериях
«истинности» оценки акций.
136
Лпоеделение стоимости акции как ее цены на фондовом рынке в
таточной степени справедливо, однако не является в полной мере ис-
ДоС ывающим. Цене акции присущи динамизм и неустойчивость. Ее ко-
че£П„,.„ подчас не имеют вполне очевидных объяснений. Однако свое-
азная хаотичность и непредсказуемость ценообразования на рынке
° р й является всего лишь внешней видимостью. В тени произвольной
аК еНчивости цен скрываются субъективные оценки инвесторов отно-
сительно стоимости акции. Субъективность в данном случае означает
обстоятельство, что инвестор имеет свой взгляд на «фундаменталь-
ную» стоимость акции, полагаясь в ее оценке на результаты собственно-
го анализа. Таким образом, цена является своеобразным отображением
другой характеристики акции, сущностной в своей основе, — ее фунда-
ментальной стоимости. Цена акции как бы привязана, хотя и эластично,
к ее стоимости.
Цена акции имеет вполне определенное количественное воплоще-
ние— рыночную котировку, тогда как фундаментальная стоимость ак-
ции по своей природе множественна и неопределенна. В принципе, акция
имеет столько оценок значения своей стоимости, сколько существует на
рынке инвесторов, заинтересованных в ее приобретении. При прочих
равных условиях, наиболее важным фактором, определяющим стоимость
акции для инвестора, является потенциальная способность компании-
эмитента получать доходы. Финансовые вложения представляют интерес
для инвестора лишь в том случае, если они гарантируют получение дохо-
да на уровне рыночной ставки процента на инвестиции с аналогичным
уровнем риска. Несложно предположить, что модель оценки стоимости
акций предусматривает два компонента: поток прибыли, ожидаемый ин-
вестором в течение срока владения акцией, и процентную ставку для при-
ведения будущих доходов держателя акции в сопоставимый вид с прибы-
лью, извлеченной в момент проведения оценки. Весь спектр разнообраз-
ных методов оценки акций сводится к попыткам измерения этих двух
элементов.
Наибольшую популярность приобрели методы оценки инвестицион-
ной стоимости обыкновенных акций, основанные на капитализации ди-
видендов, в частности:
дТ текУЩий курс акций; Dt — ожидаемый в году t размер дивиден-
ов, к требуемая норма доходности вложений в акционерный капитал
ирелприятия.
137
Процедура оценки акций путем капитализации дивидендов основа
на на допущении, что чем более успешно акционерное общество Тем
более высокие дивиденды оно выплачивает. Исходя из этой точки зре
ния, может показаться, что если акционерное общество увеличит раз
мер прибыли, распределяемой среди акционеров в форме дивидендов
то благосостояние акционеров возрастет. Но множество акционерных
обществ совсем не производит выплату дивидендов, однако это не сви-
детельствует однозначно о том, что они не являются носителями стои-
мости. Эту дилемму в значительной степени прояснили Мертон Мил-
лер и Франко Модильяни в своей «теореме ММ». Они доказали, что в
основе стоимости обыкновенных акций лежит прибыль, а не дивиден-
ды. Суть сделанного ими вывода состоит в том, что решение о величи-
не выплачиваемых дивидендов является относительно малозначимым
для акционеров, поскольку не затрагивает стоимость их вложений в
компанию.
Тем не менее многочисленные исследования свидетельствуют о
том, что в случаях, когда акционерные общества объявляли об увели-
чении своих дивидендов, наблюдался значительный рост цен на ак-
ции. Напротив, в случаях, когда акционерные общества объявляли об
уменьшении своих дивидендов, реакция рынка была обратной. По-
добные результаты в значительной степени подтверждают гипотезу
об информационной составляющей дивидендов, в соответствии с ко-
торой объявление о величине дивидендов в неявном виде содержит
информацию о финансовом положении и перспективах развития ак-
ционерного общества. Следует подчеркнуть, что нет никакого несо-
ответствия между представлением дивидендов в качестве индикато-
ра финансового положения предприятия и рассуждениями Миллера и
Модильяни о малой значимости для акционеров решения о величине
выплачиваемых дивидендов. Действительно, положение акционеров
не изменится ни в худшую, ни в лучшую сторону, если уровень диви-
дендов относительно прибыли будет низким или высоким. Однако
изменение величины выплачиваемых дивидендов может играть важ-
ную роль, так как оно содержит информацию для инвесторов о пер-
спективах прибыли в будущем. Следовательно, наиболее объектив-
ным критерием оценки акций следует признать прибыль, генерируе*
мую предприятием-эмитентом.
Если акционерное общество является прибыльным в настоящий мо-
мент, оно имеет средства как для выплаты дивидендов своим акционерам,
так и для расширения своего производственного потенциала. Реинвести-
рование прибыли обеспечивает расширенное воспроизводство предпри-
138
и при прочих равных условиях является залогом более высокого
ЯТИЯ я прибылей и дивидендов в будущем. Другими словами, прибыль
УР0В тсЯ источником выплаты не только текущих, но и дивидендов буду-
явЛ леТ Следовательно, в отличие от дивидендов прибыль имеет ориен-
ШИХ „ „ nvnvmee. В связи с этим модель оценки обыкновенных акций, ос-
ванную на капитализации дивидендов, следует трансформировать еле-
дующим образом:
Р = > —!----—
° h (i+i)*
р _текущая стоимость обыкновенных акций; mt — ожидаемый в
году t размер чистой прибыли акционерного общества; Kt — ожидаемый
в году t объем новых инвестиций, произведенных за счет чистой прибы-
и. j__требуемая норма доходности вложений в акционерный капитал
предприятия.
Таким образом, рыночная стоимость предприятия связана с пер-
спективами получения прибыли и величиной новых инвестиций, необ-
ходимых для получения этой прибыли. Вот почему наиболее популяр-
ным инструментом оценки корпоративных акций, используемым в
практике фондового рынка, является отношение цены обыкновенной
акции к величине чистой прибыли предприятия в расчете на одну ак-
цию. Чем больше соотношение «цена-прибыль», тем более высоко оце-
нена акция по отношению к прибыли, генерируемой предприятием.
Задача, стоящая перед аналитиком, заключается в том, чтобы изме-
рить подлинное значение коэффициента «цена-прибыль» для данной
акции. Истинная же стоимость акции будет рассчитана простым умно-
жением полученного в результате экспертных оценок отношения «це-
на-прибыль» для данной акции на величину ожидаемой в следующем
году (или текущей) прибыли предприятия-эмитента. Экспертная оцен-
ка подлинного уровня коэффициента «цена-прибыль» требует деталь-
ного анализа множества характеристик данного предприятия, эконо-
мической и социально-политической среды, в которой оно функцио-
нирует. Выделим лишь некоторые наиболее существенные факторы,
способные оказать значительное влияние на соотношение «цена-при-
ыль» отдельно взятого акционерного общества и, следовательно, оп-
ределяющие стоимость обыкновенных акций, выпущенных им в обра-
щение.
Среднее соотношение «цена-прибыль» для национального рынка
Ценных бумаг имеет наибольшее значение для оценки стоимости акцио-
рного капитала конкретного предприятия. Среднее по фондовому
КУ отношение «цена-прибыль» агрегирует в себе весь спектр соци-
139
ально-политических и макроэкономических рисков, свойственных ЭКо
номической системе, в которой развивается бизнес. Поэтому вподц
очевидно, что в случае если рыночный коэффициент «цена-прибыль»
высок, значение аналогичных показателей для отдельных акционеру
обществ также высоко по определению. В международной практике
уровень соотношения «цена-прибыль» в 10—15:1 считается нормаль
ным. В 1999 г. совокупный индикатор «цена-прибыль» по корпорациям
акции которых обращаются на Нью-йоркской фондовой бирже, превы-
сил 30 пунктов. По историческим меркам это исключительно высокая
оценка акционерного капитала.
Наиболее важными детерминантами общего уровня фондовых
индексов и как следствие отношения «цена-прибыль» являются дина-
мика ВВП и цикличность развития экономики, колебания процент-
ных ставок и темпы инфляции, состояние платежного баланса страны
и стабильность национальной валюты, объем дефицита государст-
венного бюджета и т.д. На колебания курсов акций российских эми-
тентов существенно влияет политическая ситуация в стране, а также
международные факторы, такие, как конъюнктура мировых цен на
сырье (прежде всего на природный газ и сырую нефть), динамика ве-
дущих фондовых рынков (в частности, США), экономические кризи-
сы в отдельных регионах мира.
Отраслевой коэффициент «цена-прибыль» может служить надеж-
ным ориентиром в ходе оценки акционерного капитала предприятия,
поскольку отношение «цена-прибыль» предприятия имеет теснейшую
связь с аналогичными коэффициентами других эмитентов той же отрас-
ли. Это объясняется тем, что для большинства предприятий-аналогов
будущие экономические условия хозяйствования и динамика объема
продаж, как правило, не будут иметь контрастных отличий. Задача ана-
литика заключается в определении, является ли значение «цена-при-
быль» для данного предприятия приемлемым в условиях сформировав-
шейся отраслевой конъюнктуры. Для этого проводится сравнение коэф-
фициента «цена-прибыль» данного предприятия с аналогичными
показателями у конкурентов и среднеотраслевым значением в разные
моменты времени. Можно говорить о недооцененности акционерного
капитала, если значение «цена-прибыль» оцениваемого акционерного
общества ниже среднеотраслевого уровня. Динамический же анализ ко-
эффициента «цена-прибыль» дополняет картину суждением о том, на-
сколько сложившийся к настоящему моменту курс акций соответствует
историческим меркам, в том числе среднеотраслевым.
140
различные группы отраслей обладают заметно различающимися ко-
ентами «цена-прибыль». Акции некоторых, в частности, высоко-
эФФ огичных отраслей, отраслей с исключительно благоприятными
Те пективами роста, обращаются на рынке с коэффициентом «цена-при-
пеРС несколько раз выше, чем у эмитентов из отраслей, более устояв-
°Ъ ся для которых фаза экономического подъема осталась позади. Для
о выраженных «акций роста», например, компаний, производящих на-
но-техническую продукцию, отношение «цена-прибыль» обычно су-
щественно выше среднего уровня. Они часто продаются по отношению
«цена-прибыль» 20:1 и даже 25:1, а в периоды массового всплеска инве-
стиционной активности этот показатель на акции наиболее популярных
компаний может достигать уровня 50—100, как, например, в период
«электронного» бума в 60-е годы или в период «биотехнологического»
бума в 80-е годы.
Темпы роста прибыли на акцию являются важным элементом моде-
ли оценки корпоративных акций и их изменение имеет громадное воз-
действие на результат оценки акций. При прочих равных условиях, чем
выше темп роста прибыли на акцию предприятия, тем выше его коэффи-
циент «цена-прибыль». Инвесторы имеют склонность более высоко
оценивать акции предприятий, демонстрирующих быстрый рост прибы-
лей. К числу таковых в настоящий момент следует отнести предпри-
ятия, освоившие технологии «новой волны», прежде всего связанные с
программным обеспечением, волоконной оптикой, генетикой и новыми
информационными технологиями. Компании, проводящие исследова-
ния новейших технологий с целью выделения качественно новых товар-
ных рынков и внедрения инноваций, пользуются исключительной воз-
можностью извлечения громадных прибылей, устранения более слабых
конкурентов и занятия монопольного положения на рынке. Вполне ес-
тественно, что их акции обладают огромным потенциалом курсов к по-
вышению.
Стоимость обыкновенных акций определяется не только динамикой
прибыли на акцию эмитента, но и ее стабильностью. Степень вариации
прибыли на акцию отражает меру предпринимательского риска акцио-
нерного общества, а значит, и инвестиционного риска вложений в его
Ценные бумаги. Значительные колебания чистой прибыли могут являть-
ся следствием высокого операционного или финансового рычага, харак-
теризующих соответственно коммерческий и финансовый риск пред-
Цриятия-эмитента. Размах колебаний прибыли на акцию растет с увели-
ием заемного капитала в структуре источников финансирования
предприятия и доли постоянных издержек. Более высокий рычаг, опера-
141
ционный или финансовый, усиливает повышающие или, напротив По
нижаюгцие движения курса акций в ответ на изменение условий экон^
мической конъюнктуры. Таким образом, чем значительнее колебания
прибыли предприятия, тем неустойчивее курс его акций, а, следователь
но, выше премия за риск, ожидаемая инвесторами и ниже коэффициент
«цена-прибыль».
Важными детерминантами соотношения «цена-прибыль» являются
также рыночные характеристики предприятия: позиция и репутация на
рынке, объем операций и степень диверсификации деятельности. По-
скольку диверсификация обычно снижает колебания прибылей и курсов
акций, диверсифицированные компании, как правило, имеют более высо-
кие коэффициенты «цена-прибыль». Аналогично акциям предприятий
занимающих доминирующее положение в своей отрасли, свойственны
более высокие коэффициенты «цена-прибыль». Это очевидно, так как в
конкурентной борьбе за инвестиции предприятия с прочной рыночной
позицией имеют преимущества перед теми, чье положение на рынке не-
устойчиво.
Немалую роль в формировании коэффициента «цена-прибыль» пред-
приятия играют также его финансовое положение и степень ликвидности
выпущенных им акций.
Техника оценки инвестиционной стоимости акций может основы-
ваться и на использовании другого индикатора — соотношения «при-
быль-цена». Фактически он трансформирует текущую прибыль акцио-
нерного общества в норму прибыли. Как правило, не вся прибыль акцио-
нерного общества распределяется сразу в форме дивидендов. В той мере,
в какой она капитализируется, ожидается рост стоимости активов пред-
приятия благодаря вложениям за счет реинвестированных ресурсов. Этот
рост стоимости в свою очередь выразится в увеличении цены акций пред-
приятия. Поэтому соотношение «прибыль-цена» является двигателем,
дающим импульс как дивидендам, так и приросту акционерного капита-
ла — двум элементам, формирующим большую часть дохода акционеров
от вложений в акции.
В процессе оценки стоимости обыкновенных акций наряду с про-
гнозированием прибыли возникает и другая дилемма, связанная с опре-
делением требуемого уровня доходности вложений в акции. Предполо-
жим, индикатор «прибыль-цена» является точным измерителем буду-
щей доходности вложений в акции. Тогда каковы критериальные
оценки этого показателя, т.е., какой уровень прибыли от вложений в ак-
ции считать приемлемым? Какой размер премии следует ожидать инве-
142
несущему дополнительные риски, связанные с инвестированием
акции?
В общеизвестным инструментом оценки требуемой нормы доходно-
обыкновенных акций является модель оценки доходности активов
Сг*а РМ) САРМ устанавливает взаимосвязь требуемой нормы доходно-
актива ( к) с тремя базовыми понятиями: цена риска, величина риска
^доходность безрисковых активов, а также определяет доходность, ко-
И vfo инвестор должен был бы получить, подвергаясь заданному рис-
ку и таким образом, фактически устанавливает связь между риском и
доходом:
к = Rf+0x(Rm - Rf),
где pf—доходность безрисковых активов; 0— фактор «бета» для оце-
ниваемого актива (мера систематического риска); Rm — ожидаемая ры-
ночная доходность, рассчитанная на основе индекса фондового рынка.
Модель оценки капитальных активов (САРМ) основана на идее, что
премия за риск по отдельно взятой акции зависит не столько от общего
риска поступлений по ней, а от того, какое воздействие эти выплаты ока-
жут на доходность портфеля акций в целом. Она связывает риск по акции
с риском в целом по рынку, а не со специфическим риском отдельно взя-
той акции. Критерием риска выступает изменчивость доходности кон-
кретного выпуска акций относительно колебаний доходности фондового
рынка в целом. Поэтому уровень изменчивости цены акции, имеющий
значение для инвестора, представляет собой остаточный риск, привноси-
мый акцией в портфель в целом и обозначаемый 0. Его уровень и опреде-
ляет размер премии за риск. Предполагается, что акции, которые обеспе-
чивают более высокий ожидаемый уровень премии за риск, имеют более
низкую стоимость.
Несмотря на практические проблемы оценки риска, исследования эко-
номистов описывают впечатляющую картину функционирования фондо-
вого рынка. Они высказывают предположение, что большинство рынков,
особенно развитых стран, достаточно совершенны в отображении новой
Релевантной информации в рыночных котировках акций. Выводы обосно-
вываются многолетними наблюдениями за влиянием свежей информации
На цены акций на рынке.
Контрольные вопросы к главе 9
2 НеРечислите основные источники финансирования инвестиций в энергетике,
у каковы внутренние источники финансирования развития энергетики?
Назовите и охарактеризуйте внешние источники финансирования энергетики.
143
4. Какие виды кредитов могут использоваться для финансирования капитальных
жений?
5. Дайте характеристику различных видов облигаций как источника инвестиционй
ресурсов. *
6. Перечислите факторы, оказывающие влияние на стоимость акций предприятия.
7. Опишите алгоритм оценки стоимости акций предприятия на основе моделей дцс
котирования прибыли.
л III. МЕТОДЫ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ОЦЕНОК
Ря ПРОИЗВОДСТВА И ИНВЕСТИЦИЙ
В ЭНЕРГЕТИКЕ
Глава Ю. Традиционные методы экономических
оценок
10.1. КЛАССИФИКАЦИЯ МЕТОДОВ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ОЦЕНОК
Экономические оценки проводятся как для действующих предпри-
ятий (фирм), так и для проектируемых инноваций. При этом различия мо-
гут состоять только в применяемых для сравнения эталонах — норматив-
ных сроках окупаемости, коэффициентах эффективности, банковских
процентных ставок и т.п., не изменяя самой методологии и системы оце-
ночных показателей.
Все методы экономических оценок следует классифицировать в двух
плоскостях: по их новизне в отечественной практике — традиционные и
современные’, по отношению к фактору времени — без учета продолжи-
тельности процесса инвестирования и времени действия инвестиций и с
учетом этого, т. е. без учета и с учетом фактора времени.
По этим классификационным признакам следует различать:
1. Традиционные методы сравнительной эффективности капитало-
вложений (инвестиций) без учета фактора времени, в составе которых:
— метод сравнительного срока окупаемости дополнительных капи-
таловложений (инвестиций), сделанных в более капиталоемкий вариант
по сравнению с менее капиталоемким, окупающихся за счет экономии го-
довых эксплуатационных расходов, достигаемой за счет этих дополни-
тельных капиталовложений;
— метод оценки по коэффициенту эффективности тех же дополни-
тельных капиталовложений (инвестиций);
метод приведенных затрат для разных вариантов капиталовложе-
нии или инвестиций (прежде иногда употреблялся не совсем удачный
термин «расчетные затраты»);
метод оценки экономического эффекта, получаемого от предпо-
лагаемых вложений капитала (инвестиций).
При применении этих методов и показателей для оценки инвестиро-
Вания рассматриваемые варианты должны отвечать определенным усло-
145
виям сопоставимости либо, если они по каким-либо техническим
другим причинам неравнозначны, должны быть приведены в сопосгпа^
мый вид. ви'
2. Традиционные методы общей или абсолютной эффективности бе
учета фактора времени, которые включают оценки по показателям-
— метод оценки по абсолютному (общему) сроку окупаемости капи
таловложений (инвестиций) за счет прибыли;
— метод оценки по рентабельности капиталовложений (инвеста
ций);
— метод оценки по рентабельности производственных фондов-
— метод оценки по рентабельности производства;
— методы оценки по показателям фондоотдачи, фондоемкости и
фондовооруженности.
Методы сравнительной эффективности применяются на предпроект-
ной и проектной стадиях инвестирования, а методы абсолютных оце-
нок — на действующих производствах. Однако, во-первых, экономиче-
ская сущность этих методов одинакова, и, во-вторых, абсолютные (об-
щие) оценки также могут применяться на предварительных стадиях
инвестирования. Разница для действующих и проектируемых произ-
водств, как уже указывалось, состоит в применении несколько различных
нормативных показателей.
3. Те же традиционные методы сравнительной и общей (абсолютной)
экономической оценки эффективности инвестиций — с учетом фактора
времени или с учетом ущерба от замораживания капитала.
4. Современные методы экономической оценки эффективности инве-
стиций без учета фактора времени, включающие:
— метод оценки эффективности инвестиций по показателю «теку-
щие затраты»;
— метод оценки эффективности инвестиций по показателю прибыли;
— метод оценки эффективности инвестиций по прибыльному порогу.
Последний из названных методов не является вполне самостоятель-
ным, но ввиду его важности и наглядности достоин рассмотрения в ряду
других.
5. Современные методы экономической оценки эффективности инве-
стиций с учетом фактора времени, в числе которых:
— метод экономической оценки эффективности инвестиций по на-
чальному финансовому состоянию или (более употребительное назва-
ние) метод капитализированной ренты;
— метод экономической оценки эффективности инвестиций по ко-
нечному финансовому состоянию;
— метод экономической оценки эффективности по динамическому
сроку окупаемости;
146
метод экономической оценки эффективности по показателю
енней рентабельности (внутренней доходности, внутренней про-
бой ставки).
Дэя применения современных методов требуется также использова-
соавнительно новых, широко не применявшихся у нас ранее понятий,
гаких как инвестиционный период, поток наличности, дисконтирова-
ние, рента и Др.
10.2. СРАВНИТЕЛЬНЫЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ
Впервые этот метод, являющийся родоначальником всех методов
сравнительных оценок, был предложен экономистом-энергетиком
С А Кукель-Краевским в 30-х годах XX в. Сравнивалась эффективность
строительства двух объектов одного и того же назначения с примерно
одинаковой (отвечающей условиям сопоставимости) производственной
мощностью. Позднее преимущественно сравнивались показатели старой
и новой техники, предлагаемой взамен старой.
Первый вариант — более капиталоемкий — требует капиталовложе-
ний (инвестиций) в размере Кь во втором варианте потребуются капита-
ловложения в размере К2, причем по условию Kt > К2, a - К2 = ДК (до-
полнительные капиталовложения в первый вариант по сравнению со вто-
рым). Размерность капиталовложений (инвестиций) определяется в
рублях без привязки к какому-либо периоду времени — единовременные
затраты.
Однако более капиталоемкий вариант обладает более совершенной
технологией, благодаря чему издержки производства по этому варианту
И] меньше, чем в более дешевом варианте, где ежегодно потребуются
эксплуатационные расходы в размере И2, т. е. И]< И2, а И2 - И, = ДИ (эко-
номия издержек в первом варианте по сравнению со вторым). Издержки
производства вычисляются, как правило, за год и имеют размерность
руб/год.
Очевидно, отношение капиталовложений к издержкам даст размер-
ность: руб/руб/год = год, следовательно, определит некий сравнитель-
на период времени Тср, измеряемый в годах.
Все эти показатели можно привести в следующее соотношение:
К. -К,
тср=7Г—гг^тн(вг°дах); (10.1)
и2-и,
ДК
Тср=ди^Тн(вгодах)' (10‘2)
147
Показатель Тср, называемый сравнительным сроком окупаемое
отвечает на вопрос: за какое время окупятся дополнительные капитал*’
вложения в более капиталоемкий вариант инвестирования по сравнен
с менее капиталоемким за счет экономии эксплуатационных расходов
которую эти дополнительные капиталовложения обеспечивают. ЕСЛн’
этот срок меньше, чем величина нормативного срока окупаемости Т
то стоит идти на дополнительные капиталовложения; если больше J*’
не
стоит, следует отдать предпочтение варианту с меньшими капитальными
затратами.
Долгое время оставался неясным вопрос о величине нормативного
срока окупаемости. Впервые в качестве единого норматива, сначала для
энергетики, а затем и для большинства отраслей хозяйства, этот срок
чисто экспертно был определен в размере 8 лет. Позже выяснилось, что
срок в 8 лет соответствует: 1) среднему времени от возникновения науч-
но-технической идеи до ее воплощения «в металле»; 2) среднему сроку
«старения» (устаревания) новой техники. Последнее обстоятельство
особенно важно, поскольку если дополнительные капиталовложения не
окупаются за принятый нормативный срок, то на них не следует идти
ввиду того, что новая техника (очевидно, примененная в этом более ка-
питалоемком варианте) через 8 лет уже устареет. Однако по мере уско-
рения научно-технического прогресса и более быстрого старения новой
техники этот норматив был изменен и принят равным 6,7 г. (дробность
этой величины станет понятной после рассмотрения показателя «коэф-
фициент экономической эффективности»). Позднее в некоторых от-
раслях материального производства ввели свои отраслевые критерии.
Так, для оценок в радиоэлектронике, особенно при производстве элек-
тронно-вычислительной техники, нормативные сроки окупаемости по-
следовательно снижались — 4, 3, 2,5 и 2 года. Это было вызвано быст-
рым развитием электроники и соответственно быстрым старением неко-
гда новых компьютеров.
В условиях рыночной экономики для оценок на предпроектной и про-
ектной стадиях исследований рекомендуется принимать величину об-
ратной современному банковскому проценту по кредитам или проценту
средней доходности по ценным бумагам (правомерность этого также ста-
нет понятной из последующих рассуждений). Применение этого метода
целесообразно пояснить на примере (в этом и последующих примерах все
цифры — условные).
Пример 10.1. Принято решение о строительстве производственного объекта опреде-
ленного назначения, причем возможны два варианта реализации этого решения:
1) строительство предприятия с более дорогим и более совершенным оборудованием
потребует инвестиций в размере К] = 500 млн.руб, а годовые эксплуатационные расходы
составят И|= 80 млн.руб/год;
148
строительство предприятия такого же назначения и с такой же производственной
тью с использованием старого, но более дешевого оборудования, для чего необхо-
м°ш = 400 млн.руб, эксплуатационные затраты оцениваются в И2 = 100млн.руб/год.
Дда,° 2 буется произвести оценку сравнительной эффективности капиталовложений (инве-
по вариантам и выбрать наиболее выгодный вариант строительства методом срав-
СТИ льного срока окупаемости. В настоящее время банковский процент можно принять рав-
НИ =0 15 руб/год/руб или 15 % (не совсем точно оценивать эту величину в процентах,
НЫ^|ЬКу разнокачественные величины — рубли в год и просто рубли — не должны сокра-
П°ться). Нормативный срок окупаемости Тн = 1/р = 6,7 года.
Ша решение. Определяем сравнительный срок окупаемости дополнительных капита-
ловложений в более капиталоемкий вариант по сравнению с менее капиталоемким за счет
кономии эксплуатационных расходов (издержек), которые эти дополнительные капитало-
вложения должны обеспечить. Расчет ведем по формуле (10.1).
Тср = (К|-К2)/(И2-И|) = (500 - 400)/( 100 - 80) = 100/20 = 5 лет < Т„ = 6,7 года.
Вывод: более выгодным является первый вариант инвестирования, следует идти на до-
полнительные капиталовложения в размере АК = 100 млн.руб, поскольку они окупаются за
5 лет, что выгоднее по сравнению с помещением этих средств в банк или ценные бумаги под
15% годовых.
Пример 10.2. Предполагается небольшая реконструкция производства, для чего потре-
буются дополнительные капиталовложения в сумме ДК =10 млн.руб. Ожидается при этом
достижение экономии годовых издержек производства в размере ДИ = 1 млн.руб/год. Нуж-
но определить целесообразность этой реконструкции (нормативы те же, что и в приме-
ре 10.1).
Решение. Определяем сравнительный срок окупаемости
Тср = ДК/ДИ = 10/1 = 10 лет > Т„ = 6,7 года.
Вывод: реконструкция экономически нецелесообразна, вложенные средства окупятся
только через 10 лет, т. е. за период больший, чем нормативный срок окупаемости. Очевид-
но, если положить сумму ДК в банк под 15%годовых или приобрести на эту сумму ценные
бумаги с такой же доходностью в качестве дивидендов, можно будет получить большую
выгоду.
10.3. КОЭФФИЦИЕНТ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ
В некоторых случаях удобнее вычислять отношение не дополнитель-
ных капиталовложений к обеспечиваемой ими экономии годовых издер-
жек, а наоборот, отношение экономии издержек к дополнительным капи-
таловложениям. Такой показатель был назван коэффициентом эконо-
мической эффективности (фактическим — Еф) и по определению он
является величиной, обратной сравнительному сроку окупаемости.
ЕФ = Е- (РУб/год/руб). (10.3)
К] - К, АК
149
Коэффициент экономической эффективности показывает величи
экономии эксплуатационных расходов (издержек производства), кОТо^
рую даст каждый дополнительно вложенный рубль инвестируем
средств. Ых
Как и срок окупаемости, коэффициент экономической эффективно
сти для принятия решения о выгодности или нецелесообразности вложе
ний капитала должен сравниваться с нормативной величиной — норма
тивным коэффициентом экономической эффективности Ен.
Размерность этого показателя, если произвести алгебраические со
кращения, представится как 1/год = год -1, т. е. не будет иметь никакого
практического смысла. Поэтому ее следует принимать без сокраще-
ний — руб/год/руб, либо, как принято на практике, в долях единицы или
в процентах.
Коэффициент является обратным по отношению к сроку окупаемо-
сти. Нормативный коэффициент экономической эффективности в разное
время принимался равным 0,12 (при Тн = 8 годам Ен = 1/8=0,125, однако
третий знак после запятой был отброшен как лишний, ввиду превышения
доверительной точности технико-экономических расчетов). Затем он был
установлен в размере 0,15 (тогда Тн = 1/0,15 = 6,7 года — вот откуда
дробная величина этого норматива).
Если вспомнить, что прибыль m является разницей между суммой
реализации R и издержками производства И
m = R - И,
(Ю.4)
то для разных вариантов инвестирования при одинаковой сумме реализа-
ции (ввиду одинаковой рыночной цены на продукцию и одинако-
вом — по условиям сопоставимости — объеме продажи) т2 = R - И2 и
mi = R-H], откуда
Ат = Ш] -т2 = (R - - (R - И2) =
= R-H1-R + H2 = H2-HI =ДИ,
иными словами, экономия издержек представляет собой дополнитель-
ную прибыль. Тогда коэффициент экономической эффективности можно
представить в виде соотношения:
„ АИ Ат
Еа =---=----.
Ф ДК АК
Это соотношение, во-первых, показывает, сколько рублей прибыли
может быть получено на каждый рубль дополнительных капиталовложе-
150
е определяет доходность этого (в данном случае — дополнитель-
НИЙ’ оженного) капитала, а во-вторых, в данной интерпретации коэффи-
Н° В экономической эффективности полностью идентичен показателю
Центабельнос™ капиталовложений-
Р Очевидно, в качестве нормативного коэффициента экономической
хжективности здесь с полным основанием может использоваться сред-
Э<Р величина доходности капитала в соответствующий период време-
___ средний дивиденд по акциям и ценным бумагам или, как наиболее
известный показатель — средний банковский процент (по депозитам или
по кредитам) — р. Отсюда может быть определена для каждого периода
времени разная величина
Ен = р, (10.5)
а нормативный сравнительный срок окупаемости
т 1 1 / X
Т„ = —= - (лет).
Еф Р
(10.6)
Использование метода оценки по коэффициенту экономической эф-
фективности поясняется на примерах.
Пример 10.3. Инвестиционной компании предложили вложить деньги в развитие про-
изводственной фирмы, частично ей принадлежащей, в размере ДК = 10 млн. руб, причем в
связи с ростом производства ожидается сокращение годовых расходов по эксплуатации ДИ
в пределах от 1 до 2 млн. руб/год. Требуется оценить, стоит ли инвестировать этот проект?
Решение. Определяем коэффициенты экономической эффективности по формуле
(10.2) при разных ожидаемых величинах экономии годовых издержек — ДИ| = 1
млн.руб/год и ДИ2 = 2 млн.руб/год:
1) Еф1 =ДИ]/ДК= 1/10 = 0,1 (руб/год/руб)-> 10% <Е„= 15%-> 0,15 (руб/год/руб).
2) Еф2 = ДИ2/ДК = 2/10 = 0,2 (руб/год/руб)-> 20% >Е„= 15%->0,15 (руб/год/руб).
Как видим, во втором случае инвестирование выгодно, в первом — нет. Но на данном
этапе разработки проекта более точной величины ДИ получить нельзя. Тогда вопрос можно
сформулировать так: каких размеров должна достигнуть ожидаемая экономия годовых экс-
плуатационных расходов, чтобы инвестирование было выгодным? Определить искомую ве-
ЛИЧННУ дИх нетрудно:
ДИХ = ДК • Ен = 10 0,15 = 1,5 млн. руб/год.
Вывод: ввиду неопределенности величины экономии на эксплуатации нельзя дать од-
при НОГ° °ТВета: ПРИ ожидаемой экономии ДИ! = 1 млн. руб инвестирование невыгодно,
велцЭКС,НОМИИ = МЛн’ — оправданно. Если производственная фирма гарантирует
Сре Ину эк°номии не ниже, чем ДИ = 1,5 млн. руб, то можно идти на вложение требуемых
’ в противном случае — нет.
151
10.4. ПРИВЕДЕННЫЕ ЗАТРАТЫ
Методы оценки по сравнительному сроку окупаемости и коэффи
енту экономической эффективности предусматривают сопоставлен1*'
всего лишь двух вариантов инвестирования. На самом деле таких вари^
тов может быть значительно больше. Поэтому со временем формуль"
(10.1) и (10.2) были преобразованы при алгебраическом решении равен"1
ства, которое возникает для равноэкономичных вариантов инвестирова'
ния:
К1-К2 = (И2-И1)ТН; К,-К2 = (И2-И,)/Ен или ЕН(К,-К2) = И2-И„
После преобразований получим:
И2 + ЕнК2 = И1 + ЕнК).
Очевидно, это равенство действительно только для частного слу-
чая — для равноэкономичных вариантов (по условию данных преобразо-
ваний). В большинстве случаев будет иметь место неравенство:
И2 + ЕнК2 ф И! + ЕНК[ или И2 + ЕнК2 < И| + ЕНКЬ
При этом более экономичным является вариант инвестирования, у ко-
торого сумма годовых издержек И и капиталовложений К, помноженных
на нормативный коэффициент экономической эффективности Ен, будет
наименьшей. Тогда критерий эффективности:
3 = И + ЕНК min.
(Ю.7)
Этот показатель получил название «приведенные затраты», а произ-
ведение ЕНК — «приведенные капиталовложения».
Следовательно, приведенные затраты — это сумма издержек про-
изводства и приведенных капиталовложений, критерием эффективно-
сти того или иного варианта инвестирования является минимум приве-
денных затрат.
Пример 10.4. Администрация города Н объявила конкурс на строительство в городе
энергетического объекта. В конкурсе участвовал ряд строительных фирм, в том числе зару-
бежных. Их проекты, при обеспечении заданной производительности объекта, потребуют
различных капиталовложений (инвестиций) К и разных текущих эксплуатационных расхо-
дов И:
1) в проекте фирмы
2) в проекте фирмы
3) в проекте фирмы
4) в проекте фирмы
А: Кд = 2500 тыс.руб;
В: Кв = 2100 тыс.руб;
С: Кс = 2000 тыс.руб;
D: Kd= 1800 тыс.руб:
ИА = 160 тыс.руб/год:
Ив = 170 тыс.руб/год;
Ис = 150 тыс.руб/год;
Ио = 200 тыс.руб/год;
152
проекте фирмы Е: КЕ= 1300 тыс.руб; ИЕ = 210 тыс.руб/год;
6 в проекте фирмы F: КЕ= 1600 тыс.руб; ИЕ = 250 тыс.руб/год.
п итерию минимума приведенных затрат требуется определить предпочтительную
* Нормативный коэффициент экономической эффективности Ен, равный среднему
фирму- проценту р, может быть принят равным 10% -> 0,1 руб/год/руб.
баНКр е ш е н и е. По формуле (10.7) для каждого варианта рассчитываем приведенные за-
траты.
1) для
2) для
3) для
4) для
5) для
6) для
Вывод'.
проекта фирмы А: 3А = ИА + Е„КА= 160 + 0,1-2500 = 410 тыс.руб/год;
проекта фирмы В: Зв = Ив + ЕНКВ = 170 + 0,1 -2100 = 380 тыс.руб/год;
проекта фирмы С: Зс = Ис + ЕНКС = 150 + 0,1-2000 = 350 тыс.руб/год;
проекта фирмы D: Зо = Ир + Е„Ко = 200 + 0,1-1800 = 380 тыс.руб/год;
проекта фирмы Е: Зе = Ие+Е„Ке = 210 + 0,1-1300 = 340 тыс.руб/год;
проекта фирмы F: 3Е = ИЕ + ЕнКе = 250 + 0,1-1600 = 410 тыс.руб/год.
минимальными оказались приведенные затраты по проекту фирмы Е. Его и
следует считать выигравшим конкурс. Однако нельзя упускать из виду близкий по эконо-
мичности проект фирмы С.
С помощью приведенных затрат можно сравнивать любое количество
вариантов инвестирования.
Однако выбор, осуществленный методом приведенных затрат, нуж-
дается в осмыслении величины, на которую отличается этот показатель в
сравниваемых вариантах. Если величины 3! и 32 отличаются менее чем на
10%, то выбор нельзя признать корректным ввиду того, что обычная точ-
ность исходных данных для технико-экономических расчетов лежит в до-
верительном диапазоне ±10%. Иными словами, если один вариант эконо-
мичнее другого не более чем на 10%, то их следует признать равноэконо-
мичными, т.е. экономический инструмент «приведенные затраты» в этом
случае не срабатывает. Тогда для выбора приходится пользоваться други-
ми критериями, например — минимумом капиталовложений, минималь-
ной материале-, энерго- или трудоемкостью и т.п.
Пример 10.5. Совет директоров производственно-торговой фирмы решил для расши-
рения производственно-хозяйственной деятельности создать свой торговый филиал в од-
ном из двух регионов: 1) в городе N и 2) в городе Z.
Для полноты технико-экономического сравнения здесь требуется учесть еще ряд эко-
номических показателей: стоимость земли -— она дешевле в городе Z; стоимость строймате-
риалов — они в городе Z более дорогие; стоимость рабочей силы — в городе N требования
к Уровню оплаты труда выше; условия налогообложения — город N является «зоной сво-
бодной торговли»; региональные тарифы на энергоносители — они выше в городе Z; транс-
портные расходы — при разной удаленности от головного предприятия — город N ближе,
Чем г°род Z; и др.
В силу различных местных региональных условий создание филиалов потребует раз-
ных средств.
в городе N : KN = 60 тыс.руб и Ии =10 тыс.руб/год;
в городе Z : Kz = 50 тыс.руб и Иг =13 тыс.руб/год.
предел т е целесообразность создания филиала в одном из этих городов, причем нор-
153
мативный коэффициент экономической эффективности Е„ следует принять равным
банковской ставке в размере 20% = 0,2 руб/год/руб. сРеДНед
Решение. По формуле (10.7) определяем приведенные затраты для рассмя
мых вариантов: Вае'
1) Зм = Ик + Ен KN = 10 + 0,2-60 = 10 + 12 = 22 тыс.руб/год;
2) 3z ~ Иг + Е„ Кг = 13 + 0,2-50 = 13 + 10 = 23 тыс.руб/год.
Вывод: показатель приведенных затрат оказался минимальным в первом варианте
довательно, казалось бы, более выгодным будет создание филиала в городе N. Неоднозн*'
ность вывода для данного случая заключается в незначительной разнице результате
1 (тыс.руб/год): 23 (тыс.руб/год) = 0,043 -> 4,3%. Следовательно, результат свидетельству
ет о «попадании в зону экономической неопределенности», разница приведенных затрат в
рассмотренных вариантах лежит в пределах точности технико-экономических расчетов и
создание филиалов фирмы в городах N и Z одинаково экономично. Для окончательного вы
вода возможно применение следующих критериев:
1) минимум капиталовложений (инвестиций) К — тогда выгоднее принять вариант го-
рода Z;
2) минимум текущих затрат И — тогда выгоднее вариант города N;
3) минимальные транспортные расходы — выгоднее вариант города N;
4) и т.д.
Далее студентам предлагается самим оценить выгоды того или иного варианта по раз-
ным критериям, а затем, подсчитав количество преимуществ (считая все перечисленные
факторы условно равновесными), назвать предпочтительный вариант.
Показатель приведенных затрат был выведен первоначально как
некое искусственное алгебраическое образование с единственной це-
лью — сравнения множества вариантов вместо двух, сравниваемых по
методам срока окупаемости и коэффициенту эффективности. Однако
со временем раскрылся глубинный экономический смысл этого пока-
зателя.
Для его осмысления необходимо воспользоваться понятием цены
производства. Это понятие и весь механизм рыночного ценообразования
позволяют использовать показатель приведенных затрат для более глубо-
ких экономических оценок. Известно, что рыночная цена товара Цо обра-
зуется как равнодействующая двух рыночных сил — спроса и предложе-
ния, поскольку любой товар кроме стоимости имеет еще «оборотную сто-
рону» — потребительную стоимость, т. е. ту цену, которую согласен
заплатить за него потребитель.
Выступая на любом рынке, производители следуют экономическому
закону максимальной прибыли, т.е. стремятся извлечь максимальную вы-
году. Поэтому необходимо достаточно хорошо представлять рыночные
отношения, в частности механизм рыночного ценообразования. Резуль
таты производственно-хозяйственной деятельности любого предприятия
в условиях рынка в большой степени зависят от уровня цен, складываю
154
щихся под влиянием рыночной конъюнктуры. Эту зависимость можно
проследить на графике рис. 10.1.
Спрос на какой-либо товар (продукт) в условиях свободного рынка
определяется кривой Цс: незначительное количество потребителей могли
бы купить этот товар по максимально высокой цене Цп1ах, но тогда объем
продаж составил бы минимальную величину Пт1П; наименее состоятель-
ные потребители могли бы приобрести этот продукт, если бы он прода-
вался по минимальной цене ЦП1Ш, но тогда с учетом всех потенциальных
потребителей объем продаж мог бы составить величину Птах.
Предложение на свободном рынке определяется кривой Цп, где не-
большая группа производителей, имеющая низкую себестоимость и соот-
ветственно низкую цену производства, могла бы продавать данный товар
по низкой цене и покрыть потребность рынка в объеме, близком к Птй1.
Остальные производители имеют более высокую цену производства, и
наименее рентабельные из них могут продавать этот продукт лишь по са-
мой высокой цене.
Как видим на графике рис. 10-1, кривые спроса Цс и предложения Цп
пересекаются в точке 0, соответствующей рыночному равновесию спроса
и предложения и определяющей объем продаж в размере По по цене ЬЦ.
При этом все производители, имеющие цену производства выше Ц,, по-
видимому, не выдержат рыночной конкуренции и, наоборот, производи-
тели, у которых цена производства ниже Цо, будут получать дополни-
тельную прибыль.
Рыночная ситуация, описываемая кривыми Цс и Цп, отражает ка-
кой-то момент рыночных взаимоотношений. Со временем ситуация мо-
Жет измениться, например, повысится покупательная способность по-
требителей. Тогда спрос будет описываться новой кривой Щ, которая
пересечется с кривой предложения в новой точке 1. Это определит но-
Ую> более высокую цену Ц, при повышенном объеме продаж Пь и про-
водители смогут получить дополнительно сверхприбыль, причем на
155
рынок могут быть привлечены производители, ранее бывшие
рентоспособными.
неконку.
Одно из свойств свободного рынка — мобильность средств, КОг
любой производитель в любой момент может изъять свой капитал из Ма
неприбыльного дела и вложить в производство, где прибыль выше. В рас"
сматриваемом случае при повышении цены и объема продаж вложение
капиталов в производство данного продукта привлечет новых инвесто
ров, а старые производители за счет полученной сверхприбыли могут
усовершенствовать свой производственный процесс, снизив себестои-
мость и цену производства. Тогда предложение на рынке будет описы-
ваться новой кривой Цп1, которая пересечется с кривой спроса Цс1 в новой
точке 3, при этом определится новый объем продаж П2, а вот рыночная
цена понизится до первоначального значения Цо. Возврат цены к прежне-
му значению не случаен, ибо устоявшаяся цена в условиях стабильного
рынка отражает величину общественно необходимых затрат труда при
данном способе производства.
При изменении способа производства, сопровождающемся его уде-
шевлением и соответственным снижением себестоимости и цены произ-
водства, может возникнуть новая рыночная ситуация. Если спрос сохра-
няется на прежнем уровне (кривая Цс), а предложение делается по более
низким ценам (кривая ЦП1), возникает новая точка рыночного равнове-
сия 2. Тогда объем продаж увеличится с По до П3, а рыночная цена сни-
зится с Цо до Ц, и будет отражать общественно-необходимые затраты
труда уже при новом способе производства.
Механизм рыночного ценообразования регулирует взаимоотношения
производителей и потребителей большинства видов продукции, кроме
так называемых «общественных товаров»— социальных нужд, эколо-
гии, культуры и др., а также при монополизированном производстве.
Обычно на рынке возникает для разных производителей ситуация,
при которой его цена Цп может быть меньше или больше или равна ры-
ночной: Ц0<=>Ц,„
или разница рыночной цены и цены производителя: ±ДЦ = Цо - Ц«-
Может возникнуть ситуация, когда — ДЦ > т, т.е. производство бу-
дет совершенно бесприбыльным, убыточным, а производителя ждет бан-
кротство. Очевидно, для успешной работы на рынке у любого производи-
теля должно быть Цо > Цп и ДЦ > т^, т. е. производитель должен иметь
некую минимальную прибыль, необходимую для выживания в условиях
рынка. Тогда цена производства'.
или
С + V + rnmin = Цтй1
Цт!п “ S "Ь ГПт^г.
(10.8)
(10.9)
156
Как видно из выражения (10.9), цена, по которой производитель про-
т на рынке свою продукцию, должна покрывать его эксплуатационные
даСТ0Ды (себестоимость) и давать некую минимальную прибыль для вы-
кания В условиях рынка.
Иногда в литературе понятие «себестоимость» употребляется в значе-
издержек производства (она действительно является величиной удель-
ных издержек на единицу продукции). Тогда приведенные затраты 3 можно
осматривать как модель цены производства, т.е. считать их равными некой
^мме реализации продукции, при которой покрываются текущие затраты И
и обеспечивается минимальная прибыль. Величина этой минимальной при-
были в данном случае (mmin = ЕНК) равна приведенным капиталовложениям,
иными словами, ежегодно необходимо получать такую прибыль, чтобы в те-
чение периода времени, равного нормативному сроку окупаемости Тн, за
счет нее накопилась бы сумма, равная первоначальным капиталовложени-
ям К. На эти средства можно было бы создать еще один точно такой же объ-
ект, т.е. осуществить расширенное воспроизводство (простое воспроизвод-
ство, обновление (реновация) эксплуатируемого объекта происходит за счет
амортизационных отчислений в составе годовых текущих затрат, аккумули-
рующихся в амортизационном фонде). Моделью, а не самой ценой произ-
водства приведенные затраты являются потому, что на самом деле величина
прибыли и направления ее использования определяются, с одной стороны,
рыночной конъюнктурой, а с другой — потребностями предприятия при
формировании за счет прибыли экономических фондов.
Таким образом, экономическая сущность приведенных затрат —
это моделирование цены производства.
Пример 10.6. При создании малого предприятия инвесторы поставили перед собой
цель — удвоить объем производства за счет его расширения без привлечения заемных
средств и в реальные сроки.
Первоначальная сумма инвестиций (капиталовложения) К =100 тыс.руб.
Объем производства П = 200 тыс.единиц продукции/год.
Себестоимость производства S = 0,5 руб/ед.продукции.
Прогнозируемая рыночная цена Ц = 0,6 руб/ед.прод.
Средний процент доходности по ценным бумагам и банковским депозитам Е„ = р мож-
ио принять в размере 12,5% = 0,125 руб/год/руб.
Требуется оценить вероятный срок накопления средств для расширенного воспроиз-
водства (реинвестирования), а также возможные пути его достижения (или сокращения).
е ш е н и е 1. Срок окупаемости (срок возвратности) вложенных средств Т„, как из-
о, является величиной, обратной нормативному коэффициенту экономической эффек-
ста °СТИ: 'н= П0,125 = 8 лет. Однако такой срок фирму не устраивает, поэтому
ся вопрос, при каких условиях срок реинвестирования может быть снижен и составит
"Риемлемущ величину т/= 1/Ех
цли евиДно, должна быть достигнута такая цена производства (равная величине реализа-
ДолжПР°Л’УК11ИИ котоРая позволила бы сократить величину Т„ до Тх. Следовательно,
° быть выполнено условие: 3 = R.
157
По формуле (10.7) рассчитываем приведенные затраты 3, заменив величину Е
получим: " на Ех,
3 = И + ЕХК = SEI + ЕХК = 0,5 • 200 + Ех 100 = (100 + Ех 100) тыс.руб/год.
Рассчитываем сумму реализации: R = ЦП = 0,6-200 = 120 тыс.руб/год.
Следовательно, величину Е, можно вычислить из уравнения: 100 +Е*-100= и
Отсюда Ех = (120- 100)/100 = 0,2 руб/год/руб и Тх - 1/Ех = 1/0,2 = 5 лет. 20’
Решение 2. Решить эту задачу можно иным способом.
Вычислим реальную (в данном случае балансовую, без вычета налогов) прибыль
формуле (10.3): По
m = R — И = 120- 100 = 20 тыс.руб/год
и приравняем приведенным капиталовложениям: т = ЕхК; 20 = Ех-100,
отсюда Ех = 20/100 = 0,2 руб/год/руб и Тх=1/0,2 = 5 лет.
Как видим, срок возвратности, вычисленный с использованием приведенных затрат
как модели цены производства, оказался существенно ниже, чем норматив, рассчитанный
по среднему проценту доходности р. Если этот срок все же не устраивает фирму, следует ис-
кать пути либо к повышению продажной цены, либо к снижению себестоимости, либо к уве-
личению объема производства на тех же производственных мощностях.
10.5, ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ
Понятие «экономический эффект» является общеупотребительным,
однако далеко не всегда используется верно, экономически грамотно.
Так, нередко можно слышать и читать: «Экономический эффект состав-
ляет 1 млн. кВт-ч электроэнергии. Здесь имеется в виду экономия, а не
экономический эффект, поскольку неизвестно, какой ценой достигнута
эта экономия. Чтобы правильно представлять сущность понятия «эконо-
мический эффект», рассмотрим порядок его определения и экономиче-
ский смысл компонентов, его составляющих.
При оценках по приведенным затратам возникает законный вопрос:
насколько один вариант выгодней другого. Для этого вычисляется разни-
ца приведенных затрат:
Э = ДЗ = 3, - 32 = (И, + ЕИК,) - (И2 + ЕНК2) =
= (И1-и2)-ен(К2-к1);
(10.10)
Э = ДИ-ЕНДК. (10.10а)
Разница приведенных затрат получила название экономический эф-
фект. Это выражение следует читать так: экономический эффект выявля-
ется при сопоставлении экономии эксплуатационных расходов и приве-
денных капиталовложений, за счет которых может быть получена эта
экономия', если экономия больше приведенных капитальных затрат, эф-
фект положительный, капиталовложения оправданы; если меньше эф-
фект отрицательный (убыток), инвестирование нецелесообразно.
158
Пример 10.7. На электростанции намечен ряд организационно-технических мероприя-
тий требующих инвестиций в размере ДК=10 млн. руб, в результате которых прогнозирует-
ся сокращение годовых эксплуатационных расходов на ДИ=2,5 мли. руб./год.
Оцените экономический эффект намеченных мероприятий при нормативном коэффи-
циенте экономической эффективности Е„ = р=15% -> 0>15 руб/год/руб
Решение. Сравнение эффективности намеченных мероприятий проведем с поме-
щением суммы инвестиций в банк под известный процент:
Э = ДИ - Е„ДК = ДИ - рДК = Дт - рДК = дт _ дц^ = 2,5 - 0 15 • 10 =
-2,5-1,5=1 млн. руб/год.
Вывод: намеченные мероприятия эффективны, так как дадут предприятию прибыль
большую, чем если бы затрачиваемые на их осуществление средства были бы положены в
банк под 15% годовых.
10.6. УСЛОВИЯ СОПОСТАВИМОСТИ ВАРИАНТОВ ИНВЕСТИРОВАНИЯ
При применении традиционных методов и показателей для оценки
сравнительной эффективности инвестирования рассматриваемые вари-
анты должны отвечать определенным условиям сопоставимости либо,
если эти условия не соответствуют технической сути проектов, варианты
инвестирования должны быть приведены в сопоставимый вид. Таких ус-
ловий насчитывается в пределах десятка, одни из них совершенно обяза-
тельные, другие желательны, хоть и не столь важны. Рассмотрим эти ус-
ловия.
Условие 1. Одинаковый производственный эффект (у потре-
бителя).
При любом варианте проектного решения потребитель должен полу-
чить одно и то же количество продукции.
Иногда это условие определяют как требование к одинаковой произ-
водственной мощности, что не совсем верно. Рассмотрим выполнение
этого условия на примерах.
Пример 10.8. Иногда необходимость уравнивания сравниваемых вариантов по одинако-
вому производственному эффекту выступает не столь явно. В экономике энергетики класси-
ческим примером приведения сравниваемых вариантов в сопоставимый вид является сравни-
тельная оценка эффективности различных схем энергоснабжения, причем это условие сопос-
тавимости формулируется как одинаковый энергетический эффект у потребителя.
Если требуется оценить эффективность капиталовложений в ТЭЦ, на которой
совместно (комбинированно) производятся тепловая и электрическая энергия, в качестве аль-
тернативного варианта необходимо рассматривать генераторы тех же видов энергии. Так, при
альтернативном сравнении для теплоснабжения города строительства ТЭЦ или котельной в
технико-экономический расчет условно вводится так называемая «замещаемая» (или «заме-
щая») КЭС для уравнивания вариантов по производству электроэнергии. В котельной,
на оло*енной ближе к потребителям, чем ТЭЦ, теплопроизводительность может быть ниже
величину потерь в магистральных тепловых сетях (от станции до центров нагрузки, где и
ГОпоКТИ^еТСЯ Расположение котельной) AQ. Электрическая мощность КЭС, удаленной от
терьДа’где проектируется ТЭЦ, наоборот, должна быть больше, чем на ТЭЦ, на величину по-
электрической мощности в линиях электропередачи AN.
159
Следовательно, для приведения вариантов в сопоставимый вид при выполнена
вия 1 следует сравнивать: иУсло-
1) вариант комбинированного энергоснабжения: ТЭЦ с электрической moi
N, кВт, и тепловой производительностью Q; CTbK>
2) вариант раздельного энергоснабжения: котельную с тепловой производитель
(Q - ДО) плюс замещающую КЭС с электрической мощностью (N + AN), «Вт Н°с"'10
Пример 10.9. Специфической особенностью этого условия в экономике энергети
ляется необходимость одинакового энергетического эффекта у потребителя не только
покрытии одних и тех же (часовых) нагрузок, но и отпуск одного и того же количества ПРИ
гии в течение года. Поэтому при сопоставлении вариантов обеспечения электроэнергией^
электростанций разных типов, кроме уравнивания мощностей (см. пример 3-8.), необхо °Т
мо учитывать возможности их работы в течение года, чтобы произвести требуемое количе"
ство энергии, т. е. у этих электростанций число часов использования установленной мощно-
сти должно быть одинаковым.
Так, гидроэлектростанции (ГЭС, ГАЭС — гидроаккумулирующие) обычно строятся с
таким расчетом (по условиям водотока, при соответствующих объемах водохранилищ) что
с полной нагрузкой могут работать сравнительно небольшое время — в «пиковом» режиме
покрывая «пики» электрической нагрузки. Тогда при их экономическом сравнении с тешк>
выми электростанциями (ТЭЦ, КЭС, ГРЭС, а также АЭС) необходимо условно вводить в
расчеты некоторые дополнительные (дополняющие) мощности для производства электро-
энергии в количестве, которое недовырабатывают ГЭС и ГАЭС в силу своих технологиче-
ских особенностей.
Если приведены в сопоставимый вид мощности тепловой электростанции (ТЭС) и
гидроэлектростанции N^, то количество производимой ими электроэнергии определится
исходя из показателей числа часов использования их мощностей — hT^ и h^:
Wr3c И AVfac
При этом, поскольку hrK>hncHAh = hTX-hrac,TO > W^, и разность AW = WTO - W^.
Тогда необходимо предусмотреть капиталовложения в дополняющую мощность
AN = ANTK (вероятней всего, на тепловой электростанции) и текущие затраты на производ-
ство электроэнергии в количестве AW = AN^ hTX + Nr.KAh, чтобы соблюсти равенство
Wnc = Wnc + A W. И только тогда можно будет считать варианты электроснабжения от ТЭС
и от ГЭС приведенными в сопоставимый вид, когда в качестве стоимостных исходных дан-
ных будут определены (расчеты здесь лучше вести исходя из удельных капиталовложений к
и себестоимости отпуска электроэнергии потребителям s):
для 1ЭС: Ктэс Куэс NrK и Ир*, — Ьтэс W TJ€,
ДЛЯ ГЭС . Кгэс Крэс Nnc Ч" Ктэс ANTO И Итзс Sr-K;Wr^; + AW.
Условие 2. Оптимальность сравниваемых вариантов. Сравни-
ваемые проектные варианты должны иметь примерно одинаковый со-
временный технический уровень.
Довольно распространенными являются технико-экономические рас-
четы эффективности реконструкции производств с устаревшей техникой.
При этом рассчитываются варианты: 1) старое производство, не требую-
щее новых капиталовложений и имеющее сложившиеся, достаточно вы
сокие текущие затраты (издержки производства); 2) обновленное, рекой
струированное производство, на модернизацию которого потребовались
160
пые инвестиции, но которое обеспечит существенно более низкие
НСК ie издержки. Подобное сравнение некорректно, поскольку сравни-
г°ДтсЯ разнокачественная техника, а в варианте 1 не предусматриваются
капиталовложения.
Иля приведения таких вариантов в сопоставимый вид с соблюдением
вия оптимальности необходимо предусмотреть для старого произ-
Ус а едИНОвременные (капитальные) затраты по крайней мере на мас-
В<табный капитальный ремонт с элементами модернизации оборудова-
ния который подчас дороже нового строительства; либо, если решение о
конструкции принято по причинам значительного физического и мо-
^пьного износа старого оборудования, правильнее рассматривать раз-
ные варианты такой реконструкции с использованием разных видов но-
вой техники.
Пример 10.10. Реконструкция старого предприятия, оснащенного техникой 60-х годов,
потребует инвестиций в размере ДКрНОО млн. руб, при этом годовые издержки производст-
ва должны сократиться на ДИ|.=50 млн. руб/год.
Оцените экономический эффект такой реконструкции, в качестве коэффициента эконо-
мической эффективности следует принять средний процент доходности по ценным бума-
гам, равный Е„ = р=10% -> 0,1 руб/год/руб.
Решение. Если не считаться с условием оптимальности сравниваемых вариантов,
что, к сожалению, нередко в практике технико-экономических расчетов, экономический эф-
фект равен:
Э = ДИ( - ЕНДК| = 50 - 0,1 100 = 40 млн.руб/год.
Для корректного технико-экономического решения необходимо, кроме намеченной ре-
конструкции, оценить, во что обойдется модернизация старой техники и каких текущих по-
казателей производства можно будет достичь за счет этого. Такая модернизация может
обойтись несколько дешевле, чем коренная реконструкция производства — ДК2=50
млн.руб, но при этом удастся сократить издержки только на ДИ2= 30 млн.руб/год. Тогда сле-
дует провести сравнение вариантов: 1) реконструкция и 2) модернизация производства:
Э = (ДИ, - ДИ2) - ЕН(ДК) - ДК2) = (50 - 30) - 0,1 (100 - 50) = 20 - 0,150 = 15 млн.руб/год.
Вывод: реконструкция производства эффективнее модернизации, однако ее экономи-
ческий эффект не 40, а только 15 млн.руб/год, если расчет сравнительной эффективности
выполнить корректно, с соблюдением условия оптимальности сравниваемых вариантов.
УсловиеЗ. Учет сопряженных затрат. В сравниваемых вариантах
инвестирования необходимо учесть не только их непосредственные капи-
п^ьные (единовременные) и текущие (годовые эксплуатационные) затра-
ты, но и другие расходы, связанные с осуществлением этих проектов.
При "₽ИмеР Ю.11. На предприятии предполагается заменить устаревшие станки на новые.
водитТ°М РассматРиваются Два варианта замены: 1) установить новые станки той же произ-
мо1днь1еЬНОС™’даЯ ЧеГ° понад°бятся инвестиции в размере 2 млн.руб.; 2) установить более
личествеКР^ПН°Га^аРИТНЫе станки на же общую производительность, но в меньшем ко-
ях м™, ’ ЧТ° потРебует 1,5 млн. руб. Сокращение расходов по эксплуатации в обоих случа-
но считать одинаковым.
6 ч
э«ергетнческогоПРИЯТИЙ 161
«ческого комплекса
Р е ш е и и е. На первый взгляд выгоднее установить более мощное оборуД0Ван
скольку здесь, казалось бы, требуются меньшие капитальные затраты при равной э' Ие’По"
текущих расходов. Однако необходимо учесть, одинаковыми ли будут условия монт Н°М|,Н
вой техники в рассматриваемых вариантах. *ано-
Оказывается, в первом случае станки свободно проходят в дверные проемы и
монтироваться с помощью имеющегося в цехе мостового подъемного крана. А во Мог>т
варианте потребуется для монтажа крупногабаритных станков ломать стену и либо °Р°М
нять цеховой кран, либо организовать доступ передвижного подъемного крана, что п3аМе’
бует дополнительных строительно-монтажных расходов (по сравнению с первым ваг> "
том) в размере 0,6 млн. руб. ₽
Вывод: следовательно, для второго варианта реконструкции следует предусмот
инвестиции в размере 1,5 + 0,6 = 2,1 млн.ру б, т.е. больше, чем в первом варианте, а при о **
паковой экономии текущих издержек, очевидно, будет выгоднее вариант 1.
Условие 4. Одинаковый экологический эффект. Ни один из
сравниваемых вариантов инвестирования не должен превосходить дру.
гой по объемам вредных выбросов и других отрицательных влияний на
окружающую среду.
Прежде это условие требовало для оцениваемых вариантов не превы-
шения предельно допустимых концентраций вредных выбросов (ПДК),
что при нынешней экологической ситуации явно недостаточно. Для учета
этого условия сопоставимости сегодня необходимо включать в технико-
экономические расчеты по сравниваемым вариантам суммы штрафов за
все виды вредных выбросов — в атмосферу, воду, землю, а также экономи-
чески учитывать затраты на обеспечение безопасной жизнедеятельности.
Пример 10.12. Для теплоснабжения нового производственного объекта рассматрива-
ются два возможных варианта: 1) строительство собственной производственно-отопитель-
ной котельной; 2) теплоснабжение от городской ТЭЦ. Основные технико-экономические
показатели этих вариантов следующие:
капиталовложения К, = 2 млн.руб и Кг=3,5 млн.руб;
годовые эксплуатационные расходы И|=8 млн.руб/год и Иг=10 млн.руб/год.
Решение. Если не учитывать экологический эффект, то вариант 1 абсолютно эф-
фективен по сравнению с вариантом 2: у него более низкие и капиталовложения, и эксплуа-
тационные издержки. Тогда приведенные затраты по вариантам составят при Ен = 0,1
руб/год/руб:
3(= И|+ Е„К|= 8+ 0,1-2 = 8,2 млн.руб/год.
32= И2+ Е„К2= 10 + 0,1-3,5=10,35 млн.руб/год.
Однако в первом варианте необходимо будет платить штрафы за вредные выбросы от
производственно-отопительной котельной в атмосферу, сточные воды, золоотвалы (если
котельная на твердом топливе), что составит еще ДИ|= 3 млн.руб/год. Тогда приведенные
затраты по вариантам составят при Ен = 0,1 руб/год/руб:
31= (И|+ ДИ|) + ЕНК1 = (8+3) + 0,1 -2 = 11,2 млн.руб/год;
32= И2+ ЕнК2= 10 + 0,1-3,5=10,35 млн.руб/год.
Вывод: если не учитывать экологические требования, то выгоднее строить с°бст’лГ
ную котельную. Но с учетом текущих затрат на охрану окружающей среды (в виде штраф
за вредные выбросы) эффективнее оказывается вариант теплоснабжения от ТЭЦ-
162
условие 5. Стоимостная сопоставимость сравниваемых вари-
рехнико-экономическая оценка и сравнение различных вариантов
ЯПУ°стирования должны производиться в сопоставимых ценах.
^Соблюдение этого условия особенно важно сегодня при использова-
и в расчетах стоимостных показателей разных лет, на которые доста-
ннИ мощное влияние оказали кризисные явления в нашей экономике,
т0 . „яционные процессы и затем деноминация рубля. Так, в народном хо-
Н йстве, начиная с 1992 г., в связи с инфляцией производилась неодно-
3 патная переоценка основных фондов. При этом коэффициент переоцен-
ки (при сравнении с ценами 1992 г.) в течение этого периода времени по-
стоянно возрастал и достиг в 1997 г. примерно 10 000, а в 1998 г. после
деноминации рубля снизился до 10.
Пример 10.13. На промышленном предприятии производительность труда в 1991 г.со-
ставляла П„91=100 тыс.руб/чел/год, а в 1998 г. она оценивается в Пл98= 1200 руб/чел/год. Тре-
буется оценить рост производительности труда за этот период.
3 Решение. Нередко подобные оценки делаются без учета разницы в масштабах цен,
особенно для периодов времени, когда инфляция не столь явиа, как это имело место в оце-
ниваемом периоде. Тогда индекс роста производительности труда был бы оценен так:
U= n^/IT„,i = 1200/100= 12.
Грамотно эту оценку можно провести в ценах либо 1991, либо 1998 г., введя в расчет
индекс роста цен за оцениваемый период 19«/ч|= 10 (безразмерная величина).
В первом случае индекс роста производительности труда:
1л9>г‘ (П„98: 198/9|)/ПП9| — (1200:10)/100 = 1,2;
ВО втором--1Л98~ Пд98/(Пл9|198/9|)= 1200/(100’10) = 1,2.
Вывод: как видно из приведенных примеров, в технико-экономических расчетах цены
можно приводить к любому периоду — к прошлому или настоящему, результат будет оди-
наковым. А вот если не учесть условия сравнения в сопоставимых ценах, можно ошибиться
в несколько (в данном случае — в 10) раз.
Условие 6. Одинаковое качество продукции (работ, услуг) в
сравниваемых вариантах инвестирования. При любых вариантах про-
ектных решений потребитель должен получить необходимую продук-
цию не только в одинаковом количестве (условие 1), но и одинакового ка-
чества. Если сравнению подвергаются разнокачественные изделия, не-
обходимо в расчетах предусмотреть всю возможную компенсацию
такого несоответствия.
Пример 10.14. В экономике энергетики при сравнении различных вариантов проект-
ных решений, как условие сопоставимости по качеству вариантов, необходимо соблюдение:
1) равного качества поставляемой потребителю энергии;
2) покрытие (удовлетворение) одних и тех же суточных, недельных, месячных, сезон-
ных н годовых графиков нагрузки;
Рудова °°еспечение равной надежности энергоснабжения и надежности работы энергообо-
Условие?. Учет внеэкономических факторов. При технико-эко-
ических расчетах не следует подвергать стоимостным оценкам меро-
тия, направленные на решение остросоциальных, насущных экологиче-
163
ских задач, обеспечение охраны труда, здоровья и безопасности зюизнед
тельности, национальной безопасности и некоторых других проб
Выполнение этого условия, как правило, не требует технико-экономичес*
обоснований и расчетов эффективности. Речь может идти только о наиме^
затратном решении того или иного внеэкономического вопроса. 66
Пример 10.15. В регионе N функционирует планово-убыточное муниципальное
гетическое предприятие с персоналом Л=200 чел. Ежегодные убытки муниципальной
от его деятельности составляют У । = 800 тыс.руб/год. В регионе имеет место устойчив
избыток рабочей силы. Пособие по безработице в регионе Ф = 500 руб/чел/мес
Требуется провести экономическую оценку двух возможных решений: 1) продолжать
обозрим ый период нести убытки от данного предприятия; 2) закрыть предприятие и выпл/
чивать уволенным работникам пособие по безработице.
Решение. Убыток по варианту 1 известен — У| = 800 тыс.руб/год. По варианту 2
потребуется ежегодная выплата пособий по безработице, что и составит величину муниод
пального ущерба:
У2 = ФЛ12 = 0,5-200-12 = 1200 тыс.руб/год.
Вывод: как видно из проведенного сопоставления, У,<У2, т. е. меньший убыток при-
носит функционирование нерентабельного предприятия, поэтому не стоит пока что его за-
крывать.
10.7. ОБЩИЙ (АБСОЛЮТНЫЙ) СРОК ОКУПАЕМОСТИ
Окупаемость капиталовложений (инвестиций) на построенных и дей-
ствующих предприятиях или, с финансовой точки зрения, возвратность
вложенных средств происходит за счет прибыли как конечного результа-
та производственно-хозяйственной деятельности. Прибыль «брутто» п^
не учитывает налоги и обязательные платежи Н. Чистая прибыль или
прибыль «нетто» тч равна:
тч = т€-Н. (10.11)
Соответственно этим видам прибыли можно рассматривать абсолют-
ный (общий) срок окупаемости капиталовложений (инвестиций) К за
счет прибыли «брутто» — Та и «нетто» (чистой прибыли) — Та(ч):
Т =—, >• (10.12)
а н(а)? V
П1б
Та(ч) т ^н(,
(10.12а)
Общий (абсолютный) срок окупаемости отвечает на вопрос: за сколь-
ко лет капиталовложения (инвестиции) окупятся, т.е. вернутся инвесто-
ру, за счет прибыли? Критерием для технико-экономической оценки
здесь выступает нормативный общий (абсолютный) срок окупаемости
Тн(а): если окупаемость ниже или равна этой величине, капиталовложения
164
естиции) оправданы; если выше — нецелесообразны. Очевидно так-
(ИН что эти нормативы должны быть различными при исчислении срока
я<е’ мости по прибыли «брутто» и по прибыли «нетто», поскольку в
°к-' случае оценивается государственная (общая для всей националь-
“ экономики) эффективность, где не учитывается факт налогообложе-
Н°И а во втором — для конкретного случая инвестирования.
НИЯ,
Ппимер 10.16. Коммерческий банк предполагает строительство производственного
кта требующего инвестиций в размере =10 млн. долл., ожидаемая прибыль оценивает-
2 5 млн. ДОЛЛ./ГОД. Требуется оценить возвратность средств при среднем банковском
ся в ’ те по кредитам (если не инвестировать этот проект, то банк мог бы выдать кредиты
П₽°эту сумму) р = 20% или 0,2 долл./год/долл.
НЭ Решение. Абсолютный срок окупаемости (возвратности) инвестиций рассчитыва-
ется по формуле (10.12а): ТаМ = К/шч = 10/2,5 = 4 года < Тн(я) = 1/р = 1/0,2 = 5 лет.
Вывод: инвестиции целесообразны, так как окупаются (возвращаются) быстрее, чем
если бы та же сумма была предоставлена в качестве кредита под 20% годовых.
Нетрудно заметить, что экономическая суть абсолютного и сравнительного сроков
окупаемости та же, поскольку прибыль m (или дополнительная прибыль Am, от чего ее эко-
номическая суть не меняется) равна экономии издержек производства ДИ.
В отечественной практике, в некоторых официальных документах и литературных ис-
точниках в качестве нормативного для сравнительного и абсолютного сроков окупаемости
принимались разные величины, т.е. сравнительная и абсолютная возвратность средств рас-
ценивалась по-разному. Это объяснялось тем, что сравнительные оценки производились на
предпроектной и проектной стадиях технико-экономических исследований, а общие (абсо-
лютные) — для действующих производств. Кроме того, как уже указывалось, при сравни-
тельных оценках в качестве норматива принималась некая абстрактная величина, обратная
средней рентабельности производственных фондов (см. ниже), а при расчетах абсолютной
возвратности средств требовались реальные нормативные величины (правда, нельзя ска-
зать, что действовавшие тогда нормативы абсолютной окупаемости (ТН(а> = Ю лет) соответ-
ствовали реальности). В эпоху рынка это различие выглядит совершенно неправомерным.
Поэтому здесь рекомендуется в качестве нормативных величин при общих (абсолютных)
опенках использовать на выбор два критерия (их обратные величины):
1) величину нормативной (или среднестатистической) рентабельности производствен-
ных фондов для данного предприятия или отрасли (подотрасли) материального производства;
2) средний процент доходности по банковским депозитам и ценным бумагам.
В первом случае нормативный срок абсолютной возвратности средств:
1
Т = —
1 «(»> ,
*н
нию ^(°0 6°Р°М СЛ^Чае значения нормативного срока окупаемости определяются по выраже-
Такии образом, общий или абсолютный срок окупаемости капита-
ловложений (инвестиций) за счет прибыли («брутто» или «нетто»)
представляет собой либо оценочную величину усредненного времени
в^^Ратности средств с позиций хозяйства страны (государства) в це-
ПРИ Расчетах по прибыли «брутто»), либо с позиций конкрет-
приб ПРедпРиятия или его инвестора (Та(ч) — при расчетах по чистой
(10.13)
165
10.8. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ (ИНВЕСТИЦИЙ)
Наиболее известным и распространенным оценочным показате
является рентабельность предстоящих (проектируемых) капиталов*^
женин (инвестиций) или рентабельность производственных ф0н?°
действующего предприятия. в
Величина рентабельности капиталовложений гк обратна общему (ад
солютному) сроку окупаемости и равна:
m
Гк = К
(10.14)
При расчете этого показателя по величине чистой прибыли вычисля-
ется рентабельность «нетто» («чистая» рентабельность):
т- >
гк(ч)— к <г«' (Ю.14а)
Рентабельность капиталовложений показывает, какую прибыль
дает каждый вложенный рубль инвестированных средств. При оценках
по этому показателю эффективность инвестиций доказана, если его вели-
чина больше или равна нормативу (гн); и вложение капитала неэффектив-
но, если рентабельность ниже нормативной (гн).
Выявление этой нормативной величины может производиться не-
сколькими путями:
1) в качестве норматива может приниматься устоявшаяся рентабель-
ность предприятия (производства), куда предполагается вложить средства;
2) принимается среднестатистическая величина среднеотраслевой
(подотраслевой) рентабельности аналогичных производств;
3) если эти величины неизвестны, для оценки может использоваться
средний процент доходности по банковским депозитам или ценным бу-,
магам — гн = р.
В последнем случае норматив тот же, что и при сравнительных оцен-
ках, и это не случайно, поскольку, как уже отмечалось, экономическая
сущность показателей сравнительной и общей эффективности одинакова.
Пример 10.17. Коммерческий банк предполагает выдать кредит для инвестирования
производства в размере К=100 млн. руб под 30% годовых р = 0,3 руб/год/руб. Средняя рен-
табельность инвестируемой отрасли материального производства колеблется в пределах
г„ = 0,25 —0,4 руб/год/руб, соответственно ожидается прибыльность производства в пределах
m - г„К = (0,25 -т0,4) • 100 = от 25 до 40 млн. руб/год.
Требуется определить целесообразность инвестирования.
Решение. Р.сли рентабельность капиталовложений (инвестиций) будет
г„ < 0,3 руб/год'руб, выдача кредита нецелесообразна. От кредитуемой фирмы необходимо
получить гарантии, что прибыль составит m > 30 млн. руб/год и будет г„ > 0,3 руб/год/руб- и
только в этом случае дать согласие на выдачу кредита.
166
Как уже отмечалось, экономическая сущность показателей сравнительной и общей эф-
фекливности одна и та же, хотя прежде они применялись в разных случаях: сравнительные
оценки делались на предпроектнои и проектной стадиях, а общие относились к действую-
щим предприятиям.
Экономическое единство оценочных показателей сравнительных и общих особенно
наглядно проявляется при оценках эффективности дополнительных капиталовложений где
определяется дополнительная прибыль на каждый дополнительно вложенный рубль:
Ат - Дт„
г =---г =-------
‘ ЛК < " ДК
(10.15)
Модификация этой формулы уже использовалась для определения величины норма-
тивной дополнительной прибыли, при доказательстве рыночного смысла показателя эконо-
мического эффекта. Выражение (10.15) должно читаться так: дополнительные капитало-
вложения (инвестиции) экономически эффективны при их рентабельности г, большей, чем
нормативная г„, равная отношению нормативного прироста прибыли Дт,, на каждый до-
полнительно вложенный рубль. Из этого определения видна также суть показателя норма-
тивной рентабельности — обеспечение нормативного прироста массы прибыли при инве-
стировании производства.
Пример 10.18. На промышленном предприятии задумано расширение поля деятельно-
сти (диверсификация) с выпуском новой продукции, для чего потребуются переналадка
производства и дополнительные капиталовложения в размере ДК = 12 млн. руб. Новая про-
дукция в объеме П = 100 тыс. изделий/год по маркетинговым исследованиям может быть
реализована по рыночной цене: Ц = 2 руб/изд., а себестоимость производства должна соста-
вить S = 0,8 руб/изд. без учета повышения суммы амортизационных отчислений (при норме
амортизации а=0,1). Обычная (нормативная) рентабельность производства на данном
предприятии составляла г„ = 40%—>0,4 руб/год/руб.
Требуется оценить эффективность диверсификации.
Решение. Рассчитаем прибыль предприятия от реализации новых изделий:
ш = (Ц 5) П-ДИа = (Ц- 5)-П а-К = (2-0,8) 10-0,1 -12=12 1,2 = 10,8 млн.руб/год
Рентабельность нового производства: гк = m/К = 10,8/12 = 0,9 руб/год/руб > г„ —0,4
руб/год/руб.
Вывод: диверсификация производства эффективна, поскольку ее рентабельность гк
выше, чем обычная (нормативная) рентабельность г„ на данном предприятии.
Как уже отмечалось, единовременные затраты называются капитало-
вложениями или инвестициями на стадиях проектирования и строитель-
ства. А на действующих предприятиях они образуют производственные
Fпр — сумму основных FOCH (создаваемых в контексте традиционных эко-
номических выражений, только капиталовложениями) и оборотных F^
(эта сумма Fnp = FOCH + F^ и определяет величину ассигнованных инве-
стиций) фондов. Поэтому для действующих предприятий устанавливает-
Ся величина рентабельности производственных фондов:
m
m
Ф“р +р
гпр J об
(10.16)
167
Экономический смысл рентабельности производственных фондов
кой же, как и для капиталовложений (инвестиций): сколько рублей прибъ'
ли дает каждый рубль, вложенный в производственные фонды
Пример 10.19. На промышленном предприятии производственные фонды состав
Fnp=850 млн. руб, в том числе основные фонды FCO1=758 млн. руб. Прибыль предпри, И
m= 105 млн. руб/год, налогообложение р=30% от прибыли и 1% на собственность (от ст
мости основных фондов). Произведена переоценка основных фондов с коэффициентом ? я'
Требуется вычислить обшую и расчетную рентабельность производственных фондов до*
после переоценки и сравнить ее с нормативами общей рентабельности гв=Ц%_>дц
руб/год/руб и расчетной рентабельности г„(ч) = 7% -> 0,07 руб/год/руб.
Решение. Оборотные фонды предприятия составляли F^ Fonp - F^ = 850 _ 75g _
= 92 млн. руб. После переоценки основные фонды FKH = 758 - 2,5 = 1895 млн. руб, а произ-
водственные фонды Fnp = Foch + Fo6= 1895 + 92= 1987 млн. руб.
Чистая прибыль предприятия до переоценки:
m., = m - pm - yFOCH = 105 - 0,3 • 105 - 0,01 758 = 65,92 млн.руб/год;
после переоценки:
m4 = m-pm-yFOCH = 105-0,3-105-0,01-1895 = 54,55 млн.руб/год.
Общая рентабельность производственных фондов до переоценки:
гф = ш/Рпр= 105/850 = 0,1235-> 12,35%>г„= 11%;
то же расчетная:
гф(ч) = m4/F„p = 65,92/850 = 0,0775 -> 7,75% > гн(ч> = 7%.
Общая рентабельность после переоценки:
гф = m/Fnp = 105/1987 = 0,053 -> 5,3% < г„ = 11%;
то же расчетная:
г<КЧ, = m,/I-„p = 65,92/1987 = 0,0332 -> 3,32% < r„(4) = 7%.
Вывод: как видим, в результате переоценки основных производственных фондов без
соответствующего изменения масштаба цен, влияющих на массу прибыли, рентабельность
фондов на предприятии сильно снизилась и стала меньше нормативного уровня. Очевидно,
показатели производственно-хозяйственной деятельности зависят не только от самого про-
изводства. но и от внешних факторов, таких, например, как уровень оценки стоимости про-
изводственных фондов, что связано с инфляционными процессами.
Рентабельность производственных фондов может выступать также
как критерий эффективности принимаемых решений как для действую-
щего, так и для проектируемого предприятия..
При сооружении производственных объектов или проведении других
мероприятий ставится задача получения максимального экономического
эффекта. Тогда увеличение производственных фондов на величину АК,
должно обеспечить такую дополнительную прибыль Am,, чтобы новая
рентабельность предприятия была максимально возможной:
m и + Ат,
Кн +АК,
= max;
г =
" кн
где гн — рентабельность предприятия после осуществления планируемо-
го мероприятия — сооружения нового объекта или при проведении ДРУ"
168
мероприятий; тн — инвариантная прибыль, т.е. часть прибыли, оди-
ГЙХ ая для всех вариантов; Кн — инвариантные производственные фон-
НаК т е часть фондов, одинаковая для всех вариантов. После некоторых
^образований можно получить следующее критериальное равенство:
Am - АК, = Ат, - АК, • г = max.
К„
Приведенная выше формула является вариацией показателя приве-
денные затраты, причем, если учесть, что дополнительная прибыль Am,
должна быть уменьшена на величину возросших амортизационных от-
числений в размере аЛК„ то эта формула дает ключ к решению вопроса о
нормативном коэффициенте экономической эффективности, который
легко отсюда определить как:
Ен = а + ги.
Это выражение, предложенное Самсоновым В.С. в середине 70-х го-
дов, полностью совпадает с современными оценками.
10.9. РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА
В процессе производственно-хозяйственной деятельности зарабаты-
вают прибыль не только производственные фонды. Весь процесс произ-
водства можно рассматривать как соединение трех взаимодействующих
компонентов, каковыми являются: средства труда; предметы труда; сам
труд — рабочая сила; экономическое выражение — фонд оплаты труда.
Поскольку прибыль возникает как общий результат производствен-
но-хозяйственной деятельности, в качестве оценочного принят показа-
тель рентабельности производства:
г„ = Н. (10.17)
Этот показатель так же, как рентабельность капиталовложений и про-
изводственных фондов, может рассчитываться по балансовой и по чистой
прибыли:
(Ю.17а)
И
Рентабельность производства показывает, сколько рублей прибыли
приходится на каждый рубль текущих затрат или сколько прибыли при-
носит каждый, истраченный в процессе производства рубль.
169
Пример 10.20. Выпуск продукции П=10 млн. шт.,/год, себестоимость S =30 м
рыночная цена Ц=50 руб/шт., производственные фонды =1 млрд, руб, налоги
быль р=30% и на собственность у=1%. апри-
Требуется определить общую и расчетную рентабельность производства
Решение. Расчитываем балансовую прибыль производства:
m = (Ц - S) • П = (50-30) -10 = 200 млн.руб/год.
Определим чистую прибыль:
шч = m - Pm - = 200 - 0,3 • 200 - 0,01 • 1000 = 200 -60 10 = 130 млн.руб/год
Вычисляем издержки производства:
И = 5П = 30-10 = 300 млн.руб/год.
Балансовую и расчетную рентабельность производства устанавливаем по фoDмvп
(10.17) и (10.17а): У М
гп = m/И = 200/300 = 0,667—> 66,7%; г„(ч> = тч/И= 130/300 = 0,433 ->43,3%.
Если формулу прибыли (10.3) подставить в выражение (10.17), то по-
лучим новую интерпретацию рентабельности производства:
R-И R ,
г =--------=------1.
И И
(10.18)
Если разделить числитель и знаменатель дроби на объем производст-
ва П, то получим соотношение удельных величин (на единицу продук-
ции):
гп=^-1- (Ю.18а)
»э
Эти модификации рентабельности производства (10.18) и (10.18а) по-
казывают также степень превышения продажной цены над себестоимо-
стью производства, т.е. указывают соотношение цены и себестоимости
для контроля рыночной ситуации.
Все сказанное об экономической сути показателя рентабельности
производства свидетельствует, что с его помощью можно оценивать
эффективность инвестиций. Это связано с тем, что во-первых, объем
инвестиций капитала присутствует в составе текущих издержек про-
изводства в виде амортизационных отчислений от стоимости основ-
ных производственных фондов; во-вторых, производственные пока-
затели, в том числе и этот, необходимы для обоснования целесооб-
разности инвестирования при разработке бизнес-плана; и, в-третьих,
капитал напрямую участвует в производственном процессе. Следова-
тельно, показатель рентабельности производства необходим для
оценки эффективности инвестиций, отвечая на вопрос: будет ли эко-
номически выгодным производство, куда предполагается вложить
капитал?
Таким образом, оценка эффективности инвестиций с помощью
показателя рентабельности производства заключается в определении
170
быльности в результате намечаемого инвестирования. Норма-
еГ° при КрИтерием здесь, по-видимому, должна служить среднеот-
™ВНЬ ая прибыльность такого же производства или конкретные по-
Р^атели действующего предприятия, куда предполагается вложить
^Небезынтересно проследить на примере рассмотренных ранее оце-
показателей эффективности инвестиций (приведенных затрат,
Н° омического эффекта, рентабельности капиталовложений и произ-
3 ства) их органичную экономическую взаимосвязь при осмыслении
некоторых хозяйственных явлений современности.
При рентабельности производства
г„ = m/И; т = г„И
и рентабельности капиталовложений
гк = m/К; т = гкК
следует, что
гпИ = гкК и И = (гк/гп)К.
Тогда формула приведенных затрат примет вид:
3 = (гк/гп)К + рК = (гк/гп + р)К.
Если с помощью этих выражений вычислить экономический эффект
дополнительных капиталовложений в более капиталоемкий вариант К2
по сравнению с менее капиталоемким К15 получим:
Э = АЗ = ((гк1/гп1)К, - (гк2/гп2)К2) - р(К2 - К,) или
Э = ((гк1/гп1) + р)К] - ((гк2/гп2) + р)К2.
Очевидно, что «порог эффективности», когда Э = 0, наступит при
((ГкЛгп) + РЖ1 = ((гк2/гп2) + р)К2.
Поскольку по условию К2 > К,, равенство может быть соблюдено
лишь при
((Wrn2) + р) < 1, причем гк2/гп2 > 0 (положительно),
т-е. должно быть р< 1.
Отсюда следует вывод, что при высоких банковских ставках, когда
Р - 1 и даже если р незначительно меньше 1, никакие дополнительные ка-
аловложения не оправдывают себя, а критерием эффективности явля-
минимум капитальных затрат (инвестиций).
171
пР°Дук-
пРоцес-
10.10. ПОКАЗАТЕЛИ ФОНДООТДАЧИ, ФОНДОЕМКОСТИ
И ФОНДОВООРУЖЕННОСТИ
Фондоотдачей Фо называется отношение суммы реализации
ции R, как основного выражения результатов производственного
са, к стоимости производственных фондов Fnp:
. R
Ф°~^- (Ю.19)
пр
Размерность фондоотдачи такая же, как и у рентабельности производ-
ственных фондов, и также не требует алгебраических сокращений___
руб/год/руб. (как уже отмечалось, при сокращении руб/руб останется
1/год или год т.е. появится размерность, лишенная экономического
смысла).
В связи с совершенствованием и соответственным удорожанием про-
изводственных фондов этот показатель во всем мире имеет тенденцию к
снижению. Поэтому эффективность инвестиций по этому показателю бу-
дет приемлемой в том случае, когда в результате инвестирования фондо-
отдача либо остается на уровне среднеотраслевых значений, либо снизит-
ся на незначительную величину.
Иногда целесообразно выразить фондоотдачу в натуральных едини-
цах объема производства П, тогда ее размерность будет — единицы про-
дукции/год/руб:
Фо=-^-. (Ю.19а)
F„₽
Величина фондоотдачи в натуральном выражении может вычислять-
ся с использованием любого показателя объема производства в зависимо-
сти от того, какой из них используется на инвестируемом предприятии в
практике производственно-хозяйственной деятельности — по валовому
или товарному объему, сумме реализации, чистой или условно-чистой
продукции.
Показателем, обратным фондоотдаче, является фондоемкость произ-
водства Фе.
Фондоемкость Фе показывает, какая величина производственных
фондов требуется для производства единицы продукции в стоимостном
или натуральном выражении:
ф =Zl!L- (10.20)
е R ’
172
Ф =!к
е п
(10.20а)
оценке эффективности инвестиций по этому показателю вложе-
капитала будет оправдано в том случае, когда в результате инвести-
НИе ния фондоемкость останется на уровне среднеотраслевых значений
^возрастет незначительно.
Показатель фондовооруженности связан с оснащенностью работни-
ки предприятия основными производственными фондами.
К°В фондовооруженность Фл показывает, какая величина производст-
венных фондов (как правило, основных) приходится на одного работника
предприятия:
F
фп =-^- (руб/чел).
(10.21)
Пример 10.22. Определить изменение показателей фондоотдачи, фондоемкости и фон-
довооруженности на предприятии, если объем реализации R увеличился на 20%, количест-
во персонала Л сократилось на 10%, а производственные фонды Fnp возросли на 5%.
Решение. Поскольку абсолютные значения показателей не заданы, следует опери-
ровать их относительными изменениями:
R, = (l+0,2)-R; Л, = (1-0,1)-Л; F^, = ( 1+0,05)-F^;
Рассчитываем показатели фондоотдачи Фо, фондоемкости Фс и фондовооруженно-
сти Ф„:
ФО| = R|/Fnpl = (1,2/1,05) • Фо = 1,14ФО;
Фе, = Fnpl/R| = (1,05/1,2)-Фе = 0,875Фе;
ФЛ| = F^/Л! = (1,2/0,9)-Фл = 1,ЗЗФЛ.
Очевидно, что при дополнительном инвестировании производства
величина фондовооруженности Фл должна возрастать. Однако процесс
увеличения фондовооруженности лишь тогда следует признать положи-
тельным явлением, когда он сопровождает повышение производительно-
сти труда.
Производительность труда, как известно, показывает величину произ-
водства продукции, приходящейся на одного работника предприятия, и оп-
ределяется отношением объема производства П к численности персонала Л:
п
л’
П
Л
(10.22)
Если эту формулу интерпретировать как Л = П/Пл, из формулы фон-
доотдачи (10.19а) определить Fnp = П/Фо, а затем эти значения подставить
в выражение (10.21), получим:
Фп
п
Фо П Фо’
(10.23)
173
Выражение (10.23) следует читать так: фондовооруженность п
пропорциональна производительности труда и обратно пропорцион ш
фондоотдаче, т.е. инвестирование эффективно, если рост производит^3
ности труда опережает увеличение фондоотдачи. Поскольку обычно ж ЛЬ'
доотдача имеет тенденцию к снижению, фондовооруженность мо
увеличиваться и при стабильной производительности труда и даже при е
некотором снижении — меньшем, чем у фондоотдачи. Все эти эконом^
ческие зависимости необходимо иметь в виду при оценках эффективно
сти инвестиций по показателю фондовооруженности.
Пример 10.23. Определить процент изменения показателя производительности труда
натуральном Пл(ваг) и стоимостном выражении Пл(стои,0 при увеличении объема пронзводст
ва П на 17%, повышении рыночной цены продукции Ц на 20% и сокращении численности
персонала Л на 10%. Производственные фонды Fnp увеличились на 5%. Оценить соотноше-
ния в изменении производительности труда Пл, фондоотдачи Фо и фондоемкости фе.
Решение. Так же, как и в примере 10.22, расчет следует вести в относительных ве-
личинах изменения заданных и искомых показателей, используя соотношения, зафиксиро-
ванные в формуле (10.23):
Фл Пл/Ф0: ОТСЮда ПЛ-ФЛФО; Фо(наг)—П/Рпр, Ф„(стоим) “ R/^ np .
Формулы для расчета производительности труда в натуральном и стоимостном выра-
жении:
Пл(нат) = П/Л; Постоим) = R/Л.
Определяем относительные изменения исходных показателей:
П,= (1+0,17)-П= 1,17П; Ц, = (1+0,2)Ц = 1,2Ц: Л| =(1-0,1)-Л= 1,1Л;
Ri = 1,2-1,17-Ц-П = 1,4R; Fnpl = (1+0,05)^ = l,05Fnp.
Рассчитываем изменение производительности труда в натуральном н стоимостном
выражении:
пл (наг)1 = (1,17/1,1) - ПЛ(„ат) = 1,06 Пд(Н1г);
ПЛ(СТОИм)1 (1,4/ 1.1) Р1Л(СГОИМ> 1,27ПЛ(СТОИМ|,
Определяем изменения фондоотдачи и фондовооруженности:
Фо(нат) = П/Fnp = (1,1 7/1,05) • Фо(нат) = 1,НФо(нат);
Фо(стоим) — R/Fnp — (1,4/1,05)' Фо(стоим) — 1,ЗЗФО(СТОНМ).
Фл| = (1,06/1,11)- (Пл(на1)/Фо1пат>) = 0.95Ф,:
или ФЛ| = (1,27/1,33)-(Пл(сгоим)/ф0(стоим)) = 0,95Ф„.
Вывод: как видно из расчетов, рост производительности труда отстает от роста фондо-
отдачи. Причиной является то, что фондовооруженность в данном случае снижается.
10.11. УЩЕРБ ОТ ЗАМОРАЖИВАНИЯ КАПИТАЛОВЛОЖЕНИЙ
(ИНВЕСТИЦИЙ)
При продолжительных сроках строительства производственных объ-
ектов (так называемом «долгострое») капитал, вкладываемый в них по-
степенно, на некоторое время выбывает из активной производственно-
хозяйственной деятельности, не приносит доходов, «замораживается».
(Строго говоря, он в это время перестает быть «капиталом» — деньгами,
приносящими доход.) Такое пассивное состояние денежных средств
справедливо расценивается как ущерб их владельцу. Для подсчета этих
убытков рассматривается альтернатива: что было бы, если бы эти деньги
174
приносили прибыль, например, будучи положенными в
в таком предположении ущерб от замораживания капитала,
в течение Т лет в размере
«работали»,
банк?
Именно
вложенного
K = SKt,
(10.24)
вычисляется по формуле сложных процентов, т.е. определяется та
быль т„ которую он могбы принес™, за вычстом инв^. ™ "₽»-
мы, рассчитанной по формуле (10.24): рованноисум-
mlt = (2Kt-(l+p)T-.)_K ((о25)
учетом этой возможной прибыли весь капитал оценивается величи-
Кх = К + тк
или с использованием формул (10.24) и (10.25):
Кх = ХК.-(1+р)Ч
(10.26)
(10.27)
где £ — суммарные капиталовложения с учетом ущерба от их замора-
живания; t — порядковый номер года; Kt — капиталовложения за один
t-й год; р — коэффициент приведения, равный средней банковской став-
ке (по депозитам или по кредитам); Т — общий срок строительства и ос-
воения объекта.
Следует особо остановиться на величине «ключевого» показателя в
подобных расчетах — коэффициента приведения р. От этого значения
существенно зависят результаты расчетов. Прежде он принимался по
официальным нормативным документам и составлял 0,1 (считался без-
размерной величиной, хотя по своей сути он аналогичен коэффициенту
экономической эффективности с размерностью руб/год/руб). Как пока-
зано выше, экономическое значение этого показателя — процент при-
растания капитала, вложенного в банк или в ценные бумаги. Его величи-
на в расчетах может приниматься различной в зависимости от финансо-
во-экономической ситуации на рынке ценных бумаг, от среднего
банковского процента, а также от возможностей инвестора получать ди-
виденды: 1) по ценным бумагам; 2) по депозитным вкладам; 3) по ссу-
дам, выданным под определенный кредитный процент. Этот последний
(ростовщический) процент, особенно по краткосрочным кредитам, наи-
°лее высок. Ввиду такого многообразия возможностей в условиях рын-
ка 3аРанее определять и устанавливать величину коэффициента приве-
Дения р бессмысленно.
175
При неопределенности в порядке проведения этих расчетов
мендуется принимать среднюю величину банковского процента по^0'
позитам, причем для наиболее стабильных банков, напримео пп<. nfle'
тробанка. ™ Цен-
Пример 10.24. Рассчитать ущерб от замораживания капиталовложений при строит
стве объекта, если срок строительства энергетического производственного объекта 4 Ь
еще год потребуется на его освоение, т. е. общий срок, на который капитал выбывает ич
Т„ с OOq.
= 5 лет.
Капиталовложения, ассигнованные на строительство объекта, должны были составить
К = 300 тыс.руб и распределялись равномерно по годам — по 100 тыс.руб/год. Коэффици
ент приведения р (банковский процент по кредитам) принят равным 50% — 0.5. При расче-
тах первый год, в который осуществляются капиталовложения, считается «нулевым» (t=rn
поскольку, если строительство завершается за один год, очевидно, что ущерба от заморажи
вания капитала не возникает, т.е. (1+р)= 1, показатель степени равен 0.
Капиталовложения с учетом ущерба от замораживания средств на 5 лет рассчитывают-
ся по формуле (10.27):
K£ = ZK,-(l+p)T-,= 100-(1+0,5)5+ 100-(1+0,5)4+ 100 (1+0,5)3 =
= 100-(7,59375 + 5,0625 + 3,375)= 100-16,03125 = 1603,125 тыс.руб, т. е. больше ассигно-
ванной суммы в 1603/300 = 5,34 — более чем в пять раз.
10.12. УЧЕТ ИЗМЕНЕНИЯ ВО ВРЕМЕНИ
ПРИВЕДЕННЫХ ЗАТРАТ
При оценках экономической эффективности инвестиций, растяну-
тых во времени, по показателю приведенных затрат также необходимо
учесть фактор времени, т. е. требуется рассчитать ущерб от заморажива-
ния капитала; оценить возможную доходность денежных средств, еже-
годно расходуемых на эксплуатацию (издержек производства), если бы
их сумма была бы положена в банк или пошла бы на приобретение цен-
ных бумаг.
В общем виде такой расчет возможен по формуле
3I = L3t-(l+p)T-‘, (10.28)
где 3t — приведенные затраты за год t; Зх — приведенные затраты за весь
период Т.
Однако, поскольку в их составе содержатся разнокачественные день-
ги — единовременно вкладываемые (капиталовложения) и ежегодно расхо-
дуемые (издержки), которые следует учитывать соответственно по кредит-
ным и по депозитным банковским ставкам, вероятнее всего, что банковский
процент р для них будет разным: по кредитам рк и по депозитам рд.
Попытаемся расшифровать и преобразовать формулу (10.28):
Зх = Е 3t • (1+р)т-‘ = ци, + EHKt) • (1+р)т“; о°-28а)
176
3r = S(Ht- (1+рл)т-‘ + ЕНК,- (1+рх)т-‘). (Ю-286)
Экономический смысл выражения (10.286) следует интерпретиро-
так- для учета разновременности инвестирования приведенные за-
3аТЬ поскольку в них присутствуют ежегодные расходы по эксплуата-
^^пекомендуется вычислять исходя из того, что суммы текущих годо-
ЦИ]Х затрат могли бы быть положены в банк под процент рд, а ежегодные
инвестиции — под рк (или учитываться по этой же ставке как заемные
средства).
Контрольные вопросы к главе 10
1 Сформулируйте общие задачи при оценке экономической эффективности инвести-
ций. Какие новые факторы определяют эти оценки сегодня?
2 Перечислите показатели сравнительной эффективности инвестиций. Какова об-
ласть их применения?
3. Расскажите о методах оценки общей (абсолютной) эффективности инвестиций и
производства. Какие из них наиболее применимы?
4. Опишите процесс наращивания капитала. Что такое «замораживание капиталовло-
жений»? Какова его экономическая сущность?
5. Что такое коэффициент приведения? Какую его величину следует принимать в рас-
четах?
6. Охарактеризуйте отличия в расчетах экономических показателей без учета и с уче-
том фактора времени. В каких случаях следует пользоваться теми и другими?
7. Дайте определение учета фактора времени при использовании показателя приведен-
ных затрат. Чем отличаются эти расчеты от вычисления ущерба от замораживания
капитала?
Глава 11. Современные методы экономических
оценок
11.1. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТОВ ПРИ СОВРЕМЕННЫХ
ОЦЕНКАХ
В условиях рынка в нашей экономической науке и практике наряду с тра-
диционными методами экономических оценок находят все большее примене-
ние новые, современные методы, основанные на методологии развитых стран.
Применение современных методов возможно и целесообразно в нашей
Практике, поскольку, как будет показано ниже, экономическая сущность зару-
бежных методов, а следовательно, и правомерность использования в условиях
наролодающегося российского рынка, полностью совпадают с нашими, при-
вычными и устоявшимися —сравнительным сроком окупаемости и приве-
денными затратами, абсолютным сроком окупаемости и рентабельностью
производственных фондов. Они более точно оценивают финансовые послед-
ствия инвестиционных процессов и особенно необходимы для применения:
177
Из формулы (11.4) и из графика рис. 11.1 видно, что если
руемый объем производства меньше критического П] < По, то
1-й вариант, если П2>П0, то — 2-й.
нрогнози-
ВЬ1годНее
Например, при расширении промышленной котельной возможна установка п
тельных котельных агрегатов на производительность D, с годовым производством ( °Лни‘
ком) теплоты П, или D2 с годовым отпуском теплоты П2, при этом потребуются кап°ТП^С'
вложения К2 > К|, но зато эксплуатационные расходы (текущие затраты, издержки)
из чего следует, что И„| < и Sni < Sn2. Вычислив для этих вариантов критический об
производства (Ц,), выяснив наиболее вероятный перспективный годовой отпуск теплоткл1
определим, что если Q < По, то выгоднее 1 -й вариант, а если Q > По, то целесообразней '
новка оборудования по 2-му варианту. ^ста'
Если выразить амортизационные отчисления через нормы амортиза-
ции (а) от капиталовложений (К) и оплату процента на капитал через про-
центную ставку (р), получим:
_(а2К2-а|К|) + (рК2-рК,)
по ----------Z---Z----------• (И.5)
ап1 ар2
Нормы амортизации для разных вариантов инвестиций могут не-
сколько отличаться из-за разного состава капиталовложений (основного
оборудования, строительства, монтажа), однако это отличие не может
быть очень значительным ввиду одинакового назначения, характера,
близкой по величине часовой и годовой производительности объекта, и
потому в пределах точности технико-экономических расчетов можно
считать <Х] = а2 = а. Тогда:
По = а<К2~К1)+Р(К2~К1) = (а + р) . К2 ~ Ki . (11.6)
Snl -sp2 snl -s₽2
Как видим, формула (11.6) сродни известной формуле сравнительно-
го срока окупаемости (То). Для завершения аналогии преобразуем:
1 _ к2-к, _ к2-к, _т (117)
а + р n0-(SnI-Sp2) Ип1-Ип2 °’
Очевидно, что предельный срок То, в течение которого может быть
произведен объем продукции По, является также сроком окупаемости до-
полнительных капиталовложений во 2-м варианте по сравнению с 1-м ва-
риантом за счет экономии производственных (без капитальной составляю-
щей) издержек в 1 -м варианте по сравнению с издержками во 2-м варианте.
Поскольку уравнение (11.7) выведено для критического объема про
изводства, здесь получен аналог нормативного срока окупаемости, кото
рый будет равен:
180
1
т
а + р
(11.8)
величина этого срока теперь не устанавливается «сверху», «компетент-
Т & и органами», а органично вытекает из ситуации на финансовом рынке,
НЬ'МИ шем величину банковского процента р, и из оценки долговечности
ектируемого объекта, поскольку норма амортизации а (приблизительно)
^тио пропорциональна сроку службы этого объекта (Тсл):
I
а =-----.
Т
сл
При дальнейших алгебраических преобразованиях целесообразно
ввести понятие «приведенные затраты» (3), формула для которых основа-
на на тех же показателях:
3 = И„ + (а + р)-К, (11.9)
а если включить амортизационные отчисления (аК) в состав эксплуата-
ционных расходов И, как это принято в отечественной практике, формула
приобретет знакомый вид при нормативном коэффициенте экономиче-
ской эффективности Ен = р:
3 = И + рК. (11.9а)
Как указывалось выше, прежде у нас нормативный коэффициент эко-
номической эффективности принимался одинаковым для всех отраслей
народного хозяйства и для любых предприятий, поскольку должен был со-
ответствовать средней по всему народному хозяйству рентабельности про-
изводственных фондов. В то же время известно, что эта рентабельность су-
щественно отличается для разных отраслей (для тяжелой промышленности
она ниже, для легкой — выше) и для разных предприятий. В настоящее
время вместо него можно использовать средний банковский процент. Это
особенно ярко видно при экономическом осмыслении показателя эконо-
мического эффекта (Э), вычисленного как разница приведенных затрат:
Э = 3,-32;
Э = (И111-Ип2)-(а + р)-(К2-К1)
Или при включении амортизационных отчислений в издержки:
Э = (Ип1-Ип2)-р(К2-К1). (11.96)
Ни ^СЛи вспомнить, что экономия издержек производства ведет к допол-
Цен ЛЬНо“ прибыли при одинаковой сумме реализации (при неизменной
е На данную продукцию):
181
m, = R - И,;
m2 = R - И2;
m, -m2 =И, - И2,
то можно произвести подстановку:
Э = (т1-т2)-р-(К2-К1). (11 |0
Экономический смысл формулы (11.10) следующий: если величин
получаемая при расчете по этой формуле положительна, т.е. дополнител’
ная прибыль (гП| - т2) больше, чем дивиденды от вложения суммы допол
нительных капиталовложений (К2 - KJ в банк или в ценные бумаги, дак^
щие ежегодную прибыль по банковской ставке р, то эти средства выгоднее
вложить в производство.
Таким образом, зарубежный метод оценки эффективности инвестиций по
показателю текущих затрат является просто частным случаем метода сравни-
тельной эффективности, принятого в отечественной методологии, и сводится
как это показано выше, к определению привычных показателей: сравнитель-
ного срока окупаемости, приведенных затрат, экономического эффекта.
11.3. ОЦЕНКА ПО ПОКАЗАТЕЛЮ ПРИБЫЛИ
Этот метод оценки состоит в определении условий для получения
максимальной прибыли при некоторой цене продукции (Ц), определяю-
щей сумму реализации (R):
m = R - И = ЦП - (Ип + Ик) = max.
Здесь так же, как и при оценках по текущим затратам, рассматривают-
ся два возможных варианта осуществления некоего инвестиционного
проекта (например, строительства производственной котельной). В од-
ном из них потребуются инвестиции в размере Кь текущие затраты соста-
вят величину И, = Ип1 + Ик1 и себестоимость производства Si = Snl + SK),
а цена, по которой может быть продана продукция для безубыточности
производств — Цр Для второго варианта инвестирования соответствен-
но — К2, И2 = Ип2 + Ик2, S2 = Sn2 + Sk2, Ц2.
По аналогии с предыдущим методом находится объем продукции
(критическая точка), при котором достигается равная прибыль в рассмат-
риваемых вариантах:
Ц.ПО - 8п1П0 - (Иа1 + И%1) = Ц2ПО - Бп2П0 - (Иа2 + Ио/о2),
откуда
П — (^ai + — И%2) (11-П)
° (Ц.-Ц2)-(8П1-Sn2) ’
182
жение (H-Н) также может быть проиллюстрировано графиче-
Вь,р 11 2), причем при П,<ПО выгоден 1-й вариант, при П2>ПО — 2-й.
ски (f омулы (ПИ) также видно, что при одинаковой рыночной цене
-П П для этого метода превращается в критический объем произ-
ц«Ц|-Н2- ь[Ч°исляемый для оценки эффективности инвестиций по теку-
В°ДмТ затратам (см. формулу (11.4)).
П еле преобразований, аналогичных проведенным в предыдущем
л чае (см. выражения (11.5), (11.6), получим:
СЛУ п _а-(К,-К2)+Р(К2-К,)_ К2-К,
0 (U,-LI2)-(Snl-Sn2) п2-п,
е П| и п2 — удельная прибыль на единицу продукции в 1-м и во 2-м ва-
Гбантах (без учета капитальной составляющей затрат).
Р Как видим, в этой формуле проглядывает аналогия с абсолютным
СООКом окупаемости дополнительных капиталовложений за счет допол-
нительной прибыли, и если Mj = П]ПО и м2 = п2По (прибыль также без уче-
та капитальной составляющей затрат), то:
1 К2-К, _ _
---= —------- = Го — абсолютный срок окупаемости,
а +р м 2 — м ।
(U.12)
идентичный ранее вычисленному (см. выражение (11.7)), и поскольку он
здесь определен для критического объема производства, он же показыва-
ет величину нормативного срока окупаемости (выражение (11.8).
Следовательно, и метод оценки эффективности инвестиций по пока-
зателю прибыли также сводится к традиционному методу — абсолютно-
му сроку окупаемости капиталовложений за счет прибыли производства.
Вероятно, можно, если пона-
добится, применять здесь и
другие показатели абсолют-
ной эффективности: рента-
бельность производственных
фондов, полных и дополни-
тельных капиталовложений,
рентабельность производст-
ва. Ранее нормативные вели-
чины сроков окупаемости,
во-первых, принимались по
«экспертным», не всегда дос-
таточно обоснованным сооб-
ражениям и, во-вторых, были
Разными для показателей
Рис. 11.2. К определению эффективности ин-
вестиций по показателю прибыли:
П|, П2, П — объемы производства, П„ — критический
объем производства, при котором m i= m2; m, — зависи-
мость прибыли от объема производства П в 1-м варианте;
т2 — зависимость прибыли от объема производства П во
2-м варианте
183
сравнительной и абсолютной эффективности. Здесь, при сочетании Тр i
диционных и некоторых положений современных методов, эти Норма'|
тивные величины одинаковы. Они вычисляются по норме амортизаци
капиталовложений, зависящей в каждом конкретном случае от состава и '!
вида оборудования, соотношения затрат на оборудование и на строитель,
но-монтажные работы и т.п.; по банковскому проценту, в данном случае
проценту по депозитам (см. пояснения к выражению (11.10), который за,
висит от состояния экономики вообще и финансового рынка в частности
11.4. «ПРИБЫЛЬНЫЙ ПОРОГ» (ГРАФИК БЕЗУБЫТОЧНОСТИ)
Оценка экономической целесообразности и эффективности инвести-
ций для одного отдельно взятого случая может производиться по так на-
зываемому «прибыльному порогу», т. е. по некоторому (также критиче-
скому) объему производства, выше которого производство приносит
прибыль, а ниже которого предприятие будет терпеть убытки (рис. 11.3).
Этот критический объем производства находится из уравнения, где при-
быль (т) равна 0, т. е. сумма реализации равна издержкам производства:
R = K Ц По = Sn По + Иа + Ио/о.
П —объем производства; ГЦ — критический объем производства, при котором пгО-
R - цП — сумма реализации продукции; И — издержки производства, m = R - И — прибыл
184
Отсюда определяется критический объем производства:
П = (11.13)
U-Sn
фик рис. 11.3 называется «графиком безубыточности», посколь-
1 зволяет определить условия, при которых производство будет при-
КУ п° м и предел («прибыльный порог»), ниже которого объем произ-
бЫЛства приведет к убыточности предприятия.
воДоледует отметить, что условие безубыточности определяется также
равенстве цены продаж и полной себестоимости: Ц = S = Sn + SK. Это
настоятельство также отражено на графике. Следовательно, для опреде-
ления прибыльного порога не обязательно вычислять сумму реализации,
остаточно знать зависимость себестоимости S от объема производства.
Этот метод особенно необходим для беспристрастной оценки экономиче-
ских перспектив при стремлении некоторых предприятий и даже подраз-
делений предприятий (цехов), в том числе и особенно промышленных
энергетиков, к экономическому обособлению и организационному отде-
лению своего энергетического хозяйства, обеспечивающего промышлен-
ное предприятие всеми видами энергии и энергетических услуг, от основ-
ного производства. Получение полной хозяйственной независимости мо-
жет ввергнуть новоявленное энергетическое предприятие в зону
убыточности или близкую к ней, приносящую минимальную прибыль,
недостаточную для выживания в условиях рынка, так что мнимая незави-
симость может перерасти в банкротство.
Изложенные выше современные методы экономической оценки эф-
фективности инвестиций (капиталовложений) позволяют еще раз подтвер-
дить важный вывод: при высоких процентных ставках на капитал (р>1 или
около 1), т.е. при высокой доходности денежных вкладов или ценных бу-
маг никакие капиталовложения в производство не оправдывают себя.
11.5. УЧЕТ ФАКТОРА ВРЕМЕНИ (ДИСКОНТИРОВАНИЕ)
В СОВРЕМЕННЫХ ЭКОНОМИЧЕСКИХ ОЦЕНКАХ
в рыночной экономике критерии эффективности инвестиций интег-
рируют в себе и затраты, и доходы, относящиеся к данной инвестиции,
независимо от их природы, за весь жизненный цикл объекта.
Информационной базой для расчета эффективности инвестиций яв-
б попгок мятежей (поток наличности), который представляет со-
совокупность статей приходной и расходной части баланса предпри-
ми» (фирмы).
потИСПОЛЬЗуя теРминологию, принятую за рубежом, можно сказать, что
Ин Пллтежей формируется на основе показателей «чистого дохода» и
тиционных расходов. Под чистым доходом (D) понимается общий
185
доход, полученный в каждом временном отрезке (t) за вычетом з
связанных с его получением. В платежи входят все прямые и кос 3Tpat’
расходы по оплате труда, материалов, топлива и т.д. и налоги. Амо^1*
ционные отчисления в состав этих расходов не включаются. Инвес^н^'
онные расходы отражаются в потоке платежей со знаком «минус» ТИЦ11'
Член потока наличности для временного отрезка t:
Zt = (Rt - Им) - (Rt - Hnt - Л,)ан - К,. (1
«Чистый доход» в год t:
Dt = (R, - Им) - (R, - Hnt - JIt)aH. (1 j j
Сумма выплачиваемых налогов в год t:
Ht ~ (Rt— Hnt ~ Л()ан- (11.16)
Тогда член потока наличности
Zt = D,-Ht,
где R, — объем реализованной продукции (ожидаемый доход-брутто от
реализации производимой продукции); И, — текущие расходы (издерж-
ки) без амортизационных отчислений; JIt — расходы, на которые распро-
страняются налоговые льготы и которые не облагаются налогом;
ан — налоговая ставка; Kt — инвестиционные расходы в год t,
В зависимости от величин доходов и расходов члены потока налично-
сти по годам могут принимать знак «+», когда доходы больше расходов,
или «-», когда расходы больше доходов.
Количественный анализ потока наличности осуществляется с привле-
чением теории финансовых рент. Под рентой (аннуитетом) понимают
ряд платежей или поступлений (членов рент) независимо от их происхо-
ждения, выплачиваемых или получаемых через одинаковые промежутки
времени. Во всех случаях это платежи, распределенные во времени.
Если постоянные платежи в сумме Z выплачиваются в конце каждого
года на протяжении t лет, то имеет место постоянная рента с t членами.
Финансовые результаты от вложения и использования инвестиций по
годам инвестиционного периода, т.е. члены потока наличности также мо-
гут рассматриваться как годовая рента.
Для собственника капитала часто важна не столько величина «немед-
ленного» эффекта, получаемого в виде текущей прибыли, сколько надеж-
ное длительное извлечение дохода, возвращающее затраченный капитал,
с его приростом. Иными словами, инвестору небезразлично, какой доход
будет иметь фирма по истечении инвестиционного периода. При эт
должно соблюдаться условие, что доход, полученный в данном гаИУ’о.
следующем году также принесет доход, если будет вложен в дело или
мещен в банк (доход от дохода), и т.д. В результате конечное финансо
186
Лирмы за счет данной инвестиции Vt определяется приведени-
сОстояни у ваниему членов потока наличности (годовых рент) к по-
ем (диско иНВестиционного периода:
спеднему ro/v
Vt=z, (П-17)
Vt = SZt(l+p)T-‘, (11.17а)
_______член потока наличности (рента); р — процент на капитал;
ГДе год платежа (любой год инвестиционного периода); Т— последний
^инвестиционного периода.
Инвестора также интересуют оценка будущих ожидаемых эффектов
х «цены» с позиций сегодняшних затрат. Для этого ожидаемые доходы
И олятся к текущему, сегодняшнему времени с помощью дисконтиро-
вания т.е. приводятся к началу инвестиционного периода.
Суть дисконтирования к первому году инвестиционного периода со-
стоит в том, что будущий эффект экономической деятельности в стоимо-
стной форме представляется как некая сумма сегодняшнего времени
плюс процент на нее, который мог бы быть получен, если бы эта сумма
предстала в виде банковского капитала. Тем самым, каждый эффект бу-
дущего, приведенный к настоящему времени, имеет меньшую против бу-
дущей величину. Такой подход в технико-экономических расчетах проис-
текает из развития банковских форм капитала, денежного кредита как
средства извлечения доходов собственником капитала путем представле-
ния «функционирующим» капиталистам заемных средств, которые пре-
вращаются их временными владельцами в реальный капитал, принося-
щий прибыль. Любой инвестор, оценивающий эффективность своей дея-
тельности на перспективу, предоставляет этот процесс как
гарантирующий ему минимальный доход на денежный капитал.
Дисконтирование к началу инвестиционного периода предполагает,
что если через t лет будет получен доход С, то при процентной ставке на
капитал, равной р, приведенная (современная) величина дохода составит:
С
G= , =qQ
(1+Р)
(11.18)
где G — современная величина дохода С;
Ч = ----—----дисконтный множитель; (11.19)
(р+1)*-1
Р процент на капитал.
Дисконтирование членов потока наличности (годовых рент) к началу
Нвесгпиционного периода (к первому году) имеет вид:
SZt (1 + р)- = EZ,----!—г - SZtq. (11.20)
(1 + Р)
187
В основе дисконтирования лежит принцип наращения по слож
процентам, т.е. предусматривается дисконтное реинвестирование к
тала для получения дохода в соответствии с процентной ставкой Та
образом, вышеприведенное выражение характеризует процесс, об
ный приращению капитала. т'
Иными словами, при дисконтировании членов потока наличности
началу инвестиционного периода мы сталкиваемся с проблемой оценки
сколько стоит сегодня 1 рубль, выплаченный в будущем? Ответ зависит
от процентной ставки — нормы, по которой можно получить ссуду Или
предоставить кредит. Например, стоимость 1 рубля, если он вложен со
ставкой р, через 2 года составила бы 1 (1+р)2. Следовательно, сегодня
стоимость этих будущих рублей 1/(1+р)2.
Очевидно, для оценки приведенных к сегодняшнему времени вели-
чин большую роль играет процентная ставка. Рекомендуют использовать
в качестве процентной ставки минимальную привлекательную ставку до-
ходности. Чаще всего при анализе эффективности инвестиций использу-
ют три варианта ставки:
— усредненная «стоимость капитала», т.е. усредненные выплаты по
различным видам занятого капитала — обыкновенным и привилегиро-
ванным акциям, процентным ставкам за кредит и т.д.;
— субъективные оценки, основанные на опыте работы фирмы;
— ставки по долгосрочному кредиту.
На выбор ставки, кроме внешних, влияют и внутренние факторы, свя-
занные с кредитоспособностью фирмы, оценкой ее ближайшего и отда-
ленного будущего и т.д. В итоге инвестор принимает в качестве ставки
для дисконтирования некоторый приемлемый для него уровень доходно-
сти.
Методы оценки инвестиций, учитывающие фактор времени, в качест-
ве критерия эффективности инвестиций используют показатель капита-
лизированной ренты или чистого приведенного дохода, который может
приводиться или к началу, или к концу инвестиционного периода.
Инвестиционным периодом называется период времени от начала
вложения инвестиций до окончания эксплуатации данного объекта.
Применяются следующие методы:
1. Метод начального финансового состояния или метод капитали-
зированной ренты, предполагающий дисконтирование доходов и расхо-
дов к первому году инвестиционного периода. При использовании этого
метода предполагается условно, что величины процентных ставок на Д°
ходы и расходы одинаковы (неприменим в условиях инфляции).
2. Метод конечного финансового состояния, при котором произво
дится дисконтирование чистого дохода и инвестиционных расходов к по
188
сЛеднему году инвестиционного периода. При этом предполагается что
величины процентных ставок на доходы и расходы различны
3. Метод динамического срока окупаемости
4. Метод внутренней процентной ставки (метод внутренней рента
дельности или внутренней доходности), который используется ппиTotcvt
ствии информации о величине процентных ставок на рынке капитала У
В основе всех методов лежит процесс сопоставления распределенных
в0 времени чистых доходов от инвестиций и самих инвестиций т е ” '
или потока наличности. Каждая фирма, руководствуясь накоплен^
опытом, наличием финансовых ресурсов, целями, преследуемыми в дан
ный момент, а также с учетом рекомендаций органов, регулирующихТ
тановление цен и тарифов, выбирает методический подход, применитоль’
но к своим условиям При использовании любого метода оценки эффек-’
тивности инвестиции должно выполняться условие, что для всех
11.6. МЕТОД КАПИТАЛИЗИРОВАННОЙ РЕНТЫ
Капитализированная рента (А) определяется приведением членов
потока наличности к началу инвестиционного периода и характеризует
цену ожидаемого эффекта с позиций сегодняшнего времени:
А = SZ^l+p)1-' = SZ,qt; (Н-21)
А = ДО.-КЭ-О+р)1-'; (11.22)
А = Д (Rt - Hnt - Ht) - Kt.) • (1 +p)'-«; (11.23)
A = E((Rt - Hnt) - (Rt - Hnt - Д) aH- Kt.)(l +p)'-‘. (11.24)
Критерий эффективности — капитализированная рента используется
как для оценки эффективности единичной инвестиции, так и для выбора
оптимального варианта при сравнении альтернативных проектов. Если
значение капитализированной ренты положительно, инвестиции в дан-
ный проект эффективны. При сравнении альтернативных инвестицион-
ных проектов оптимальным является вариант с большей положительной
величиной капитализированной ренты. При этом выбор оптимального
нарианта может осуществляться двояко:
— первый метод предполагает расчет капитализированной ренты по
сравниваемым вариантам и выбор одного из них по максимальной поло-
^^тельной величине капитализированной ренты;
189
— второй метод предполагает расчет капитализированной ренты
дополнительных инвестиций в более дорогой вариант, т.е. расчет кап
лизированной ренты для разности инвестиций.
В случае если капитализированная рента разности инвестиций
ложительна, эффективен вариант с большими инвестиционными ।
дами. И наоборот, при отрицательном значении дополнительные
стации неэффективны:
по-
Расхо-
: инве-
АА S(Ztj-Zt2)’(l+p)1 * ZAZtqt; (11.25)
АА = L(ADt - AKt) qt = S(ARt - AHnt - AHt - AKt) • qt; (j j 26)
AA = S(ARt (1 - aH) - АИП, (1 - aH) + ДЛ,ан - ДК,)) • qt. (11 27)
Следует отметить, что во всех излагаемых методах наблюдается отличие от принятых в
нашей стране понятий. Так, в качестве эксплутационных издержек здесь используются про-
изводственные затраты, не включающие амортизационные отчисления, а также в отличие
от понятия «текущие затраты», применявшегося в методах оценки эффективности инвести-
ций без дисконтирования, без процентов на капитал. В связи с этим отличаются и понятия
«чистый доход» и «чистая прибыль» (прибыль-нетто): если прибыль-нетто вычисляется как
разница между суммой реализации (R) и суммой издержек (И = И„+Иа), налогов (Н) и платы
за кредит (И%), то чистый доход получается вычитанием из суммы реализации (R) только
производственных затрат (И„) и налогов (Н). Таким образом, величина чистого дохода (D)
больше прибыли-нетто на величину амортизационных отчислений (Иа) и платы за кредит
(И% =рК).
Вероятно, эти отличия вполне оправданы, так как амортизационные отчисления, кото-
рые теоретически должны направляться на простое воспроизводство, фактически вместе с
частью прибыли образуют фонд накопления (бывший фонд развития производства), на-
правляются на расширенное воспроизводство, на реинвестицию из состава чистого дохода.
Плата за кредит (проценты на капитал — И%) при дисконтировании учитывается, когда при
вычислении потока наличности из чистого дохода (D) вычитается не только величина инве-
стиций (К), но и произведение инвестиций и процентной ставки (р) на капитал, т.е. плата за
кредит (рК= Ио/.).
11.7. ОЦЕНКА ПО КОНЕЧНОМУ ФИНАНСОВОМУ СОСТОЯНИЮ
Метод оценки по конечному финансовому состоянию — это метод
инвестиционного расчета, при котором платежи дисконтируют на конец
инвестиционного периода:
Vt=ZZ,-(l+pr = S((R,-Hrt)-(Rt-Hnt-ni) •он-К,)-(1+рГ- О1-28)
Поскольку здесь поток наличности нарастает к концу инвестицион-
ного периода, вместо дисконтного множителя qt= l/(l+p)t-1 = (1+Р) в
расчетах используется показатель наращивания капитала (l+p)11-
В случае общей процентной ставки (если процентные ставки на дох°
ды и расходы равны) конечное финансовое состояние соответствует ка
питализированной ренте, дисконтированной на момент времени Т с
190
центной ставкой p. Поэтому в случае единой процентной ставки
щей ПР и расходы вместо метода конечного финансового состояния
На ользуют метод капитализированной ренты.
И<" Если в расчетах процентные ставки различны, тогда обязательно ис-
т метод конечного финансового состояния. Применение этого
поЛЬ о тпебхет выполнения следующих условий:
метода j w х
_____ каждая инвестиция имеет один позитивный счет (счет доходов)
величину Vt+ и один негативный счет на величину Vt“ (счетрасходов)',
на___все позитивные платежи (доходы) Dt вносятся на позитивный
счет а все негативные платежи (расходы) Pt вносятся на негативный счет;
’ доходы, вносимые на позитивный счет, дисконтируются с про-
центной ставкой 1, а расходы, вносимые на негативный счет, дисконтиру-
ются с процентной ставкой Ь;
_____ в зарубежной практике финансовых расчетов метод конечного
финансового состояния особенно часто используется при оценке эффек-
тивности новой техники, т. е. когда разность процентных ставок велика.
Экономический смысл критерия конечного финансового состояния
проекта—улучшение или ухудшение финансового состояния, дисконти-
рованного к последнему году инвестиционного периода.
В расчетах в зависимости от условий финансирования проекта воз-
можны две ситуации:
— первая предполагает невозможность или запрещение ежегодного
погашения расходов за счет доходов; погашение расходов (долгов) осу-
ществляется в конце последнего года инвестиционного периода; эта си-
туация называется «запрет уравнивания счетов»',
— во второй ситуации («обязательное уравнивание счетов») пред-
полагается ежегодное погашение расходов за счет доходов или кредита.
В случае запрета уравнивания счетов полученные доходы заносятся
на позитивный счет и дисконтируются в соответствии с процентной став-
кой на доходы 1):
Vt+ = Dt(l+l)T’t. (11.29)
Расходы заносятся на негативный счет и дисконтируются с процент
ной ставкой на расходы (Ь):
Vt-=Pt(l+b)T-‘. (11.30)
Конечное финансовое состояние проекта за весь инвестиционный пе
риод определяется как алгебраическая сумма приведенных доходов и
Расходов:
ч
Vt = XVt+ + EVf.
(11.31)
191
Вложение инвестиций в проект эффективно, если конечное состо
положительно, т. е. Vt > 0. НИе
При обязательном уравнивании счетов инвестор ежегодно дол
покрывать расходы за счет доходов или в случае недостаточности п еН
дов — за счет кредитов. °'
Если финансовое состояние проекта в предшествующем году gblJ]
положительно, т. е. доходы превышали расходы (VM > или = 0) °
Vt=Vt.,(l+l) + (Dt-Pt). (1132)
Уравнивание счетов не требует ведения раздельных позитивного и
негативного счетов. В этом случае достаточно иметь результирующий
счет в виде потока наличности:
zt = Dt-Pt. (11.33)
В результате финансовое состояние проекта в год 1 -й вариант опреде-
лится:
Vt = Zt+Vt.1 (1+1) (11.34)
при условии, что Vt_, > 0.
Если финансовое состояние проекта в предшествующем году было от-
рицательным, т.е. расходы превышали доходы (Vw < 0), расчет финансо-
вого состояния проекта в рассматриваемом году следует вести по формуле
Vt = Vt.1(l+b) + (Dt-Pt) (11.35)
или
Vt = Zt+Vt.,(l+b). (11.35а)
Метод конечного финансового состояния широко используется при
сравнении альтернативных инвестиционных проектов и выбора наиболее
эффективного из них. Критерием выбора оптимального варианта являет-
ся максимальное положительное финансовое состояние.
При сравнении вариантов с различными инвестиционными периода-
ми необходимо производить дисконтирование их к одному году:
— если дисконтирование производится к последнему году (Т) боль-
шего инвестиционного периода, то в варианте с меньшим инвестицион-
ным периодом конечное финансовое состояние следует определять также
для периода Т лет;
— если дисконтирование производится к последнему году более ко-
роткого инвестиционного периода, в варианте с большим инвестицион-
ным периодом на год приведения следует учитывать ликвидную стои-
мость объекта.
192
11.8. ДИНАМИЧЕСКИЙ СРОК ОКУПАЕМОСТИ
омический срок окупаемости — часть инвестиционного периода,
е которого окупается вложенный капитал и вместе с этим инве-
в получает доход в размере процентной ставки. Динамический срок
СТ°Р емости является критерием, который в определенной степени оце-
2ет риск инвестора.
Неуверенность в достоверности прогнозов растет с удалением во вре-
ени от настоящего момента, что увеличивает предпринимательский
к Очевидно, что существует верхняя граница срока окупаемости, при
переходе которой риск вложения возрастает до такой степени, что счита-
ется уже невыгодным вложение инвестиций.
Для определения динамического срока окупаемости дисконтирован-
ные члены потока наличности рассчитываются последовательно по го-
дам и стимулируются с учетом знаков, т.е. если
At = EZt(l+p)~t< О,
a At+I = ZZt(l+p)-<t+|)>0,
это означает, что вложенный капитал окупается в диапазоне от t до t+1
лег и срок окупаемости определится из неравенства t<T0K<t+l.
Между временными датами существует точка, для которой капитали-
зированная рента равна нулю. При этом динамический срок окупаемости
определяется линейной интерполяцией как
Т =t-------
“ А.., -
(11.36)
Расчетный срок окупаемости сравнивается с периодом окупаемости,
который устраивает инвестора.
Понятие динамического срока окупаемости, а также некоторых Дру-
гих понятий, используемых в современных методах экономических оце-
нок, станет более понятным из рис. 11.4.
Рнс. | [_4 График потока наличности
а»ергеthS "Рздприятий
Некого комплекса
193
На рис. 11.4 схематично показаны процессы инвестирования п
ния прибыли от вложенных инвестиций и погашения долгов. Когда^Че'
фик пересекает ось абсцисс и переходит из зоны отрицательных знач
в зону положительных величин, эта точка и соответствует динамическ^
сроку окупаемости. Из этого же графика видно, что если динамичес
срок окупаемости больше инвестиционного периода, то влож
средств невыгодно: инвестиции не окупятся, инвестор окажется в убытке6
При обесценивании денег предприниматель стремится к сохранению
своего финансового состояния, что достигается, когда его капитал дает
доход больше процентной ставки р на величину инфляционного процен
та, а, значит, при оценке риска динамический срок окупаемости должен
рассчитываться исходя из процентной ставки, включающей процент ин-
фляции.
11.9. ОЦЕНКА ПО ВНУТРЕННЕЙ ПРОЦЕНТНОЙ СТАВКЕ
(ВНУТРЕННЕЙ ДОХОДНОСТИ ИЛИ РЕНТАБЕЛЬНОСТИ)
Этот метод используется при отсутствии информации о величине
процентных ставок на рынке капитала и с его помощью определяется ми-
нимально допустимая величина доходности, при которой покрываются
все расходы инвестора в течение инвестиционного периода.
Внутренняя процентная ставка одной инвестиции — это процентная
ставка дисконтирования, при которой приведенный чистый доход равен
приведенным инвестиционным расходам, т. е. когда капитализированная
рента равна нулю. Определение внутренней процентной ставки основы-
вается на теории капитализированной ренты, т.е.
E((Dt - Pt)(l+x)' - Kt(l+xn = 0, (11.37)
где х — неизвестная внутренняя процентная ставка.
Если все инвестиционные расходы производятся в нулевой год (до
начала инвестиционного периода), то приведенное выше выражение уп-
рощается:
- Ко + Д Dt - Pt)( 1 +х)-‘ = 0; (11.37а)
E(Dt-Pt)(l+xr = K0. (П-376)
Уравнение (11.376) представляет собой полином Т-й степени. Так как
при Т > 3 решение полинома аналитически невозможно, используют ма-
тематический метод последовательных приближений (итераций). СуШ'
ность подхода заключается в следующем:
— выбирается любая общая процентная ставка р, и определяется со-
ответствующая ей капитализированная рента At;
194
ыбирается вторая общая процентная ставка р2, для которой вы-
^”ются следующие условия: если А,>0, то р^р,; если Aj <0, то Р2<Р!.
П°Л л* ле этого определяется соответствующая капитализированная рен-
1 паническое или математическое определение одного приближе-
Та ^’внутренней процентной ставке производится с помощью линейной
НИЯерполяции или экстраполяции. Процентная ставка рассчитывается по
формУле:
v-n А*<Рг-Р|>
А —U. ,
а2-а,
(11.38)
Если необходимо улучшить приближение х, то вычисляется, во-пер-
вых соответствующая капитализированная рента А3 и, во-вторых, произ-
водится дальнейшая интерполяция с одной из пар величин (р3, А3 и А2).
Этот процесс можно представить графиком (рис. 11.5).
При использовании метода
внутренней процентной ставки
необходимо придерживаться
некоторых правил, а именно:
— анализу подлежат инве-
стиционные проекты, у кото-
рых разность дохода и затрат
положительна или отношение
дохода к затратам больше еди-
ницы;
— для дальнейшего анали-
за отбираются, как правило,
проекты, внутренняя доход-
ность которых не менее
15—20%;
Рис. 11.5. К' определению внутренней про-
центной ставки:
Р, — первая из выбранных процентных ставок (низкая);
Р2 — вторая из выбранных процентных ставок (высокая);
Ро — искомая процентная ставка, при которой Z = 0;
Z, —поток наличности при процентной ставке Р>;
Z2—поток наличности при процентной ставке Р2
— внутренняя норма до-
ходности сопоставляется с реальной процентной ставкой на денежно-
кредитном рынке;
при обосновании нормы доходности следует учитывать поправки
на риск, налоги, инфляцию.
Наиболее общими причинами неопределенности в инвестицион-
ном сфере являются инфляция, возможные технические просчеты,
ошибки в определении проектной мощности, сроков строительства и
эксплуатации.
Ле^^Чет факторов неопределенности технико-экономических показате-
ний ^°Лжен стать одним из важных разделов экономических обоснова-
7, • а рубежом оценка этого фактора осуществляется различными мето-
195
дами — «тонкими» (вероятностными) и «грубыми» (варьированием По
Одним из распространенных за рубежом методов учета неопредеден 1
ности является метод оценки экономической прочности. Суть метода
заключается в варьировании результатов рассматриваемых вариантов
инвестиций. Для нового предприятия оцениваются возможные наименее
благоприятные показатели и условия. На основании наихудших исход,
ных показателей, принятых для такого расчета, определяются результи.
рующие показатели, например внутренняя норма рентабельности. Если
она будет не ниже чем, например, перспективная ставка на кредитном
рынке, то «предел прочности» есть и риск инвестирования практически
отсутствует.
Контрольные вопросы к главе И
1. Расскажите о группировке и составе текущих затрат при использовании современ-
ных методов экономических оценок.
2. Определите экономическую сущность современных методов при оценке эффектив-
ности инвестиций без учета фактора времени. Каково сходство этих методов с тра-
диционными методами оценок сравнительной и абсолютной эффективности?
3. Дайте определения понятиям поток наличности, член потока наличности, инвести-
ционный период, дисконтирование. Какова роль современных методов оценки с
учетом фактора времени в рыиочиой экономике?
4. Опишите метод оценки инвестиций по капитализированной рейте. Какова область
его применения?
5. Дайте определение методу оценки конечного финансового состояния. Что отличает
этот метод от всех остальных?
6. Дайте порядок расчета внутренней процентной ставки. Чем заканчиваетсягоценка
эффективности инвестиций по этому методу? Что такое «привлекательная» банков-
ская ставка?
„ IV. УПРАВЛЕНИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИМ
Р"Д ПРЕДПРИЯТИЕМ
Глава 12. Теоретические основы управления
в энергетике
12 1 ПОНЯТИЕ ОБ УПРАВЛЕНИИ. ЗАКОНЫ И ПРИНЦИПЫ
УПРАВЛЕНИЯ
Управление — это процесс сбора, обработки, передачи и предос-
тавления информации о состоянии управляемого объекта; разработки
вариантов управленческого решения; выбор наилучшего решения по зара-
нее выработанным критериям его оптимальности; организация выпол-
нения принятого решения для достижения поставленных целей; кон-
троль исполнения и сбор информации о новом состоянии управляемого
объекта.
Другое определение содержит характеристику основного средства
ведения управленческого процесса:
Управление — это процесс движения информации: учетной по вос-
ходящей ветви (от объекта к субъекту управления) и руководящей по нис-
ходящей ветви цикла управления (от субъекта к объекту управления).
Процесс управления следует рассматривать как цикл управленческих
действий, проходящих определенные фазы (этапы), которые можно опре-
делить как:
1) сбор информации о состоянии управляемого объекта;
2) первичная обработка и передача информации от управляемого
объекта (управляемой системы) к субъекту управления (в управляющую
систему);
3) предоставление информации в удобном для восприятия виде
должностным лицам и служащим в аппарате управления для первичного
заключения о состоянии управляемого объекта;
4) заключение о разработке некоего решения, принимаемое для из-
менения каких-либо показателей (параметров) в управляемой системе
ибо руководителем определенного уровня, либо традиционно, по заве-
ренному порядку работ, либо как само собой разумеющееся исходя из по-
жения дел на управляемом объекте;
’ Разработка вариантов управленческого решения, в том числе и с
тИмизационными расчетами и предварительными предложениями о
197
I
выборе наилучшего из них, сделанных по известным или специальн
работанным критериям оптимальности, с предварительным расчет^'
планового эффекта от реализации данного решения; Ок*
6) представление вариантов руководителю определенного yDo
для окончательного выбора и принятия управленческого решения Н*
достижения поставленной цели;
7) организация выполнения принятого решения путем подготовки
выпуска определенных руководящих документов — приказов, распоря
жений, указаний (в том числе устных) и др.;
8) контроль исполнения принятого решения;
9) сбор информации о новом состоянии управляемого объекта после
реализации принятого решения;
10) оценка эффективности принятого и реализованного решения;
11) анализ информации о новом состоянии управляемого объек-
та — здесь заканчивается один управленческий цикл и начинается дру-
гой с прохождением всех отмеченных стадий.
Таким образом, управление представляет собой непрерывный цикл
действий управленческого персонала для достижения определенных це-
лей и решения определенных задач. В числе этих целей и задач, если име-
ется в виду управление крупным социально-производственным объектом
(регионом, городом, поселком, предприятием), — регулирование соци-
альных отношений, развитие производства, расширение и совершенство-
вание сервисной сферы и др. Для производственных объектов, в частно-
сти энергетических предприятий, главными целями и задачами управле-
ния является успешная производственно-хозяйственная деятельность для
получения прибыли.
Целевая функция энергетики — это:
1) бесперебойность — специфическая для энергетики, не характер-
ная ни для одной другой отрасли материального производства;
2) сбалансированность — производиться должно столько, сколько
потребляется;
3) качество — соблюдение необходимых энергетических парамет-
ров: напряжение, частота, синусоидальность кривой тока — для электро-
энергии; давление и температура — для пара и горячей воды; теплота
сгорания, влажность, зольность — для топлива и др.;
4) экономичность — максимальная прибыльность при минимальных
затратах;
5) соблюдение интересов трудового коллектива и собственника.
На выполнение производственных и экономических задач для дости-
жения этих подцелей и выполнения всей целевой функции и направлен
весь процесс управления.
198
По определению, данному выше, управление представляется как в
ительной степени предопределенный, детерминированный процесс.
зНаЧаМ0М деЛе управлять приходится человеческой средой (коллектива-
На Сюдей), во многом непредсказуемой, вероятностной. Тогда следует
МИ таточно ясно понимать, что вся управленческая деятельность накла-
Д°С тся на вероятностную систему, а потому и сама вероятностна.
ДЫ Поскольку управление совершается в рыночной среде, не следует за-
„ пб экономических законах рынка, оказывающих явное или неяв-
бывз.1b v « j-i
влияние на все производственно-хозяйственные процессы. Среди за-
КОНОВ управления наиболее известны следующие.
Закон единства системы управления производством. Система долж-
на быть построена таким образом, чтобы исключить или свести к мини-
муму посторонние возмущающие воздействия на производственный про-
цесс. Иными словами, один объект — один субъект управления.
Закон пропорциональности производства и управления. Этот закон
имеет три аспекта: 1) пропорциональность и соотносительность отдель-
ных частей производства; 2) пропорциональное построение системы
управления в соответствии с установленными функциями и решаемыми
задачами; 3) пропорциональность (адекватность) управляемой и управ-
ляющей систем.
Закон оптимального соотношения централизации и децентрализа-
цииуправления. Центральный аппарат управления предприятием (заводо-
управление), как и центральные органы власти в стране, не могут и не
должны вмешиваться в детали производственного процесса, осуществ-
лять мелочную опеку подчиненных подразделений. На местах управле-
ние должно проводиться руководителями соответствующего уровня ком-
петенции, т. е. децентрализованно.
Закон участия трудящихся в управлении производством. Сейчас та-
кой стимул появляется в виде мотивации труда, т. е. при участии трудя-
щихся в собственности, прибылях и управлении.
В той или иной степени воплощением названных законов управления
в конкретные направления деятельности являются принципы управления,
нуждающиеся сегодня в некотором переосмыслении для рыночной эко-
номики.
1 • Принцип единства политики и экономики означает, с одной сторо-
ны, определение политических задач в развитии общества с учетом со-
стояния экономики, а с другой—требование политического, законода-
тельного обеспечения подъема и развития национальной экономики.
2. Принцип научности управления имеет три аспекта: I) необходи-
Ни{.ть Учета в управлении взаимосвязи природных и общественных явле-
тике^ПеРВЫ^ закон Диалектики); 2) обязательность применения на прак-
научных положений теории управления; 3) современные требования
199
широкого применения в управлении экономико-математических мет
и вычислительной техники. Од°в
3. Принцип демократического централизма означает необходим
полного учета местных условий при централизованной выработке рещТЬ
ний, а также делегирование существенной доли полномочий нижесто
щим органам управления: из заводоуправления — в цех, от руководств'
цеха — на участки, в бригады.
4. Принцип сочетания отраслевого и территориального управления
так же, как и принцип демократического централизма, означает сегодня
необходимость наряду с отраслевыми интересами в полной мере учиты
вать интересы регионов.
5. Принцип морального и материального стимулирования (мотива-
ции) труда является проявлением закона непрерывного роста благосос-
тояния трудящихся, а также выражением одного из законов управле-
ния — участия в управлении трудящихся.
6. Принцип планового ведения хозяйства отражает необходимость
следования одному из фундаментальных законов экономики — закону
планомерного, пропорционального развития.
7. Принцип ответственности, означающий: создание четкой органи-
зационной структуры; тщательную разработку положений о подразделе-
ниях в организационной структуре, положений о правах и обязанностях
руководителей всех уровней, должностных инструкций на каждом рабо-
чем, в том числе управленческом месте; установление точно определен-
ной материальной (коммерческой) ответственности подразделений и
должностных лиц за упущения в работе; разработку положений о преми-
ровании и депремировании по совершенно четко определяемым и легко
проверяемым показателям, и др.
8. Принцип правильного подбора и расстановки кадров, оптимальное
кадровое обеспечение процессов производства и управления является не-
пременным условием успешной производственно-хозяйственной дея-
тельности.
9. Принцип экономичности и эффективности. Главным показателем
положительных результатов производства и управления им является при-
быльность управляемого объекта — предприятия, фирмы. Здесь также
находит свое выражение один из основополагающих законов рыночной
экономики — закон максимальной прибыли.
10. Принцип преемственности хозяйственных решений. Любое реше‘
ние, принимаемое верхними эшелонами управления на предприятии
(фирме), требует последующей расшифровки, детализации на других, бо-
лее низких уровнях управления. Очевидно, если при этом преемствен-
200
нарушается, пРинятое решение не может быть выполнено доста-
Н°СТЬ хорошо, в полном объеме и в нужные сроки.
Т°ЧН° ие из известных принципов управления, как правило, вытекают
названных. В частности, называется принцип системности, который
И3 ит в непременном соблюдении цикличности управления с обяза-
С°льным прохождением каждого этапа управленческого цикла.
12.2. МЕТОДЫ УПРАВЛЕНИЯ
Для управления производственно-экономическими системами выра-
ботан целый арсенал различных методов, которые применяются по от-
дельности или совместно, комплексно.
Методы управления образуют четыре группы:
1) организационно-распорядительные (или административно-распо-
рядительные);
2) экономические;
3) социально-психологические;
4) социально-политические (идеологические).
Организационно-распорядительные методы — это управление с по-
мощью приказов, распоряжений, указаний, не терпящих возражений и
требующих неукоснительного выполнения. Одним из главных таких ме-
тодов, дающий наибольший управленческий эффект, является подбор и
расстановка кадров — производственных и управленческих.
Коллектив компетентных работников, единомышленников и в то же
время специалистов каждый в своей области (по современной термино-
логии — «команда») наилучшим образом может справиться со своими
задачами. Таким людям не надо подробно объяснять и обосновывать то
или иное решение руководителя: они все понимают, как говорится, с по-
луслова, будучи объединенными общими целями.
Экономические методы управления во все времена давали наилуч-
ший управляющий эффект, поскольку содержат самую главную мотива-
цию в обществе с товарно-денежными отношениями — материальный
стимул. Сегодня в числе этих методов можно назвать такие:
оплата труда в соответствии с квалификацией работника;
это заставляет стремиться к повышению квалификации, расширению и
Улучшению трудовых навыков, в том числе и в управлении. Главным дос-
тижением последних лет в этой области стала отмена ограничений в зара-
ке- Сейчас каждый работник имеет право зарабатывать столько,
ск°лько сможет. Одна из задач руководства — создать необходимые ус-
Ловия для возможности таких заработков;
201
премирование за выполнение установленных произво
венных показателей, расширение зон обслуживания, улучшение кач ДСТ'
работы; 68
внутрипроизводственный коммерчески'"
(бывший хозяйственный) расчет. Материальная (коммерческая')
интересованность остается главным стимулом высокопродуктивн
труда, необходимо только должным образом организовать на предп °
ятии внутрипроизводственные коммерческие отношения; р '
мотивация трудовой деятельности, состоящая
участии работников в собственности, прибылях и управлении.
Существуют и другие формы и разновидности экономических мето-
дов управления: выдача льготных ссуд и кредитов; оплата социальных
нужд работников; предоставление жилья — бесплатно или по льготным
ценам; обеспечение медицинским и санаторным обслуживанием также
по льготным ценам или бесплатно; оплата учебы самих работников и чле-
нов их семей и т.д. (Эти формы нередко относят к социально-психологи-
ческим методам управления, поскольку они экономически затрагивают
социальную сферу жизни.)
Социально-психологические методы управления — методы, основан-
ные на использовании социально-психологических факторов и направ-
ленные на управление социально-психологическими процессами, проте-
кающими в коллективе, для оказания необходимого воздействия в инте-
ресах достижения поставленных целей.
К числу этих методов относится, например, социальная эстетика, про-
изводственный дизайн: хорошая, красивая обстановка в цехе, в отделе по
наблюдениям специалистов снижает утомляемость, повышает произво-
дительность труда. Сюда же относится забота о социальных нуждах ра-
ботников. Одним из наиболее важных факторов такого управления явля-
ется создание в коллективе здорового, комфортного психологического
климата. Здесь важно выявить так называемого «неформального лидера»
и стараться привлечь его к процессам управления.
Социально-политические методы управления состоят в стимулиро-
вании качественного труда на основе политических, нравственных, рели-
гиозных, патриотических убеждений работников.
Все перечисленные методы управления должны использоваться в
комплексе, нежелательно, чтобы какие-то из них, даже экономические,
преобладали. Из опыта развитых стран известно, что именно комплекс-
ный подход, разумное использование этих методов в рациональном соче-
тании дает наибольший управляющий эффект. Так, в Японии наряду с
достаточно высокой и дифференцированной оплатой труда на предпри-
ятиях и в учреждениях существуют «комнаты психологической разгруз-
ки», где работники могут снять нервное напряжение, освободиться от
202
ГО состояния с помощью опытных психологов. В США, при об-
стрес остаточно высоком уровне жизни, также широко применяются со-
ШеМ ^но-психологические методы управления, причем иногда им отдает-
цйаЛЬедПочтение перед другими методами (см. работы Карнеги). Там
СЯ ПР многие люди имеют своего персонального врача-психолога, кото-
°ЧТих регулярно наблюдает, проводит сеансы психотерапии для снятия
Р^оизводственных и бытовых стрессов.
ПР^В отечественной науке разработан широкий спектр рекомендаций по
вменению методов управления. К сожалению, достижения науки у нас
большим трудом и опозданием находят дорогу в практическую деятель-
ность. Современный экономист-менеджер (бывший инженер-экономист)
должен быть хорошо оснащен передовой техникой управления для ус-
пешной работы в любой отрасли народного хозяйства, в том числе и в то-
пливно-энергетическом комплексе, на предприятиях любой формы соб-
ственности.
Совершенствование управления во многом связано с тем, чтобы при-
дать управляемой системе большую устойчивость за счет улучшения
производственных отношений, резервирования, в чем-то ужесточения
управленческих связей и т.п. Рыночная экономика особенно явно обна-
жила неустойчивость, вероятностный характер производственно-хозяй-
ственных явлений, и с этим необходимо считаться в полной мере.
Кроме того, все известные, проверенные наукой и прошлой хозяйст-
венной (не всегда такой уж негативной) практикой, экономико-организа-
ционные понятия, применимые при решении задач управления, сегодня
необходимо уточнять и корректировать для нынешних, еще не вполне ус-
тоявшихся рыночных отношений.
Совершенствование управления означает наилучшее выполнение
всех управленческих действий и деловых процедур в указанном цикле
управления, во всех его фазах. Следовательно, для этого необходимо
обеспечить все условия, т. е. создать информационную систему как хоро-
ший инструмент для управления в условиях рынка.
Если признать необходимость включать в процесс совершенствова-
ния все фазы и стадии управленческого цикла, совершенствование управ-
ления практически состоит в информатизации управления:
Информатизация управления —это своевременное обеспечение
всех звеиьев управления достоверной информацией, необходимой и дос-
таточной для подготовки, принятия и осуществления управленческого
Решения на любом уровне компетенции путем создания наиболее рацио-
Нальной структуры управления, оптимизации движения информацион-
потоков, совершенствования систем управленческой документации
докУментооборота.
203
На практике, разумеется, в процессе управления далеко не в
присутствуют все перечисленные выше стадии управленческого
Здесь следует учитывать целый ряд обстоятельств и факторов, кот
приведут к значительному сокращению как этих стадий, так и врем™6
прохождения цикла. Это чрезвычайно важно в реальных произво Н>*
венных условиях, при оперативном управлении быстротекущими п '
цессами, в экстремальных ситуациях, а также для оперативной реакц °
на изменение внешней экономической среды, на рыночную конъюнкта
ру. Однако отмеченное обстоятельство не только не отрицает необходи
мость изучения и совершенствования полного цикла управления для ка
ждого управленческого действия, но и показывает его целесообразность
и практическую эффективность. Действительно, в отмеченных экстре-
мальных ситуациях только у небольшого числа талантливых и очень
квалифицированных руководителей реакция будет адекватной наблю-
даемому явлению и будет принято правильное, близкое к оптимальному
решение. А в большинстве случаев решение принимается впопыхах
«скоропалительно», и вряд ли будет не то, что оптимальным, а хотя бы
приемлемым.
Следовательно, для принятия верного решения любой и каждый ру-
ководитель должен иметь своеобразную, оперативно и в удобном виде
предоставляемую «шпаргалку», набор возможных наилучших решений,
из которых он быстро выберет подходящее для данного конкретного слу-
чая. Именно такие подсказки может дать информационная система, опе-
ративно представляющая необходимую и достаточную управленческую
информацию, обработанную по всем стадиям управленческого цикла с
помощью современных средств в автоматизированных комплексах вы-
числительной техники.
Критерием качества управления является его эффективность. Для эф-
фективного управления требуется решать очень большое количество
управленческих задач, стараясь ни одну из них не упустить из вида. Затем
на основе достоверных сведений и с должной оперативностью принять
необходимые решения, организовать и проконтролировать их осуществ-
ление. Само понятие эффективности хорошо известно и формулируется
как достижение поставленных целей при минимуме затрат. Вероятно,
для каждого конкретного предприятия эффективность — это наиболь-
шая прибыльность. Однако не следует забывать, что любое предприятие
действует в определенной экономической среде и его частная эффектив-
ность в значительной мере зависит от эффективности всей экономики,
всего хозяйственного комплекса страны.
Для общества в целом понятие эффективности, очевидно, состоит не только в произво
дственном, но и в социальном эффекте. Определение социально-экономического я<Р<*>е^[0.
как конечной цели управления государством, сегодня сформулировать очень нелегко.
204
,, йрсспорным в качестве цели управления сейчас можно считать социально-
пх/й самым uvvvi г
жаПУ ическую стабильность, т.е..
экономь беспечение социальной защищенности людей;
2 гарантированность их экономико-правового статуса со справедливой и своевремен-
на оплатой труда;
цои крепление цивилизованных рыночных отношении под разумным государственным
контроле**’ ка и развитие тенденций к постепенному позитивному изменению (реструк-
эуризшии) И росту экономики.
Можно попытаться дать такое определение эффективному управле-
нию при достижении поставленных целей.
Эффективное управление производственно-хозяйственной деятель-
ностью __это обеспечение социально-экономической стабильности при
разумном государственном регулировании и организационно-правовом
обеспечении рыночных отношений, при всесторонней поддержке любых
позитивных тенденций к развитию экономики независимо от форм собст-
венности, осуществляемое с наименьшими материальными, трудовыми и
финансовыми затратами.
Чтобы разобраться во всем сложном комплексе управленческих задач
на любом производственном объекте, следует тщательно изучить всю
систему управления. Одним из наиболее эффективных способов такого
изучения является умозрительное расчленение этой системы на состав-
ные части, выделенные по определенным признакам, т. е. следует провес-
ти декомпозицию системы управления.
12.3 ОСНОВЫ ДЕКОМПОЗИЦИИ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ
Процесс управления происходит в результате движения разнооб-
разной управленческой информации. Следовательно, совершенство-
вание управления должно происходить при улучшении информацион-
ного обеспечения. Для оптимизации движения информации (информа-
ционных потоков) необходимо ее упорядочение на основе
классификации. Требуется установить или выбрать некоторую едини-
цу информации, которую затем уже использовать как неделимый эле-
мент классифицируемого множества. В качестве возможных таковыми
являются:
I) показатель как минимальная единица информации;
2) управленческая задача как элементарный акт управления на лю-
и его стадии и в любой фазе цикла;
бол3) УП₽авленчес™й документ как документированная информация, в
ьшинстве случаев являющийся конечным результатом выполнения
кой-либо управленческой задачи.
205
При совершенствовании управления потребуется классифика
ная группировка каждого из этих элементов, а, следовательно, необхИ°Н'
ма разработка классификаторов для показателей, задач и документов
Показатели являются наименьшими из возможных Эле
тов — объектов классификации, используются при построении инЛо
ционных моделей управления и при описании информационных пого" Э
В теории управления существуют следующие определения (дефиниции^
— показатель — 1) контролируемый параметр системы; 2) наимень-
шая единица данных, имеющая смысловое значение и содержащая коли
чественную или качественную характеристику объекта;
— показатель в документе — совокупность реквизита-признака и
реквизита-основания. Обычно под показателем понимают количествен
ное значение (число) с набором идентифицирующих его качественных
признаков, причем таких признаков может быть несколько. Например: 50
(реквизит-основание') мегаватт (1-й реквизит-признак — размерность по-
казателя) — установленная мощность (2-йреквизит-признак — название
самого показателя) турбогенератора (3-й реквизит-признак — наимено-
вание 1-го объекта, к которому относится показатель), установленного на
ТЭЦ (4-й реквизит-признак — наименование 2-го, более крупного объек-
та, к которому относится показатель) № 3 (5-й реквизит-признак — иден-
тификация объекта).
Эта единица информации очень хорошо, но слишком подробно иллю-
стрирует процесс управления, и потому применяется при совершенство-
вании управления лишь для локальных решений, в частности, при упоря-
дочении информации в информационных потоках и при формировании
исходных или выходных данных управленческих задач для оценки ее не-
обходимости и достаточности на определенном уровне компетенции. В
то же время кодирование этих единиц информации давно уже получило
широкое распространение, для чего созданы общеотраслевые и общепро-
мышленные классификаторы.
Управленческие задачи — это реальный элемент управления, при-
сутствующий повсеместно, во всех звеньях и подразделениях, нуждаю-
щийся в упорядочении и взаимоувязке.
К сожалению, до сих пор нет четкого определения этого понятия и
единого мнения о границах управленческих действий, которые следовало
бы называть «задачей управления». Так, задачей может считаться выяв-
ление одного, отдельно взятого, показателя (минимальный уровень) или
комплекс вопросов, связанных с приложением какой-либо функции
управления к определенной области деятельности. Тем не менее задачи, а
также деловые процедуры являются основой моделирования управления
при построении функциональных моделей так, чтобы их выбор в качест-
ве одного из объектов классификации был бы вполне оправдан.
206
ьшинство управленческих действий, в том числе и тех, что заклю-
*’° в ПОдготовке и являются итоговым актом решения управленче-
чаК?Тзадач документируется, т. е. готовятся различные документы, от-
СКИХ шие' практически все аспекты управленческой деятельности.
-мнент — материальный объект, содержащий информацию в
* пованном виде и предназначенный для того или иного управленче-
Фи- действия при выполнении определенной функции в процессе под-
СК'ОВКИ принятия и осуществления управленческого решения: учета
г° тный документ), анализа (аналитический документ), нормирования
(нормативный документ), планирования (план), контроля (контрольный
документ) и др.
Определения, свойства, формы и разновидности документа хорошо
известны, кроме того он почти всегда имеет правовую, административную,
учетную, плановую, нормативную или любую другую функционально-
управленческую силу. Использование документов при построении функ-
циональных моделей вместо управленческих задач, как правило, придает
этим моделям большую четкость, причем они становятся иллюстрациями,
фрагментами общепроизводственного документооборота.
Информатизация управления требует классификации управленческих
задач, использования классификаторов производственно-хозяйственных
показателей и классификаторов управленческой документации.
Декомпозиция проводится по определяющим признаки классифика-
ции координатным осям, в качестве которых обычно принимаются: функ-
ции управления; области деятельности (области управления); объекты
управления; уровни (ранги) управления; виды задач управления и др.
Не все из названных понятий, образующих координатные оси при де-
композиции, определяются просто и однозначно. Помимо спорности и
неоднозначности некоторых классификационных группировок требуется
применить все эти категории и понятия к совершенно конкретной зада-
че — системе управления, и при этом иметь в виду возможное изменение
их экономико-организационного содержания в условиях рынка. Поэтому
названные категории и понятия нуждаются в специальном и подробном
рассмотрении.
Классификация может проводиться различными методами, из кото-
рых наиболее известны:
линейная классификация — простой перечень более или ме-
Нее однородных классифицируемых объектов;
фасетная классификация — группировка объектов класси-
фикации по некоторым признакам;
~~иерархическая классификация — ступенчатое последо-
ельное расчленение классифицируемых объектов (по принципу «мат-
₽ Шка в матрешке»);
207
— матричная классификация — расположение объектов
коем пространстве (2-х, 3-х, 4-х, наконец, в N-мерном), снабженном к Че'
динатными осями, в качестве которых выступают признаки классифи^
Наиболее универсальной является матричная классификация в к
рой содержатся принципы и линейной, и иерархической классификац^
К тому же она наилучшим образом соответствует задачам декомпозици*
системы управления любым объектом. и
12.4. ФУНКЦИИ УПРАВЛЕНИЯ
Функция управления — это особый вид работ, однородных по сво-
ему назначению и обеспечивающих функционирование системы управле-
ния, выполнение всех этапов управленческого цикла подготовки, приня-
тия и осуществления управляющего решения для достижения постав-
ленной цели, а именно:
1) руководство работами во всех фазах цикла;
2) организацию информации, циркулирующей по всему циклу;
3) учет, т. е. сбор сведений о состоянии управляемого объекта;
4) анализ учетной информации как одно из условий подготовки
управленческого решения;
5) нормирование различных показателей, выработка их эталонных
значений для сравнения при анализе и для последующего планирования,
а также отбор критериев для выбора оптимального управленческого ре-
шения;
6) планирование как акт реализации принятого решения, включая ор-
ганизацию его выполнения;
7) контроль исполнения и регулирование процесса осуществления
управленческого решения — завершение одного цикла управления и на-
чало другого;
8) учет, т.е. сбор сведений о новом состоянии управляемого объекта
после осуществления управленческого решения и т.д.
Перечень функций управления по-разному формируется в различных
руководящих документах и в работах специалистов. Если рассмотреть
«максимальный вариант» такого перечня, получим следующий класси-
фицированный состав известных функций управления: организация,
учет, анализ, нормирование, планирование, контроль, регулирование.
Иногда как одну единую функцию рассматривают «учет и контроль»,
«нормирование и планирование», «учет и анализ», «контроль и регулиро-
вание». В таких сочетаниях, безусловно, есть определенный смысл, по-
скольку, во-первых, эти функции взаимосвязаны в процессе выполнения
и, во-вторых, в указанных парах одна из них превалирует и низводит ДРУ'
208
о подчиненного положения, что также на практике часто оправдано.
ГУ10 gQM случае эти функции накладываются на другие, упомянутые
® Л координатные оси декомпозиции, и таким образом так или иначе
шают все «деловое пространство» управления. Каждая из функций
°Хедставляет достаточно сложный комплекс управленческих работ, и по-
°ому должна быть рассмотрена подробнее.
функция «организация» употребляется в качестве широкого, емкого
те мина относящегося ко всей управленческой, распорядительной дея-
тельности.
Организация включает подфункции:
руководство, осуществляемое административно-распоряди-
тельными, социально-психологическими, социально-политическими
(идеологическими) и преимущественно экономическими методами;
организация взаимоотношенийв процессах произ-
водства и управления, т. е. в управляемой, управляющей системах и при
взаимодействии между людьми, имея в виду их экономическую заинтере-
сованность в наиболее эффективном совместном труде;
организация информации во всех фазах и на всех про-
межуточных стадиях единого цикла управления при подготовке, приня-
тии и осуществлении управленческого решения.
Учет представляет собой сбор информации о состоянии управляемо-
го объекта и управляющей системы в их разных подразделениях на раз-
личных стадиях производственных и информационных процессов для це-
лей управления во всех фазах управленческого цикла. Существуют сле-
дующие виды учета:
оперативный учет, т. е. сбор информации на оперативный
момент времени, который в разных отраслях определяется по-разно-
му— от мгновения (долей секунды) до суток;
статистический учет и отчетность, которые точ-
нее следует определить как текущие, поскольку они призваны отражать
состояние всей системы в текущий момент, границы которого также оп-
ределяются по-разному — от суток или месяца, но всегда до года; суще-
ственным обстоятельством этой подфункции управления является нали-
чие заявленной в названии отчетности, т.е. статистической (текущей) ин-
формации, почти всегда документированной;
бухгалтерский учет, который вместе с бухгалтерским ана-
лизом хозяйственной деятельности образует комплекс управленческих
Р9 от, выполняемых по устоявшейся и хорошо отработанной методике.
Анализ представляет собой расчленение исследуемого объекта, пред-
а или явления на составные части, изучение этих частей и сравнение с
209
эталонами, нормативами для определения направлений совершено
ния изучаемого объекта; обычно проводится (или должен проводит068'
по технико-технологическим и экономико-организационным крит
во всех производственных и управленческих подразделениях в оснс>
для выработки управленческого решения.
В зависимости от периода, на материалах которого он проводи
различается: с”’
ретроспективный анализ, проводимый по материал
прошлых периодов (лет) и потому при наличии необходимых исходных
сведений наиболее часто применяемый;
оперативный — на оперативный момент времени, особенно
необходимый для быстротекущих процессов, например, в электроэнерге
тике, однако используемый практически повсеместно, в том числе на опе-
ративных совещаниях («оперативках», «летучках» и т.п.), но не всегда
документально оформляется; при использовании вычислительной техни-
ки может проводиться действительно оперативно, с необходимой доку-
ментальной фиксацией, иногда — в режиме реального времени, для чего
требуются грамотная экономико-математическая постановка задач и доб-
ротное программное обеспечение;
текущий — проводимый на протяжении всего текущего (плано-
вого) периода, в частности, при выборе из вариантов управленческого ре-
шения наилучшего, оптимального; его результат отражается в управлен-
ческих документах, где акт анализа может и не отмечаться как вспомога-
тельное средство управления;
анализ перспективных планов проводится при выбо-
ре наиболее целесообразного варианта какого-либо будущего решения,
содержащегося в перспективном плане, и также часто не отражаемый как
аналитический акт.
Из сказанного видно, что кроме ретроспективного анализа, применяе-
мого преимущественно в исследовательских целях, анализ как функция
управления не фиксируется в управленческой деятельности, способствуя
достижению должного качества управления, но выполняя вспомогатель-
ные задачи, и потому не рассматривается и не оформляется как акт управ-
ления.
Нормированием называют процесс определения какой-либо нормы
(лат. norma — руководящее начало, правило, образец), представляю-
щей собой узаконенное установление, признанный обязательным поря-
док. В производственно-хозяйственной деятельности под нормировани-
ем понимают научно-техническое обоснование расхода какого-либо ре"
сурса (сырья, материалов, энергии, трудозатрат, финансов и т.п.) ДлЯ
производства единицы продукции или работы, в том числе и работы
управления. Словесное определение нормы в различных руководящих
210
алах и в специальной литературе трактуется по-разному, в до-
матеР gOJIbmoM диапазоне понимания этого термина. Можно предло-
вольн° таких определений, отражающее наиболее существенные
Свойства этого понятия.
rj гтоизводственно-хозяиственных затрат — это установле-
Г1ОрМи
плановой меры, научно и технически обоснованного количества по-
НИ^б яемого ресурса определенного вида (сырья, материалов, энергии,
ТР денег и др.), необходимого и достаточного для выпуска единицы
ТРУ ’ енной продукции или выполнения работы установленного каче-
ства в реальных организационно-технических условиях производства.
В энергетике это общее определение конкретизируется: норма расхо-
да энергетических ресурсов — необходимое и достаточное, технически и
экономически обоснованное количество энергии для производства еди-
ницы продукции (работы, услуги) в реальных условиях энергетического
или промышленного производства.
В практике хозяйствования наряду с понятием нормы широко исполь-
зуется термин «.норматив», причем нередко оба этих понятия получают
один и тот же смысл. Однако в ряде случаев, например, при производст-
венном нормировании энергетических ресурсов, эти понятия строго раз-
граничиваются, являясь дополнением одного другим. Тогда представля-
ется целесообразным дать более четкое определение нормативу для его
последующего использования, не путая с понятием нормы.
Норматив — количество ресурса, теоретически необходимого для
выпуска единицы продукции или выполнения работы установленного ка-
чества, установленное научно-техническими расчетами без учета реаль-
ных организационно-технических условий производства; норматив все-
гда меньше нормы на величину неизбежных потерь (непредусмотренных
затрат), возникающих вследствие эксплуатационных и режимных откло-
нений от запланированного хода технологических или производствен-
но-хозяйственных процессов.
С учетом данных определений и пояснений следует сформулировать
понятие нормирования как функции управления.
Нормирование — это процесс установления плановой меры, величи-
ны, численного значения или каких-либо других количественных или ка-
чественных показателей с разработкой соответствующего норматива
или нормы, в практике производственно-хозяйственной деятельности в
зависимости от времени применения норм различаются следующие виды
нормирования:
текущее — разработка соответствующих норм на текущий, пла-
ыи период (обычно —на плановый год, иногда с разбивкой по кварта-
м и даже месяцам);
211
перспективное — разработка норм и нормативов на пев
тиву, в качестве которой принимаются сроки, большие, чем год6**
Не следует классифицировать нормирование по видам норм, как
иногда делается в некоторых исследованиях, поскольку в данном cav
рассматривая нормирование как функцию управления, отмечаются л
его временные градации и не имеет никакого значения деление норм
их назначению, степени агрегации, способу разработки и т.п. П°
Планирование — это целенаправленная деятельность государсщ
(как его центрального аппарата, так и местных, региональных админист
раций) по определению на ближнюю и дальнюю перспективу объемов
пропорций и темпов общественного воспроизводства во всех (государст
венных и негосударственных) секторах экономики при реализации эконо-
мических, социальных и научно-технических задач.
Планирование, отталкиваясь от этих глобальных задач в экономике
страны, должно вестись тем детальней, чем меньше производственно-хо-
зяйственный объект. Так, на уровне региона объемы, пропорции и темпы
воспроизводства требуют достаточно подробной расшифровки и привяз-
ки к отраслям и даже к конкретным предприятиям. А на предприятиях
план — руководящий документ всей деятельности, разумеется, без его
догматической абсолютизации и при необходимой гибкости, мобильно-
сти и маневренности в условиях изменчивой рыночной конъюнктуры.
Именно с таких позиций следует рассматривать планирование как одну
из важнейших функций управления.
С учетом традиций отечественной экономики для любого производ-
ственного объекта можно дать следующее определение: планирова-
ние — разработка программы (программирование) будущих действий в
любой области деятельности с составлением программных докумен-
тов — планов.
По видам, определяемым плановыми сроками, различают планирование:
оперативное — на оперативный момент времени (в энергети-
ке— мгновение, час, сутки);
текущее — на текущий, плановый период; обычно на год с раз-
бивкой по кварталам и месяцам, и после каждого квартала (месяца) годо-
вая плановая программа должна уточняться, корректироваться с учетом
новой (рыночной) ситуации;
перспективное — на плановую перспективу, т. е. 5, обычно
предполагает уточнение текущих плановых программ по прошествии ка-
ждого из текущих периодов (года);
долгосрочно е — на период 10—15 лет, обычно с разбивкой на
меньшие перспективные сроки, с корректировкой последующих про
грамм по прошествии одного из этих сроков;
212
огнозирование — за пределами долгосрочного планиро-
п Р о 30 лет и более; для экономико-социальных прогнозов использу-
вания^пециальные прогностические методы (из арсенала науки прогно-
ютСЯ с прИМенением теории вероятности и потому в условиях рынка
стики) и для других, краткосрочных видов планирования.
Г°Д Как уже отмечалось, контроль и регулирование являются двумя само-
ельными функциями, однако рассмотрение их по отдельности неце-
СТ°ообразно, поскольку «контроль ради контроля» беспредметен, а регу-
Лирование возможно лишь после необходимого контроля соответствую-
щих параметров.
Контроль и регулирование — две тесно взаимосвязанные функции,
пичем контроль необходим только в целях регулирования выявленных
отклонений от нормального (нормированного) хода производственно-хо-
зяйственной деятельности, которые всегда могут иметь место в жизни.
По периодам их осуществления они различаются как:
оперативные — на оперативный момент времени, что особен-
но важно для непрерывных быстропротекающих процессов, например
при электроснабжении потребителей;
текущие— в текущий, плановый период, т.е. в течение года или
в любой период, больший, чем оперативный.
Из рассмотрения каждой отдельной функции управления видно, что
они вместе со своими подфункциями играют важнейшую роль в управле-
нии социальной и производственно-хозяйственной жизнью страны, ре-
гиона, города, предприятия, организации, учреждения. Для каждого кон-
кретного случая их перечень может приниматься по соображениям целе-
сообразности, наибольшей значимости той или иной функции и
подфункции, а также исходя из требований оптимального кодирования.
Для энергетических систем принят следующий перечень:
0. Общее управление (организация).
1. Перспективное планирование.
2. Текущее технико-экономическое планирование.
3. Оперативное планирование.
4. Оперативное управление, контроль и регулирование.
5. Оперативный учет.
6. Бухгалтерский и статистический учет и отчетность.
'• Анализ деятельности.
8. Нормирование.
Все эти функции в хозяйственной практике и при декомпозиции
системы управления прилагаются (проецируются) на другие коорди-
тные оси, прежде всего на области деятельности и объекты управ-
213
12.5. ОБЛАСТИ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ (ОБЛАСТИ УПРАВЛЕНИЯ)
Области, в которых происходит управленческая деятельность ппи
полнении всех функций, во многом определяются структурой и спец
кой объекта управления, особенностями соответствующей отрасли
предприятия. и
В самом общем виде можно дать следующее определение: облас
управления (области деятельности) — это специфические области про*
изводственно-хозяйственной и социальной деятельности, охватываю
щие производство продукции, работ и услуг; эксплуатацию произведет
венных и непроизводственных объектов, включая землепользование-
все виды экономической работы; различные аспекты финансовой дея-
тельности; все виды снабжения, в том числе материально-технического-
различные виды технического, санитарного, архитектурно-планировоч-
ного и юридического надзора; социальное обеспечение и защиту насе-
ления.
Поскольку круг этих областей очень широк и не может быть достаточ-
но подробно описан в одной координатной оси, для областей управления
применяется ступенчатая классификация: сначала называются наиболее
крупные, агрегированные области деятельности, которым присваивается
1-й порядок; каждая из областей 1-го порядка расшифровывается — обра-
зуются области 2-го порядка; при необходимости производится дальней-
шая детализация —• возникают области деятельности 3-го, 4-го и после-
дующих порядков.
В энергетике (точнее — в электроэнергетических системах) областя-
ми 1-го порядка считаются:
0. Общее управление.
1. Баланс энергии.
2. Баланс мощности (при эксплуатации).
3. Баланс мощности (при развитии энергосистемы).
4. Труд, кадры и заработная плата.
5. Материально-техническое снабжение.
6. Себестоимость.
7. Финансирование и сбыт.
8. Присоединение и надзор.
9. Техническая подготовка производства.
Группировка и наименование этих областей 1-го порядка даны также
исходя из соображений оптимального кодирования, чтобы иметь только
десять областей.
Покажем один из вариантов классификации областей управления в энергетике. отно^_
щийся к электроэнергетическим системам. В промышленной энергетике, точнее — в эн р
хозяйстве промышленных предприятий, возникают следующие области деятельное
214
Потребление энергии (в энергетических и энергоиспользующих установках).
У Использование энергии.
Z’ эксплуатация энергетического и энергоиспользующего оборудования.
Режимы работы энергетического и энергоиспользующего оборудования.
t Надежнос’п> системы энергоснабжения и работы энергооборудования.
6 Внутризаводской энергонадзор.
7 Ремонтное обслуживание энергооборудования.
’ Труд. кадры и оплата тРУда в энергослужбе.
9 Материально-техническое обеспечение энергохозяйства.
10 Экономическая работа в энергослужбе.
П Развитие энергетического хозяйства предприятия.
Здесь как видим, не соблюден принцип оптимального кодирования. Однако энер-
йство предприятий по своим масштабам и сложности управления не соизмеримо с
ГОХ тооэнергетическими системами. Поэтому здесь, как правило, не требуется дальнейшая
Дешифровка областей деятельности.
Примерно так же происходит группировка и классификация областей
2-го и последующих порядков. Например, область 6. Себестоимость
расшифровывается областями 2-го порядка следующим образом:
60. Себестоимость продукции.
61. Себестоимость электрической и тепловой энергии.
62. Производственные расходы на электрическую и тепловую энергию.
63. (Резервная область).
64. Общестанционные и общесетевые расходы.
65. Общесистемные расходы.
66. Себестоимость капитального ремонта хозяйственным способом.
67. Себестоимость услуг на сторону.
68. Себестоимость продукции ремонтных заводов.
69. Непроизводительные расходы и потери от брака.
Аналогичным образом расшифровываются и другие области 1-го по-
рядка. При этом предусматривается дальнейшая детализация областей
деятельности. Например, для области 1-го порядка Баланс мощности
возникают следующие области управления 2-го и 3-го порядков:
Ю. Энергоресурсы.
100. ~
101.
102.
ЮЗ.
104.
105.
106. _ _________ ___________
109. (Резервные области).
ели при выборе координатных осей для декомпозиции системы
равления ограничиться лишь двумя их них — функциями и областями
Этом ^ть практический смысл, поскольку трехмерную — объем-
215
Поступление топлива.
Отпуск топлива.
Расход топлива.
Энергетический расход топлива.
Удельные расходы топлива.
Расход топлива на производство тепловой энергии.
Специфические показатели органического топлива.
ную — декомпозицию трудно изобразить, а четырехмерную и более
трудно наглядно представить), то можно получить двухмерную табли*^
матрицу управления (табл. 12.1).
Таблица 12.1. Таблица-матрица управления энергетической сисгем -
(декомпозиция системы управления по функциям и областям 1 8
порядка) Го
Функции управления
Области управления
0. Общее управление
1. Баланс энергии
2. Баланс мощности (эксплуа-
тация)
, 3. Баланс мощности (разви-
тие)
4. Труд, кадры и заработная
плата
5. Материально-техническое
снабжение
6. Себестоимость
7. Финансы и сбыт
8. Присоединение и надзор
9. Техническая подготовка
производства
Как видно из табл. 12.1, в ее ячейках-клетках, образующихся на пере-
сечении функций и областей управления, содержатся обширные и слож-
ные комплексы управленческих задач. Наименование каждого такого ком-
плекса сответствует функциям и областям, на пересечении которых он
находится. Например, «Текущее планирование баланса энергии», «Опе*
ративное планирование баланса мощности при эксплуатации», «Норми-
рование финансовой и сбытовой деятельности» и т.п.
Каждый такой комплекс для достижения достаточной степени под
робности можно опять подвергнуть классификационному расслоению,
возможно, неоднократному, прежде всего по областям управления 2-го
216
а также по объектам, уровням управления и другим координат-
П°рЯДоКсям, принятым при декомпозиции.
нь1М_. мплекс управленческих задач (синонимы: элементарная функция
Л ения управленческая подсистема, функциональная подсисте-
элементарная часть системы управления (элементарная функция)-,
ит взаимосвязанный комплекс задач при выполнении одной из
С°Д ленческих функций, локализуемой в определенной области дея-
^HjtThocth (функциональная подсистема)-, может относиться к разным
Сектам и разным уровням управления, но в большинстве случаев эта
° бота выполняется в одном (или одноименном) управленческом подраз-
делении (управленческая подсистема).
Таблица-матрица (табл. 12.1) представляет собой информацион-
ное поле управления, руководствуясь составом которого можно по-
строить наиболее удачную систему управления. Руководящим прин-
ципом при этом должно стать оптимальное распределение комплексов
управленческих задач (управленческих подсистем) между структур-
ными подразделениями, построение рациональной организационной
структуры.
12.6 ОБЪЕКТЫ УПРАВЛЕНИЯ
Понятие «объект управления» может относиться к таким разнокаче-
ственным явлениям, что практически в каждом конкретном случае требу-
ется уточнять, какого именно рода объект имеется в виду. Поэтому целе-
сообразно дать развернутое определение.
Объект управления — это квалификационное понятие, которое мо-
жет относиться к:
1) управляемой системе в целом (как антитеза «субъекту управле-
ния» —управляющей системы)',
2) структурному подразделению крупного объекта управления (ре-
гиона, города) — предприятию, организации, учреждению независимо
°т ведомственной принадлежности и формы собственности;
3) производственному или управленческому подразделению пред-
приятия и организаций — бюро, сектору, отделу, службе и т.п.;
4) виду продукции, работ и услуг или предметов эксплуатации
Редств и предметов труда) — основным и оборотным производствен-
ным и непроизводственным фондам, сырью, материалам и т.п.;
ции характеристикам (свойствам) предметов (элементов) классифика-
и ~~ Ф°рме собственности, назначению, возрасту и др.;
богн ЧеловекУ’если ЛК)Ди являются предметами классификации, как ра-
ИкУ в сфере производства и как жителю города, нуждающегося в раз-
217
ного вида обслуживании, социальной защите и пр., в непроизводс
ной сфере; Тве«-
7) любому показателю как единице информации в процессе упп
ния (в управленческом цикле). Ле*
Очевидно, что каждый комплекс управленческих задач в матрице
жет относиться к любому структурному подразделению энергосисте^
или к любому другому объекту в сфере управления. Ы
Контрольные вопросы к главе 12
1. Дайте определение понятию «управление».
2. Приведите полное определение целевой функции энергетики. Какие подпета > „
прослеживаются?
3. Перечислите этапы (фазы) управленческого цикла. Каковы основные пути совеп
шенствования управления?
4. Опишите общие принципы классификации. Что такое декомпозиция системы
управления?
5. Назовите функции управления. Какие из них, на Ваш взгляд, являются важней-
шими?
6. Дайте определение понятию «область управления» (область деятельности). Что та-
кое области 1,2,3-го и последующих порядков? Какие области управления имеются
в электроэнергетической системе?
7. Охарактеризуйте понятие «объект управления»; Какие объекты, их виды и разно-
видности Вы можете назвать в энергетике?
Глава 13. Информация в системе управления
13.1 ЦОНЯТИЕ ИНФОРМАЦИИ. КЛАССИФИКАЦИЯ
Все явления, процессы, события, происходящие в обществе, на произ-
водстве, в природе, являются источником каких-либо сведений, знаний,
отражающих количественно и качественно эти явления, процессы, собы-
тия и т.д. Все эти сведения представляют собой информацию. Существу-
ют различные подходы к понятию «информация».
В кибернетике имеется следующее определение информации.
Информация — сообщение новых, ранее неизвестных сведений. По-
лучателями информации могут быть люди, машины и кибернетические
устройства.
Единица информации называется «бит» (англ, binary digit-—двоич-
ная единица). Система счисления, в которой каждое число выражается с
помощью цифр 0 и 1, является двоичной. На практике применяются и
другие системы счисления. Например, в восьмеричной системе для запи
си знака необходимо три бита, в десятеричной — четыре и т.д. Для оиен
ки объемов информации часто используется также машинное ело
218
48 бит). Для оценки объема производственно-хозяйственной (эко-
(20 - кОд) информации используется «показатель», в общем виде
поставляющий собой предложение. Например: «отпуск электроэнер-
пРеДс щИН ТЭЦ №Н в ноябре 2001 г. фактически составил 410 млн.
^Показатель состоит из основания и реквизитов. Основание представ-
собой численное значение показателя (в нашем примере 410). Рекви-
ляеТ;__элементарная информационная совокупность, при дальнейшем
3 счленении которой данные теряют смысл. Реквизиты состоят из рекви-
зита формы и реквизитов признаков. Форма показателя — содержатель-
ная информационная совокупность с не изменяющимся по стадиям и объ-
ектам управления признаком. Эта совокупность раскрывает его сущность
(внашем примере «отпуск электроэнергии с шин» и млн. кВт-ч) и состо-
ит из наименования («отпуск электроэнергии с шин») и единицы измере-
ния (млн. кВт • ч).
Признаки подразделяются на собственные признаки показателя и
признаки объекта, к которому относится показатель. Собственные при-
знаки состоят из признаков характера и признаков срока, которые состоят
из определения периода, к которому относится показатель (месяц), и кон-
кретной даты (ноябрь 1998 г.). Признаки объекта состоят из классифика-
ционных, показывающих, к какой группе или категории объектов отно-
сится показатель («электростанция»), и идентификационных, показы-
вающих, к какому конкретному объекту этой группы (ТЭЦ № 12)
относится показатель.
Число значений показателя в год называется его массовостью. При
переходе информации на более высокий уровень она агрегируется, т.е.
большее число частных показателей заменяется меньшим числом обоб-
щенных. Массовость в значительной мере предопределяет эффектив-
ность автоматизации обработки информации и выбор способа организа-
ции обработки данных (создание собственного вычислительного центра
или передача информации для обработки специализированным вычисли-
тельным центрам). Наиболее массовые показатели относятся к реализа-
ции (расчеты с бытовыми абонентами в крупной энергосистеме — до
5 млн./год), к труду (выписка заработной платы — до 500 тыс./год), ма-
териальному снабжению (выписка материальных требований — до
4)0 тыс./год) и т.д.
На практике пользуются другим определением информации.
Информация — это данные, т. е. весь объем фактов, знаний.
Ьсли при кибернетическом подходе информацией являются только
Ые> ПОлезные, ценные для получателя сведения, то в теории автомати-
бые аННЫХ систем Управления (АСУ) под информацией понимают лю-
СВеДения (данные), не зависящие от получателя.
219
Совокупность сведений по какому-либо объекту называется ина,
мационной базой.
Необходимо различать понятия «информационная база» и «база
ных». Понятие «информационная база» свойственно любому объекту^'
зависимо от уровня управленческой техники. Понятие «база данный
связано только с применением ЭВМ. Информационная база делится *
подсистемы, массивы, показатели, реквизиты. На
Вся управленческая деятельность базируется на информации, кото
рая, с одной стороны, является предметом труда работников аппарата
управления, а с другой — результатом их труда. Кибернетика рассматри-
вает управление как процесс преобразования информации — информа-
ция воспринимается управляющей системой, перерабатывается ею в со-
ответствии с поставленными целями и в качестве управляющих воздейст-
вий передается на объект управления. Информация выступает в качестве
связи между управляемой и управляющей системами.
Системой называется организационная совокупность взаимосвязан-
ных элементов, служащая для достижения общей цели.
Всякую систему можно разделить на подсистемы. Подсисте-
ма — выделенная по какому-либо признаку (аспекту деления) часть сис-
темы.
Каждая хозяйственная система (энергосистема, тепловая электро-
станция, предприятие электрических сетей и т.п.) или производствен-
ное подразделение представляют единство двух систем — управляемой
и управляющей. Например, в энергосистеме к управляющей системе от-
носится административный аппарат, а к управляемой — отдельные
предприятия ТЭС, ПЭС и т.д. На ТЭС управляющей системой являются
ее отделы во главе с директором, а управляемой — цехи. В цехе управ-
ляющая система — начальник цеха и его заместители, а управля-
емая — машинисты котлов, турбин, обслуживающий персонал цеха.
Отношения между управляемой и управляющей системами — это отно-
шения между людьми. Взаимосвязь между системами осуществляется в
результате передачи и обработки информации. Единство управления и
информации основывается на том, что информация в системе управле-
ния является отражением производственных процессов.
Информация, правильно отражающая производственный процесс
или объект, является достоверной, а недостоверной — информация, не-
правильно отражающая состояние объекта или процесса управления.
Причиной возникновения недостоверной информации может быть, на-
пример, отсутствие полной и своевременной исходной информации, пра-
вильной нормативно-справочной информации.
220
Рис. 13.1. Классификация информации, функционирующей в системе управления
На любом уровне управления отсутствие достоверной информации
не позволяет руководителю принимать правильные и обоснованные ре-
шения.
Для принятия решения руководитель перерабатывает информацию,
при этом необходимо учитывать физические и психофизические возмож-
ности человека. В системе управления энергетикой экономическая ин-
формация имеет тенденцию к росту в связи с расширением предприятий,
увеличением протяженности электрических сетей, строительством элек-
тростанций. Это приводит к тому, что в ряде случаев объем информации,
поступающей к работнику, превышает его физические возможности по ее
переработке и использованию. Очевидно, что в таких условиях управле-
ние предприятием затруднено, и рост объемов информации может при-
нести к снижению оперативности управления. Поэтому все большее зна-
чение приобретают рационализация потоков информации и автоматиза-
ция ее обработки в системах управления.
221
С точки зрения автоматизации управления в энергетике разл
два понятия — данные и информация. а|°т
Данные — все, что представлено числами, символами и словами
лучаемыми в результате прямого наблюдения процесса или объект ’
то, что фиксируется в документах, передается по линиям связи, обп
тывается на ЭВМ независимо от содержания. р а'
Информация — полученные в результате переработки данных св
ния, раскрывающие содержание чисел, символов и слов, описывающи
наблюдаемое событие. х
В системе управления информация может быть классифицирована
(рис. 13.1) по следующим признакам:
функциональному содержанию (экономическая, техническая, опера
тивно-диспетчерская, организационная, социальная);
форме представления и методам передачи;
периодичности использования (оперативная, текущая, перспективная
и т.д.);
месту образования и направлению движения (внешняя, внутренняя
восходящая, нисходящая);
принципу образования (первичная, вторичная, промежуточная, ито-
говая);
возможности использования;
условиям применения и использования.
Избыточная информация — сведения, уже известные получателю. К
избыточной относится дублирующая и повторная информации. Причины
возникновения избыточной информации следующие: повышение надеж-
ности передачи и обработки информации путем взаимопроверки, ручная
обработка информации, несовершенство системы документооборота на
предприятии.
Излишней информацией называется информация, не используемая
получателем для выполнения функций в системе управления. Причины
возникновения излишней информации следующие: ручная обработка и
сложность создания большого числа документов для различных уровней
управления; несовершенство распределения функций управления между
подразделениями аппарата управления.
По отношению к рассматриваемому элементу системы управления
или к системе вычислительных устройств информация может быть вво-
димой (исходной) или выводимой (выходной).
Информация, передаваемая подряд, без перерыва, называется сооб-
щением. Подборка сведений о каком-либо объекте или процессе либо о
ряде однородных объектов или процессов называется массивом инф°Р'
мации.
222
сификация информации позволяет формализовать потоки ин-
К ии в системе управления с целью автоматизировать ЭВМ в про-
ФорМ^е сбора, обработки, передачи и хранения.
цессе ее
13 2. МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ПОТОКОВ ИНФОРМАЦИИ
Исследование потоков информации может проводиться с различной
Наиболее существенные задачи, для которых необходимо изуче-
целью»
потоков информации, следующие: совершенствование организаци-
онной структуры управления и системы документации; механизация об-
работки информации, разработка, а также создание автоматизированных
систем управления.
В зависимости от поставленных задач применяются те или иные ме-
тоды исследования потоков информации. Информационная перегрузка
автоматизированной системы управления, наличие дублирующей, не-
нужной и повторяющейся информации приводят к тому, что дорогостоя-
щая вычислительная техника загружается ненужной работой. Любой до-
кумент отчетности содержит излишнюю и дублирующую информацию,
которая при машинной обработке не должна вводиться в память ЭВМ.
Так, все предприятия заполняют форму «Отчет промышленного пред-
приятия о выполнении плана по труду», при ручной обработке ежемесяч-
но заполняются все девять граф формы (план на год, план на период с на-
чала года, план на отчетный квартал, фактически с начала года и т.д.).
При машинной обработке данные по плану известны и вводятся в
начале года. Фактические данные тоже нужны не все, а только данные за
отчетный месяц. Таким образом, при обработке на ЭВМ для получения
формы вводятся данные только одной графы, все остальное делает ма-
шина.
Для внедрения ЭВМ в организационно-экономическое управление
необходимо разработать схемы потоков информации, документооборо-
та- Совершенствование системы потоков информации, документообо-
рота, перераспределение функций управления являются одним из важ-
нейших направлений работ при внедрении автоматизации производст-
ва. Существует много методик исследования потоков информации и
Документооборота. Все методики ставят и решают одну или несколько
задач, но нет такой методики, которая решала бы все задачи, стоящие
ПеРед разработчиками.
Начиная внедрение ЭВМ в управление, следует учитывать, что иссле-
ание потоков информации можно вести по структурным подразделе-
м и функциям управления, а также что при внедрении ЭВМ будет из-
яться организационная структура, происходить перераспределение
223
функций и соответственно описание потоков информации по ctdv
ным подразделениям. ^*'Р-
Функции управления независимо от организационной структура
таются постоянными в течение всего периода существования ТЭС n-v"
или энергосистемы. Поэтому исследование потоков информации
проводить по функциональному принципу, а внутри выполняемой фу^°
ции можно говорить о распределении работ между отделами и службам
ТЭС, ПЭС, энергосистемы. и
Методы исследования потоков информации. Для анализа потоков
информации разработано много методов, которые подробно изложены
литературе, в том числе: графической с использованием теории графов-
функционально-операционного анализа; анализа норм выработки реше
ний; матричного моделирования, последовательного анализа задач
управления, анализа и оптимизации внутризаводских документопотоков
В энергетике эти методы широкого распространения не получили. В от-
дельных энергосистемах применяются некоторые методы, но в целом
наибольшее распространение получили методы моделирования инфор-
мационных процессов по функциям и задачам управления.
Чтобы добиться наиболее эффективного применения ЭВМ, необхо-
димо проанализировать систему управления, отделить в ней существен-
ное от несущественного и обеспечить совершенствование управления су-
щественными элементами. Процесс замены сложной реальной системы
систематизированной выборкой всего существенного называется моде-
лированием.
Такая сложная задача, как совершенствование управления, требует
построения ряда моделей. В энергетике применяются три типа моделей:
экономико-организационная, информационная и функциональная.
Экономико-организационная модель — сово-
купность экономических и организационных принципов, определяю-
щих методы управления, формы организации и воздействия управляю-
щей системы на управляемую в процессе производства с целью повыше- i
ния его эффективности. Построение экономико-организационнои
модели должно предшествовать автоматизации управления. При вне-
дрении ЭВМ важнейшим элементом является построение нормативной
экономико-организационной модели, с помощью которой можно наме-
тить основные пути совершенствования управления предприятием.
Этапы этой разработки — построение модели совершенствования эко-
номических отношений и модели совершенствования организационных
отношений.
Информационная модель представляет собой систему
показателей и связей между ними. Цель построения информационной мо
224
состоит в выявлении всех показателей энергосистемы и определе-
I их взаимосвязей.
нии ': н к циональная модель — совокупность задач, решае-
п и управлении, неформализуемых операций управления и связей
МЫХ ними. Обычно связи между элементами модели носят информаци-
МеЯ<^й характер и выражаются показателями. Функциональная модель
| 0НИЬ Ииантна по отношению к организационной структуре и рассматрива-
ИНВ»ь^нкции управления в их взаимосвязи и развитии как основу для
Сальнейшего совершенствования информационной системы и организа-
ционной структуры.
В основе построения функциональной модели управления энергосис-
темой лежит декомпозиция последней по функциональному признаку,
включающая области управления, конкретные функции управления, за-
дачи и операции управления, совокупность которых должна перекрывать
все поле управления. Ввиду невозможности представления энергосисте-
мы на модели целиком функциональная декомпозиция управляющей сис-
темы используется в качестве признака для разбиения модели на блоки
подмодели. Функциональная модель состоит из графа, перечня прини-
маемых решений, матрицы информационных связей и таблицы входных
и выходных показателей. Вершинами графа служат задачи, операции
управления и объекты внешней среды. Дуги графа представляют инфор-
мационные связи между вершинами, направления дуг соответствуют на-
правлениям передачи информации и показывают последовательность ре-
шения задач.
Для построения моделей производится обследование энергосистемы,
включающее предварительное обследование подсистем и детальное об-
следование.
Цель предварительного обследования — изучить функциональные
подсистемы и оценить их значимость в общем потоке информации энер-
госистемы; составить список задач для функциональных подсистем и за-
дач, подлежащих детальному обследованию.
Обследование ведется по следующим подсистемам: перерабатываю-
щим большие объемы информации; содержащим оптимизационные зада-
чи и имеющим возможность получения большого экономического эф-
фекта в управляемой системе; содержащим трудоемкие задачи.
Целью детального обследования информации является установление
по отдельным функциональным подсистемам следующего:
। ) характера информации и ее вида (текстовая, графическая, таблич-
ная, отчетная, плановая и т.д.);
) источника информации и погрешностей исходной информации;
) состава информации (постоянная и переменная, входная и выход-
> показатели и т.д.);
“НергетичА "₽адпРия™й
етич“кого комплекса
225
4) назначения информации и способа ее использования-
'ента
или показателя;
6) повторяемости информации;
7) применяемых шифров и кодов;
8) носителей информации (документ, журнал и т.д.);
9) существующей схемы потока информации и путей ее возмож
совершенствования; °
10) объема информации.
При разработке информационного обеспечения необходима количе
ственная оценка объемов информации. В зависимости от цели объем ин
формации определяется числом документов, строко-граф, показателей
десятичных знаков и т.п. Подсчет информации в документах произво-
дится при изучении системы управления, объемов передаваемой инфор-
мации, документооборота. Существует несколько методов оценки объе-
мов информации: 1) сплошное обследование; 2) расчет по массовым до-
кументам.
Метод сплошного обследования предполагает
оценку объемов информации по показателям, словам или десятичным
знакам по всем документам, картотекам, хранилищам, используемым при
выполнении функций управления. Если этот метод используется на ста-
дии технического задания и оцениваются общие объемы информации, то
обследование ведется обычно по наиболее массовым подсистемам
(функциям), а по другим подсистемам они оцениваются по коэффициен-
там. Общий объем информации при методе сплошного обследования оп-
ределяется по формуле
HE = KjEVj.
(13.1)
где Kj — коэффициент, учитывающий объем информации в не обследуе-
мых подсистемах; V; — объем информации в i-й подсистеме;
Если объемы информации подсчитываются на стадии технического
проекта, то расчет ведется не по системе в целом, а по каждой конкретной
функции или задаче.
Расчет по массовым документам используется при
предварительных оценках объема информации. Он дает большую ошиб-
ку, чем метод сплошного обследования, но требует меньше времени.
Объем информации рассчитывается по формуле
HE = KiEW„ <13'2)
где W, —объем информации в документе.
226
По результатам расчетов строятся пространственно-временные ха-
оистики информации по подразделениям энергосистемы в разрезе
РаК и по наиболее загруженному месяцу. При выборе аппаратуры пере-
Г°Да данных необходимо перевести показатели в буквенно-цифровые
знаки или биты. Анализ зависимости между показателями и бу-
L Но-цифровыми символами показал, что в среднем один показатель
к0е^омической информации требует передачи 30 символов (имеется в
ЭК° , что показатель передается полностью).
ВИДУ»
13.3. КОДИРОВАНИЕ ИНФОРМАЦИИ
Применение вычислительной техники в процессе управления энерго-
системами предъявляет определенные требования к информации, в част-
ности необходимость ее обязательного кодирования.
Кодирование — процесс перевода информации, выраженной в од-
ной системе знаков, в другую, т. е. переход от обычной записи информа-
ции к записи с помощью шифров.
Шифр — условное отображение информационного понятия (пози-
ции). Шифр характеризует одно понятие или одну позицию множества с
помощью символов (букв или цифр).
Правила шифровки элементов множества устанавливаются системой
кодирования. При использовании ЭВМ все записи должны быть пред-
ставлены системой кодов и шифров. Цель кодирования — представление
информации в форме, удобной для восприятия техническими устройства-
ми ЭВМ, обеспечивающей удобство ее поиска, сортировки и упорядоче-
ния. Иными словами, кодирование основано на упорядочении информа-
ции, используемой в системе управления путем классификации. Под
классификацией понимается условное расчленение множества элементов
информации на подмножества на основании сходства или различия по ка-
кому-то признаку. Для кодирования информации в системе управления
применяются в основном три принципа: порядковый, иерархический и
матричный. По структуре коды бывают простые и сложные (фасетные).
Порядковый код — порядковый номер кодируемого вида ин-
формации в общем списке.
Иерархический код — код, предусматривающий группи-
ровку по видам или классам информации с четко заданной очередностью
потока. При иерархической системе кодирования информацию несет не
только сам код, но и место расположения каждой значащей цифры кода.
таинство такого кодирования— простота поиска и удобство исполь-
зования, недостаток — большая, чем в порядковом коде, длина кода.
Ра атРичный код — код, применяемый к номенклатурам, ха-
8t еРизУк>щимся двумя признаками, из которых один располагается по
227
вертикали, а другой — по горизонтали. На пересечении граф и строк
лицы образуется нужный шифр. Такая система применяется обычц
шифровке единиц измерения, типоразмеров оборудования, класс л П^и
ции подсистем задач автоматизированных систем управления <₽ИКа'
Сложный или фасетный код — код, при котором
дой группе кодируемой информации отводится серия номеров, в рам^
которой может быть применен порядковый, иерархический или мат
ный код. Весь код состоит из таких серий.
Простой код — код, в котором применяется одна система коди
рования. Наиболее проста порядковая система кодирования, при которой
коды присваиваются в порядке возрастания без какого-либо приоритета
Недостатками являются отсутствие резерва и невозможность включения
дополнительной информации, преимуществами — простота кодирова-
ния и минимальная длина кода.
Классификатор — документально оформленный систематизиро-
ванный свод наименований и кодов определенного множества показате-
лей, объединяемых по некоторым общим признакам.
Признак сходства или различия, положенный в основу классифика-
ции элементов множества, называется основанием классификации. В
энергосистемах внедрены общероссийские, отраслевые и локальные
классификаторы. Всего в энергетике эксплуатируется более 300 класси-
фикаторов различных категорий. Из общероссийских классификаторов
различных категорий используются такие, как Система обозначений еди-
ниц измерения, Система обозначения органов государственного управле-
ния, Система обозначения объектов административно-территориального
деления и др.
В настоящее время эксплуатируется более 20 отраслевых классифи-
каторов, из которых наибольшее применение нашли Отраслевой класси-
фикатор предприятий и организаций Минэнерго, Классификатор подсис-
тем и задач АСУ, Отраслевая система классификации и кодирования
энергетического оборудования, Отраслевой классификатор технико-эко-
номических показателей, а также более 210 локальных классификаторов,
применяемых в энергосистемах.
В качестве примера рассмотрим два классификатора.
Отраслевой классификатор предприятий и организаций Мин-
энерго. Он содержит информацию по всем предприятиям и организациям
Минэнерго и позволяет идентифицировать все подразделения при реше-
нии задач в разработках. В основу классификации положен иерархиче-
ский принцип кодирования. Структура кода шестизначная. Первые Два
знака кода указывают на принадлежность к высшему уровню структур^
управления, третий и четвертый — код энергосистемы.
228
ссификатор подсистем и задач АСУ. Внедрение классификато-
истем и задач позволяет установить взаимосвязь комплексов за-
ря П°системе управления всеми объектами отрасли, а также связь О АСУ
Классификатор обеспечивает системный подход к разработкам
и А 'х комплексов задач АСУ и возможность построения информа-
°тД иной функциональной и экономико-организационной моделей энер-
Г°С^^ачестве признаков систематизации было использовано расчлене-
информации по функциям управляющей системы. Функции управ-
НИещей системы включают, с одной стороны, планирование, учет, опера-
тивное управление и т.д., с другой — основное производство, ремонт,
обеспечение трудовыми ресурсами, материалами, развитие энергосисте-
н - п Наличие обоих признаков обязательно и его легко установить,
МЫ И Ь Д'
анализируя любую конкретную операцию управления. 1 ак, производится
планирование развития сетей на 2001 г. по Мосэнерго или учет расхода
материалов за I квартал 2000 г. по Октябрьскому ПЭС. Операция управ-
ления единична. Устойчивая область управляющей деятельности, охва-
тывающая множество операций, называется функцией управления. От-
брасывая в примерах то, что делает их единичными, т. е. конкретные пе-
риоды (2001 г. или I квартал 2001 г.) и конкретное предприятие
(Мосэнерго и Октябрьское ПЭС), можно выделить элементарные функ-
ции (комплексы задач) управления — планирование развития электриче-
ских сетей и учет расхода материалов, каждая из которых содержит два
элемента: стадию (или фазу) управления (планирование, учет, нормиро-
вание и т. д.) и область, в которой осуществляется управление (развитие
сетей, расход материалов).
Таким образом, каждую элементарную функцию можно определить
как пересечение двух независимых признаков, образующихся на пересе-
чении осей матрицы. По одной оси откладываются подсистемы по сфе-
рам, направлениям и участкам деятельности (функции — F-nodcwc/ne-
л*ы)> по другой — по фазам и периодам управления (области — $>-подсис-
темы).
По горизонтали матрицы расположены девять S-подсистем первого
ранга в соответствии с фазами и периодами управления: нормирование;
перспективное долгосрочное планирование, перспективное среднесроч-
н°е планирование, текущее планирование, оперативное планирование,
оперативный контроль и регулирование, оперативный учет и анализ, ста-
тистический учет и анализ, бухгалтерский учет и анализ.
По вертикали матрицы расположены девять F-подсистем первого по-
лка по сферам деятельности: производство, распределение и реализа-
Hog ЭнеРгии; подрядное строительство; производство и сбыт промышлен-
продукции; экономическая деятельность; научно-технический про-
229
гресс; материально-техническое снабжение, комплектация и транс
финансовая деятельность, труд и кадры, общее управление
Подсистемы S первого ранга разбиты на подсистемы второго
подсистемы второго ранга — на подсистемы третьего ранга. ^Э11Га>
Графически матричный классификатор (табл. 12.1) представляет
бой матрицу, наименьший элемент которой соответствует элементари °-
функции, или FS-подсистеме. Например, на пересечении сторон «Тпу °И
кадры» и столбца «Текущее планирование» находится элементарно
функция «Текущее планирование труда и кадров».
В соответствии со структурой классификатора подсистема кодиру
ется 4-разрядным (5-разрядным) кодом, задачи — 6-разрядным (7-раз.
рядным). Признак уровня управления ставится тогда, когда одна и та
же задача решается и на уровне министерства, и на уровне энергосис-
темы, и на уровне предприятия. Если рассматривается один уровень
например, энергосистемы, то признак уровня управления не ставится
Так, задача оптимизации развития электрических сетей на стадии те-
кущего планирования для энергосистемы имеет код 181-4-05, где
181 — код подсистемы по оси S (развитие энергетических мощностей
и сетей), 4 — код по оси F (текущее планирование), 05 — порядковый
номер задачи в подсистеме.
Классификатор подсистем и задач позволяет осуществлять следую-
щее: 1) унифицировать и вводить единую систему кодирования всей ин-
формации (документов и показателей) на всех уровнях — от министерст-
ва до предприятий; 2) использовать единую методологическую основу
при разработке проектных решений при внедрении ЭВМ в управление; 3)
осуществлять функциональное и системотехническое единство проекти-
руемых систем как на разных иерархических уровнях, так и на одном
уровне управления; 4) типизировать все проектные решения и постанов-
ки задач для всех предприятий министерства; 5) построить организацион-
но-функциональную модель системы управления.
Контрольные вопросы к главе 13
1. Дайте определение информации и перечислите способы измерения объемов инфор-
мации.
2. Приведите классификацию информации в системе управления.
3. Какие классификаторы информации используются в энергетике? Дайте их краткую
характеристику.
4. Какие методы исследования потоков информации применяются при внедрениИ
ЭВМ в управление производством?
5. Какие способы кодирования информации применяются при внедрении ЭВ
управление производством?
230
Глава 14. Основы автоматизации управления
14 1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭВМ В УПРАВЛЕНИИ ЭНЕРГЕТИКОЙ
Ускорение обработки и совершенствование системы потоков ин-
Ии как внутри отдельных предприятий, так и энергетики в целом
пО пути использования ЭВМ в управлении предприятиями. За ру-
ом системы, использующие ЭВМ для обработки управленческой
Ье Формации и решения задач управления, получили название
Management Information system (Системы управленческой информа-
>) Это название отражает существо самой системы. У нас системы
правления, использующие ЭВМ, получили название «автоматизиро-
ванные системы управления».
Автоматизированная система управления (АСУ) — это система «че-
ловек__машина», обеспечивающая эффективное функционирование
объекта, в которой сбор и переработка информации, необходимой для
реализации функций управления, осуществляются с применением
средств автоматизации и вычислительной техники.
Широкое внедрение ЭВМ в управление производством — это объек-
тивная необходимость, обусловленная усложнением задач управления,
повышением объема информации, которые необходимо перерабатывать
в системе управления. Системы управления энергосистемами, крупными
электростанциями, предприятиями электрических сетей и других подраз-
делений уже немыслимы без использования вычислительной техники.
Создание АСУ — это не только и не столько решение задач на ЭВМ,
это внедрение принципиально нового подхода к совершенствованию сис-
темы управления предприятием. В результате использования ЭВМ проис-
ходят принципиальные изменения роли человека в системе управления.
Если инженерно-технический персонал при ручной обработке информа-
ции основное время тратит на составление отчетов, проведение расчетов,
то в условиях АСУ это постепенно берет на себя ЭВМ, а за человеком оста-
ется принятие, контроль и реализация решений. Это принципиально меня-
ет место и функции человека в системе управления предприятием.
Следует учитывать, что АСУ является человеко-машинной системой,
в которой на первом месте должны стоять интересы людей. Можно соз-
дать хорошую модель, эффективный алгоритм, написать и отладить про-
грамму, организовать сбор и обработку информации, но если при разра-
°тке не будет учтен человеческий фактор, т.е. интересы людей, работаю-
щих в системе управления, то трудно ожидать успешной эксплуатации
системы. Во взаимодействии человека с ЭВМ предпочтение должно от-
даваться человеку. Трудности, если они возникают, должны решаться за
ет Усложнения работы ЭВМ. В силу специфики и сложности АСУ про-
231
цесс их создания во многом пока не формализован, и часто по оп
тем же вопросам имеются в литературе различные точки зрения о М И
те же задачи, реализованные на ЭВМ в различных энергосистемах И И
предприятиях, имеют, по существу, различные алгоритмы и исполь
различный математический аппарат. т
Энергетика имеет много специфических особенностей, в частно
наличие оперативно-диспетчерского управления, большое разнообрази
предприятий (ПЭС, ТЭС, ГЭС, АЭС), выполняющих различные функе
ции, но объединенных единым технологическим процессом. Это привело
к сложной структуре автоматизированных систем управления в энергети
ке. Автоматизированные системы управления в энергетике включают ав
томатизированные системы организационно-экономического управле-
ния (АСОУ), автоматизированные системы диспетчерского управления
(АСДУ) и автоматизированные системы управления технологическими
процессами (АСУТП). Эти три части АСУ энергосистемой (АСУП) име-
ются на всех энергетических предприятиях и в отраслевой автоматизиро-
ванной системе управления (ОАСУ «Энергия»), Состояние разработок
АСДУ, АСОУ, АСУТП различно как по энергосистемам, так и по отдель-
ным предприятиям энергосистем.
В течение 90-х годов в энергетике продолжались работы по расши-
рению использования вычислительной техники в следующих основ-
ных направлениях: развитие и совершенствование отраслевой АСУ
(ОАСУ «Энергия»); разработка, внедрение в эксплуатацию и развитие
АСУ и создание интегрированных АСУ (ИАСУ) энергосистемами;
техническое перевооружение вычислительных центров; расширение
использования систем телеобработки данных, совершенствование
программного и информационного обеспечения. Кроме создания АСУ
энергосистемами в этот период широкое развитие получила автомати-
зация управления отдельными предприятиями энергосистем, такими,
как ТЭС, ГЭС, ПЭС и объектами: подстанциями, энергоблоками и т.д.
Постоянно происходит техническое перевооружение управляющих
вычислительных центров (УВЦ), формирование многомашинных опе-
ративно-информационно-управляющих комплексов на базе систем
персональных компьютеров.
Внедрение на энергетических предприятиях вычислительной техни-
ки и создание автоматизированных систем управления производятся с це-
лью повышения эффективности производственно-хозяйственной деЯ"
тельности энергосистем и отдельных предприятий. Это достигается за
счет совершенствования потоков информации и системы документообо-
рота; замены части документооборота хранением информации на машин-
ных носителях и общего снижения объемов информации, обрабатывае-
232
пиратом управления; более полного обеспечения системы управ-
а достоверной и своевременной информацией; совершенствования
ЛеНИЯелеления функций управления между структурными подразделе-
РаС аппарата управления; внедрения экономико-математических ме-
дов обеспечивающих получение оптимальных вариантов решения за-
дач°управления и т.д.
Внедрение ЭВМ меняет функции человека в системе управления.
и до внедрения ЭВМ в систему управления аппарат управления и ру-
ководители подразделений в основном занимались обработкой посту-
пающей информации, то использование компьютеров дает возможность
человеку заниматься творческой деятельностью. Участие человека сво-
дится к решению таких задач, как постановка и корректировка целей и
критериев отдельных задач и системы управления в целом; выбор вариан-
та решения задачи, если возможны несколько решений; принятие управ-
ленческих решений; ввод в ЭВМ недостающей информации и т.д.
14.2. ИНФОРМАЦИОННОЕ И МАТЕМАТИЧЕСКОЕ
ОБЕСПЕЧЕНИЕ АСУ
Внедрение вычислительной техники в управление энергосистемами
и отдельными предприятиями идет как по пути охвата все новых пред-
приятий и подразделений энергосистем, так и по пути расширения коли-
чества задач и автоматизированных рабочих мест (АРМ) в уже сущест-
вующих и введенных в эксплуатацию системах. Все эти процессы идут
на фоне переоснащения энергосистем и отдельных предприятий совре-
менными средствами вычислительной техники и персональных компь-
ютеров.
Разработка и внедрение автоматизированных систем обработки ин-
формации — процесс длительный и очень трудоемкий. Кроме того, ак-
ционирование энергосистем и отдельных объектов, таких, как станции,
сети приводит к перестройке всей системы управления и отчетности, что
в свою очередь вызывает переделку как отдельных автоматизированных
рабочих мест (АРМ) в управлении, так и всей системы обработки эконо-
мической информации. Для создания системы обработки информации на
базе ЭВМ необходимо выполнить большой комплекс работ:
1) создать информационно-вычислительную систему;
2) разработать организационно-правовое обеспечение;
3) осуществить подготовку персонала в условиях использования вы-
числительной техники.
233
Создание информационно-вычислительной системы осуществл
последовательно и включает: Яется
разработку информационного обеспечения (совершенствование
токов информации, установление связей между задачами, создания П°'
мативной базы и др.); Н°Р'
создание математического и программного обеспечения (разрабо
методов, моделей, алгоритмов и программ); ™
осуществление технического обеспечения системы обработки инсЬо
мации (приобретение, установку и наладку ЭВМ и периферийного o6onv
дования, оборудования передачи данных и т.д.).
Информационное обеспечение — совокупность реализованных реше
ний по объемам, размещению и формам организации информации, цир-
кулирующей в автоматизированной системе управления при ее функцио-
нировании.
Рис. 14.1. Структура информационного обеспечения АСУ
Информационное обеспечение (ИО) включает (рис. 14.1) норматив-
но-справочную информацию, необходимые классификаторы технико-
экономической информации и унифицированные документы, используе-
мые в АСУ. Цель информационного обеспечения — своевременная вы-
дача необходимой достоверной информации для выработки и принятия
управленческих решений. Таким образом, информационное обеспечение
представляет собой совокупность средств и методов построения инфор-
мационной базы, подразделяется на внемашинное и внутримашинное.
Оно должно строиться по принципу совместимости автоматизированных
систем управления различных уровней.
При разработке информационного обеспечения большое значение
имеют вопросы классификации элементов производственно-экономиче-
234
Формации. Под классификацией понимается совокупность правил
скоп £Ления заданного множества объектов на подмножества в соот-
расПР с установленными признаками их сходства или различия. Клас-
ветсТБ является своего рода формализованным языком, отражаю-
СУ<закон и порядок разбиения множества объектов на классы, группы,
ШИМ уппы и виды и позволяющий одновременно производить кодирова-
П0Ддонятий номенклатуры. Систему кодирования определяет набор
нИесСйфикаторов, имеющих определенную сферу действия. Система
кла „„фикации и кодирования технико-экономической информации
101 жна быть единой и обеспечивать: 1) информационную совместимость
Добщер°сси^скими и межотРаслевыми классификаторами и классифика-
С памп отдельных энергосистем и подразделений министерства; 2) уни-
фикацию технико-экономических показателей как в части их наименова-
ний так и в части классификации и кодирования; 3) организацию единой
автоматизированной системы ведения всех классификаторов.
Информационная совместимость классификаторов достигается в ре-
зультате унификации форм оперативной, производственной, конструк-
торской, экономической и других видов документации, их увязкой с об-
щероссийскими требованиями.
Современная организация учета и отчетности в энергосистемах про-
изводственно-хозяйственной деятельности рассчитана на ручную обра-
ботку, многоступенчата, применение ЭВМ входит с ней в противоречие.
Поэтому при внедрении автоматизированных систем обработки инфор-
мации необходимо разработать систему документов и форм отображения
с учетом требования ЭВМ, для чего необходимо:
1) совершенствование информационной системы управления пред-
приятием, которое автоматизируется;
2) создание массивов информации на машинных носителях.
Совершенствование информационной системы управления, в свою
очередь, имеет два направления: 1) выявление движения показателей от
момента их возникновения до использования на различных уровнях
управления; 2) совершенствование системы документооборота.
Построение графиков движения показателей позволяет исключить
ДублирующуЮ и неиспользуемую информацию. Проведение такой рабо-
ты позволяет подготовить базу для совершенствования документооборо-
та. Анализ системы документооборота в энергосистемах и на предпри-
ятиях показывает, что ныне объем документов в работе очень велик. Так,
анализ документации на участках предприятий электрических сетей ПЭС
TQg33^’’ что мастер участка заполняет 26—28 форм различных докумен-
’ и Лишь 8—9 из них используются в процессе управления. При этом в
УМентах дублируются отдельные показатели. В ряде подразделений
Ствует документация, которая создается, но никем не используется
235
из-за того, что уже введена другая документация, а старая не отм
поэтому до внедрения ЭВМ в подразделениях энергосистемы пеНеНа’
быть унифицирована, сокращена система информации и разработан Л>КНа
ная система документации.
Нормальная работа системы управления предприятий связана с
работкой больших массивов экономической и оперативно-диспетчег?6^'
информации, которая должна быть записана в формализованном °И
при обработке на ЭВМ. Массив или файл — это совокупность однот^
ных по структуре, содержанию, способу кодирования и переработке
писей для решения задач управления. Массивы отличаются по содержа
нию, назначению, техническим характеристикам, объему и технологи
обработки.
По семантическому содержанию различают массивы данных и про-
граммные. Первые составляют информационное обеспечение, а вторые
содержат программы и составляют программно-математическое обеспе-
чение. По технологии использования массивы делятся на нормативно-
справочные, вспомогательные, промежуточные, текущие и служебные.
Одним из основных элементов АСУ являются системы общения
пользователей с ЭВМ или диалоговые системы. Диалоговые системы
представляют собой комплекс технических и программных средств, а
также языкового и информационного обеспечения.
К техническим средствам диалоговой информационной системы на-
ряду с ЭВМ относятся дисплеи с клавиатурой. Клавиатура дисплея слу-
жит для ввода в ЭВМ директив, запросов и данных, а индикатор, экран
дисплея — для отображения вводимой с клавиатуры и выводимой из
ЭВМ информации.
Программное обеспечение диалоговой информационной системы
обеспечивает формирование, пересылку и расшифровку в ЭВМ дирек-
тив, набираемых на клавиатуре дисплея, запись соответствующих поль-
зовательских программ, редактирование и вывод информации на экран
дисплея. Набор директив пользователя и сообщений ЭВМ, а также прави-
ла их формирования называются языком общения диалоговой системы. К
информационному обеспечению диалоговой системы относятся и прави-
ла размещения информации на экране дисплея, набор форм (видов) пред-
ставления информации.
Внутримашинное информационное обеспечение включает индивиду-
альные файлы и информационные базы данных.
В эксплуатируемых системах сбора и обработки данных информация,
относящаяся к каждой задаче, накапливается и хранится в отдельных
файлах, которые по структуре и содержанию ориентированы только на
данную задачу. При таком подходе к организации информационной базы
в виде обособленных последовательных массивов характерны следуй3
236
остатки: дублирование входной и нормативно-справочной ин-
шие несовместимость структур файлов, сложность контроля дуб-
Ф°Рма ’1Х данных на непротиворечивость, сложность ведения услов-
лир°в пая иной информации и т. д. По мере увеличения количества задач
н°'п° нОВременном развитии информационных связей между ними эти
ПРИ °татКИ становятся все более ощутимыми, обусловливая необходи-
НеД°ь перехода к интегрированным системам обработки данных. Для
М°СТсистем характерна современная технология организации информа-
Эионной базы в виде банка данных (БД).
Ц Банк данных обеспечивает: 1) неизбыточное хранение взаимосвязан-
но данных, образующих базу данных; 2) быстрый прямой доступ поль-
зователей к требуемым элементам информации; 3) независимость при-
кладных программ от структуры хранения данных, живучесть програм-
мы в условиях развития АСУ.
Банк данных (БД) осуществляет централизованное информационное
обеспечение коллектива пользователей или комплексов решаемых задач.
БД позволяет при однократном введении информации многократно ее ис-
пользовать, а также, обеспечивая централизованное хранение информа-
ции, уменьшить дублирование информации и, следовательно, сократить
объем хранимых, входных и выходных данных. Организационная струк-
тура БД включает базу данных, систему управления базой данных, архив,
систему управления архивом, библиотеку программ и администратора
БД. База данных представляет собой управляемую совокупность данных,
являющихся исходной информацией для решения задач и принятия
управляющих решений. База данных может включать информацию для
всех решаемых задач или для других групп задач, например, для задач по-
токораспределения или режимных задач, или более общий банк для задач
АСДУ и т. д. Назначение базы данных — обеспечение информацией за-
дач, решаемых на ЭВМ. Система управления базой данных представляет
совокупность языковых и программных средств, обеспечивающих фор-
мирование и ведение массивов данных. Обработка и выдача необходи-
мой информации для коллектива пользователей или задач управления
реализуются посредством программ управления информационной базой.
Система управления банком данных включает манипулятор и набор сер-
висных программ. Основной задачей системы управления банком дан-
ных является организация взаимодействия между программами, кон-
троль и защита данных.
Администратор осуществляет общее управление, координацию работ
Д’ создание баз данных, принятие решений при сбоях, обслуживание
Пол^°вателей и реорганизацию банка данных.
Ункционирование БД происходит путем реализации возложенных
него задач: выдача необходимой информации, запись информации,
237
внесение изменений и т. д. Одним из важнейших БД является нов
но-справочная база данных, включающая все применяемые данные &ТИь'
вочников, ценников и др. нормативных документов, которые неовх^
мы для решения задач. Нормативно-справочная база создается или
комплексов задач, или системы в целом. Создание автоматизирова
системы управления предполагает решение комплексов задач на
что требует проведения определенных работ: составление модели и алг '
ритмов обработки информации по задачам; написания (обычно на алго
ритмических языках) и ввода в ЭВМ программ; трансляции этих ППп'
грамм на внутренний язык ЭВМ, называемый обычно языком загрузКи"
организации и ведения в памяти ЭВМ банка данных, содержащего масси*
вы информации, необходимые для решения задач на ЭВМ: прием заданий
на решение задач; решение задач. Каждый из перечисленных видов обес-
печивается своими программами. Таким образом, для реализации на
ЭВМ задач требуется создание математического, лингвистического и
программного обеспечения.
Математическое обеспечение автоматизированной
системы управления есть совокупность математических методов, моде-
лей и алгоритмов обработки информации, использованная при создании
автоматизированной системы управления.
Лингвистическое обеспечение автоматизированной
системы управления есть совокупность языковых средств для формализа-
ции естественного языка, построения и сочетания информационных еди-
ниц при общении персонала автоматизированной системы управления со
средствами вычислительной техники при функционировании АСУ.
Программное обеспечение представляет совокупность
программ для реализации целей и задач АСУ.
В практике разработки и внедрения автоматизированных систем об-
работки информации обычно математическое, лингвистическое и про-
граммное обеспечение называют одним термином «математическое обес-
печение». Широкое использование вычислительной техники в последнее
десятилетие позволяет выделить ряд тенденций:
1) увеличение относительной стоимости математического обеспече-
ния по сравнению с комплексом средств;
2) разумная типизация прикладного программного обеспечения;
3) широкое применение пакетов прикладных программ (ППП).
Переход на системы, использующие персональные компьютеры, вы-
звал рост стоимости математического обеспечения. В настоящее время
стоимость математического обеспечения превышает стоимость техниче-
ских средств при разработках систем обработки данных. По данным наших
и зарубежных фирм затраты на разработку математического обеспечения
составляют 50—65 % всех затрат на проектирование и внедрение системы-
238
объясняется тем, что, с одной стороны, резко усложнилась вычисли-
~^Г<ьная техника, предоставив огромные возможности для пользователей
^М, с другой — Для использования возможностей современных ЭВМ не-
^ходимы большие как научные, так и прикладные исследования. Матема-
(ческое обеспечение в значительной степени определяет эффективность
функционирования систем обработки информации на базе ЭВМ.
В таких условиях эффективность использования ЭВМ определяется
возможностью создания типового прикладного программного обеспече-
ния. Это тем более важно, что в энергетике много однотипных предпри-
ятий: ТЭС, ГЭС, ПЭС и т. д. При этом ряд системных свойств современ-
ных ЭВМ таких, как программная совместимость, модульность построе-
ния, мощное системное программное обеспечение, обеспечивают
эффективность построения и эксплуатации АСУ.
В общем случае математическое обеспечение можно разделить
(рис. 14.2) на три части: обеспечение ЭВМ, или внутреннее; специальное
обеспечение, или внешнее; программные средства телеобработки данных.
Внутреннее обеспечение включает операционные системы, системы
программирования и тесты (программы проверки исправности работы
устройства ЭВМ). Операционная система ОС — это набор программ,
управляющих процессом решения задач. Оптимальная загрузка всех уз-
лов ЭВМ и внешних устройств является основной задачей ОС. В состав
операционной системы входит ряд программ, из которых основными яв-
ляются: диспетчер, супервизор, служебные программы. Диспетчер — это
программа, обеспечивающая определенный режим работы ЭВМ. Супер-
визор это программа, обеспечивающая работу, задаваемую машине
оператором в рамках установленного для нее режима.
Рис- 14.2. Классификация математического обеспечения
239
К служебным программам относятся ввод исходных данных
граммы редактирования и выдачи результатов, программа общения П*3°'
рационной системы с оператором и др. Операционные системы об °Пе'
поставляются в комплекте с ЭВМ. Под операционной системой пон
ют совокупность программных средств, которые управляют ресурс
вычислительной системы (ВС), разрешают конфликтные ситуации И
вышают производительность ВС в целом и эффективность ее использов
ния. Операционные системы различают по целевому назначению на<&
щие и проблемные. Операционные системы, имеющие общее назначе
ние, рассчитаны на решение широкого круга задач, проблемные наиболее
эффективны при решении определенного класса задач.
В зависимости от организации решения задач на ЭВМ различают сле-
дующие режимы работы операционной системы: индивидуальный, муль-
типрограммирование, разделение времени. При индивидуаль-
ном режиме ЭВМ постоянно или на время решения задач находится
полностью в распоряжении одного потребителя. Мультипро-
граммирование предполагает возможность одновременно решать
несколько задач по различным программам с учетом приоритета. При этом
в каждый момент времени решается одна задача. Если при решении задачи
появилась необходимость решения другой с более высоким приоритетом,
то решение задачи прерывается, решается вторая задача, а после ее реше-
ния продолжается решение первой задачи с того места, где произошла ос-
тановка. Режим разделения времени предполагает одно-
временное решение нескольких задач. Соотношение скорости ЭВМ и реак-
ции человека очень сильно отличается, и у потребителя создается полная
иллюзия работы в индивидуальном режиме.
Среди основных функций и особенностей операционной системы выде-
ляют: увеличение производительности ВС путем обработки непрерывного
входного потока заданий и совместного использования ресурсов ВС одно-
временно выполняющимися в СП задачами (эффект мультипрограммирова-
ния); планирование использования ВС в соответствии с приоритетами от-
дельных заданий, ведение учета и контроля использования ресурсов; обес-
печение программистов средствами разработки и отладки программ;
обеспечение оператора средствами управления ВС; универсальность опера-
ционной системы. Обычно операционные системы ориентированы на разно-
образные приложения. Для условий конкретного приложения определяют
конфигурацию, т. е. комбинацию необходимых возможностей и средств, а
затем проводят генерацию операционной системы.
В связи с тем, что различные типы задач требуют применения различ-
ных языков, система программирования обычно содержит большой на-
бор различных языков.
240
г пиальное, или внешнее математическое, обеспечение включает
ы прикладных программ, программы конкретных задач, системную
Кетчерскую программу.
д ракетЬ) прикладных программ (ППП), расширяющие возможности
м представляют собой комплекс программ для типовых процессов
R аботки данных. Это программы ввода-вывода данных, контроля, сор-
°ЬР вки, корректировки информации и т. д. В последнее время в ППП
Тключают программы общего назначения для решения задач, а также
В гоаммы управления базами данных НСИ и программы для решения
задач общенаучного характера (линейного программирования, корреля-
ионного анализа и т. д.). Пакеты прикладных программ ППП представ-
ляют собой функционально законченные комплексы программных
средств, ориентированных на решение определенного класса задач. Ис-
пользование ППП облегчает разработку программного обеспечения, по-
зволяет осуществить типизацию разработок.
Программы конкретных задач разрабатываются при создании автома-
тизированных систем управления предприятиями (ТЭС, ГЭС, РЭУ, ре-
монтными предприятиями и т. д.). Большое количество различных по це-
лям и значению программ требует их организации в масштабах всей систе-
мы, и это выполняется с помощью системной диспетчерской программы.
Предприятия энергосистемы территориально разобщены, и для их авто-
матизации необходимо обеспечить сбор информации о территориально уда-
ленных объектах — подстанциях, электростанциях, предприятиях электри-
ческих сетей и т. д. Сбор и обработка данных осуществляются с помощью
системы телеобработки данных (ТД). Под телеобработкой понимается об-
работка данных, удаленных от вычислительных центров (ВЦ) абонентов на
основе использования техники, средств связи и математического обеспече-
ния, позволяющих объединить в единую систему процесс передачи и обра-
ботки информации и выдачу управляющих воздействий. Телеобработка
данных включает средства технические и программные. Система телеобра-
ботки данных приобретает особо большое значение при создании автомати-
зированной системы диспетчерского управления, так как вся оперативно-
диспетчерская информация поступает по каналам связи.
14.3 ТЕХНИЧЕСКИЕ СРЕДСТВА,
ИСПОЛЬЗУЕМЫЕ ДЛЯ ОБРАБОТКИ ИНФОРМАЦИИ
Технические средства, используемые для обработки информации в
Системах управления, делятся на две большие группы: 1) средства оргтех-
Ники’ 2) средства вычислительной техники.
Средства оргтехники делятся на: средства сбора, средства передачи,
Р Детва хранения и средства отображения информации.
241
Средства вычислительной техники, используемые в настоящее в
делятся на вычислительную технику общего пользования и персе)
ные компьютеры. Наиболее широкое распространение получили для
дания систем обработки экономической информации персональ^3'
ЭВМ, которые являются основой комплекса технических средств сг>НЬ1е
ваемых АСУ. ЗДа'
Под комплексом технических средств (КТС) понимают совокупно
взаимосвязанных и (или) автономных технических средств фиксаций
сбора, подготовки, накопления, обработки, вывода и представления ин’
формации и устройств управления ими, а также средств оргтехники
предназначенных для решения задач и информационного обмена меж™
различными техническими средствами. КТС должен обеспечивать авто-
матизированное прохождение информации от формирования до отобра-
жения результатов обработки, решение всего комплекса задач в подсис-
темах, максимальный охват подразделений управления энергосистем и
предприятий автоматизированным решением задач; подготовку и пере-
дачу информации в АСУ более высокого уровня; контроль передаваемой
информации, достаточные технические возможности с точки зрения объ-
ема памяти и быстродействия, чтобы решать задачи в полном объеме,
своевременно и эффективно.
Для решения всех задач комплекс технических средств должен вклю-
чать группы технических средств:
1) регистрации, сбора и подготовки машиночитаемой информации;
2) передачи;
3) обработки;
4) хранения и отображения (выдачи), т. е. преобразования ее в вид,
удобный для восприятия человеком.
Средства регистрации, сбора и подготовки машиночитаемой инфор-
мации включают различные устройства телемеханики, механизирован-
ной и автоматизированной фиксации информации о результатах и изме-
нениях режима работы оборудования или процесса принятия решений и
обработки данных. В результате функционирования этих средств произ-
водится соответствующая запись данных на машинном носителе инфор-
мации или в памяти ЭВМ. Эффективность работы системы в целом в зна-
чительной степени определяется тем, насколько автоматизирован сбор
первичной информации. Средства сбора, регистрации и преобразования
информации должны обеспечить максимальное сокращение ручного тру*
да, особенно при подготовке первичной информации. Даже самые эффек"
тивные алгоритмы и программы ничего не дадут для системы управле-
ния, если информация для них будет готовиться и вводиться в ЭВМ вру4
ную. Один из главнейших вопросов при создании АСУ — это вопрос
автоматизации ввода первичной информации. Средства передачи инфор"
242
служат для обмена информацией между пунктами ее возникнове-
вычислительным центром.
нИЯ£редСтва обработки информации предназначены для преобразования
ходных данных, собранных из подразделений энергосистемы, пред-
приятия или пунктов передачи, в выходные результаты, необходимые для
управления.
7 Средства хранения и отображения (выдачи) информации состоят из
набора различных технических устройств и устройств оргтехники накоп-
ления, поиска и размножения данных: карточек, устройств для группи-
овки и хранения дискет, видеотерминальных устройств, световых табло,
мнемонических схем, буквопечатающих аппаратов, устройств для пере-
дачи изображения и документов и др. Средства выдачи (отображения) по-
зволяют получать требуемые сведения и результаты обработки информа-
ции на ЭВМ для принятия решений. При автоматизации диспетчерского
управления важное значение имеют средства телеобработки данных,
обеспечивающие обмен информацией между ЭВМ и обслуживаемыми
ею территориально удаленными объектами.
Основные требования к комплексу технических средств могут быть
сформулированы следующим образом: КТС должен обеспечивать реше-
ние установленного набора задач; структура КТС должна предусматри-
вать возможность ее изменения и развития в случае изменения содержа-
ния и набора задач и совершенствования техники управления; КТС дол-
жен обладать необходимой кодовой, программной и технической
совместимостью; технические средства должны быть максимально при-
ближены к требованиям пользователей и достаточно просты в эксплуата-
ции; построение и функционирование КТС должно быть сопряжено с ми-
нимально возможными капитальными и эксплуатационными затратами
на приобретение техники и ее обслуживание. В энергетике техническое
обеспечение (комплекс технических средств) организационно объедине-
но в систему сбора и обработки данных.
Система сбора и обработки данных (ССОД) — это организационно-
технический элемент, реализующей сбор, передачу, обработку, отображе-
ние и хранение данных. Система сбора информации, принятая в энергети-
ке, состоит из управляющего вычислительного центра (УВЦ) с филиалами
и периферийных пунктов (ПП). Периферийный пункт — это организаци-
онно-техническое подразделение ССОД, включающее периферийные тех-
нические средства и эксплуатирующий их персонал. Периферийные пунк-
МогУт быть двух типов: первичные пункты подготовки и передачи дан-
"Ь1Х (ППД) и опорные пункты (ОП). Кроме пунктов, где формируется
иночитаемая информация, в систему сбора и передачи информации
*Wt пункты (отделы, уч