1. Учет и оценка основных фондов, укрупненное определение стоимости энергетического объекта
Любой элемент основных фондов предприятия может быть рассмотрен в двух аспектах: как физический объект и как некоторая стоимость. Естественно, что учет и оценка должны отражать эти характеристики основных средств (основных фондов). Для учета и оценки используются два подхода:
1. Учет и оценка в натуральных измерителях (цель – обеспечение сохранности, определение степени обеспеченности необходимым оборудованием, измерение производственной мощности). В качестве измерителей наиболее часто используются количественные показатели (например, на станции установлено 5 котолоагрегатов, в аудитории находится 20 столов). Причем каждой учетной единице присваивается свой инвентарный номер, что позволяет при инвентаризации проверять фактическое наличие имущества. Более полно характеризует учетную единицу измеритель ее производственной мощности (котлоагрегат производительностью 320 т/ч, аудитория на 30 посадочных мест).
2. Учет и оценка в стоимостных измерителях. Измерение элементов основных средств в натуральных показателях не дает представления о его реальной величине. При использовании натуральных измерителей котлоагрегат, отработавший 20000 ч, равноценен котлоагрегату, отработавшему 40000 ч, но с точки зрения стоимости они, очевидно, не равноценны.
Вместе с тем следует исходить из того, что энергетическое предприятие будет функционировать неопределенное длительное время и нет необходимости определять текущую рыночную стоимость его активов. Для случая прекращения деятельности предприятия существуют специальные методы оценки стоимости.
Наиболее естественной является оценка стоимости основных средств по затратам на их приобретение (строительство энергетических объектов также можно рассматривать как приобретение) за исключением налога на добавленную стоимость и других возмещаемых налогов. Эта стоимость обычно определяется как первоначальная стоимость.
Первоначальная стоимость элементов основных средств (учетной единицы) увеличивается в процессе эксплуатации на величину расходов, связанных с технической реконструкцией или капитальной модификацией (перестройкой), если в результате их осуществления увеличивается срок полезной службы или производственная мощность.
Оценка основных средств по первоначальной стоимости в основном используется при начислении амортизации в целях определения издержек на производство, передачу и распределение энергии, а также на выполнение других услуг по энергоснабжению предприятий.
Измерение стоимости имущества только по стоимости приобретения имеет существенные недостатки, которые особенно проявляются в условиях высокой инфляции. Приобретенные в разное время практически одинаковые по производственным возможностям элементы оборудования имеют существенно различающиеся стоимостные характеристики. Это явление связано не только с изменение цен на материалы, изменением расценок на строительные и монтажные работы, но и с изменением технологии производства оборудования (например, снижение трудозатрат или использование более совершенных материалов).
Занижение стоимостных оценок ранее введенных элементов имущества искажает реальные издержки на производство и распределение энергии, а также может привесим к неправильным выводам при решении вопросов о целесообразности замены оборудования. Таким образом, необходима переоценка стоимости имущества, которая производится либо по решению Правительства РФ (экстраординарная ситуация – наличие высокой инфляции), либо по решению самого предприятия не чаще одного раза в год.
В отечественной экономической теории и практике процесс переоценки связан с определением так называемой восстановительной стоимости, которая должна отражать возможные затраты предприятия по «приобретению» уже существующих элементов имущества с учетом действующих на момент переоценки цен, тарифов и т.д.
Переоценка элементов имущества может быть осуществлена двумя методами:
· путем индексации первоначальной стоимости элементов основных средств;
· путем прямого пересчета первоначальной стоимости применительно к ценам, складывающимся на момент переоценки в месте расположения предприятия.
Первый метод основан на использовании рекомендуемых общих индексов переоценки по группам оборудования и другим элементам имущества.
Второй метод фактически предполагает возможность «индивидуальной» переоценки по документально подтвержденным рыночным ценам и тарифам, которые могут различаться по регионам. Теоретически данный метод более предпочтителен для предприятия, так как позволяет оптимизировать налоговые платежи в бюджет – величину налога на прибыль и величину налога на имущество предприятий.
Переоценка имущества необходима также и по той причине, что владельцы предприятия должны знать сумму средств, которую необходимо компенсировать за счет потребителей энергии, для последующей замены изношенных элементов имущества.
Понятно, что стоимость основных средств предприятия в процессе их производственного использования уменьшается. Для отражения этого процесса используется понятие остаточная стоимость.
Правильное определение величины остаточной стоимости очень важно для предприятия по двум причинам:
· именно остаточная стоимость является базой исчисления налога на имущество предприятия;
· остаточная стоимость может использоваться в качестве основы для определения прибыли, которая может быть разрешена для энергетического предприятия в случае отнесения его деятельности к регулируемой.
Определение величины остаточной стоимости может основываться на следующих предпосылках:
1. Стоимость имущества уменьшается вследствие его износа (физического и морального). Поскольку количественно измерить величину износа проблематично, то остаточная стоимость (в отечественной хозяйственной практике) изменяется прямо пропорционально или числу лет эксплуатации, или объему выполненных работ или услуг. Это предполагает установление в явной или неявной форме некоторого полезного срока использования элементов основных средств.
Например, если турбоагрегат имеет сегодня условную восстановительную стоимость 300 млн. руб. и нормативный период эксплуатации 30 лет, то через 15 лет его остаточная стоимость составит 150 млн. руб. (естественно, в ценах сегодняшнего дня).
Вместо термина остаточная стоимость также используется термин восстановительная стоимость за вычетом износа. Но это совсем не означает, что физический и моральный износ турбоагрегата составит 50%. Неправильная эксплуатация может привести к полному физическому износу, а появление и использование новой технологии производства электроэнергии приведет к полному моральному износу.
2. Остаточная стоимость определяется как разница между первоначальной (восстановительной) стоимостью и стоимостью, перенесенной (списанной) на выпускаемую продукцию. Величина перенесенной стоимости может определяться по желанию владельца имущества. Но поскольку от величины переносимой стоимости зависят налоги, то желания владельца регламентируется правилами, которые устанавливаются органами государственного управления.
Для проведения расчетов по целесообразности замены элементов имущества используется понятие ликвидной стоимости. Ликвидная (ликвидационная стоимость) равняется сумме средств, которая может быть получена от реализации оборудования и других элементов имущества после окончания срока их службы. Обычно для оборудования ликвидационная стоимость равна стоимости лома. Для зданий ликвидная стоимость может составлять больший процент первоначальной стоимости. Как правило, величина ликвидной стоимости может быть принята в размере 4% от первоначальной стоимости.
2. Розничный рынок электроэнергии
1 сентября 2006 г. вступили в силу «Правила функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики», утвержденные постановлением Правительства РФ №530.
Розничный рынок электроэнергии – это сфера продажи электроэнергии конечным потребителям вне оптового рынка. Практически все объемы электроэнергии, продаваемые на розничном рынке, приобретаются на оптовом рынке, за исключением небольшой доли, производимой на электростанциях, не являющихся участниками оптового рынка. Однако в Российской Федерации есть территории, где существует только розничный рынок – это так называемые технологически изолированные системы: Камчатка, Магадан, Сахалин, Западная и Центральная Якутия, Чукотка, Таймыр.
Посредниками между оптовым и розничным рынками являются энергосбытовые компании, которые не имеют собственных сетей, но при этом обязаны доставить электроэнергию потребителям, для чего они должны заключить договор об оказании услуг по передаче электроэнергии с сетевыми организациями. Поскольку действующее законодательство не разрешает энергосбытовой организации заниматься деятельностью по передаче электроэнергии, а сетевой организации – деятельностью по купле-продаже. Потребитель может и сам заключить договор с сетевой организацией при наличии договора купли-продажи с энергосбытовой компанией. В этом состоит одно из главных отличий нового розничного рынка электроэнергии от старой системы отношений. Раньше потребитель мог обслуживаться только той энергоснабжающей организацией, к сетям которой он был присоединен. Фактически это препятствовало развитию конкуренции в сфере сбыта электроэнергии.
В соответствии с новыми правилами работы розничных рынков в числе энергосбытовых компаний появилась особая категория – гарантирующие поставщики, которые обязаны заключить договор с любым обратившимся к ним потребителем. Все остальные энергосбытовые компании заключают договоры с потребителями добровольно (если стороны не договорятся между собой по всем условиям, в том числе по цене поставки, то договор заключен не будет). Однако, поскольку электроэнергия – это товар первой необходимости, на розничном рынке возник институт гарантирующих поставщиков. В некоторых странах, где также проводилась реформа электроэнергетики, такой субъект розничного рынка называется «поставщик последней надежды». В случае если потребителя не устраивает его действующий продавец электроэнергии или ему не удалось договориться с другими энергосбытовыми компаниями, он в любой момент может обратиться к гарантирующему поставщику. Это не означает, что гарантирующий поставщик примет любые условия потребителя, так как публичный договор, по которому он работает, предусматривает одинаковые условия для всех потребителей и прозрачные принципы ценообразования. Поэтому, выбирая для себя энергосбытовую компанию, потребитель будет сравнивать ее условия с условиями обслуживания гарантирующего поставщика.
Каждый гарантирующий поставщик имеет четко определенную территорию деятельности, и каждый потребитель может узнать, кто является для него гарантирующим поставщиком. При этом на территории каждого субъекта РФ будет существовать как минимум один гарантирующий поставщик.
Несмотря на то, что понятие «рынок» ассоциируется в первую очередь со свободными ценами, в переходный период – на этапе реформирования отрасли – большая доля электроэнергии как на оптовом, так и на розничном рынке будет поставляться по тарифам. Тарифы для розничных потребителей по-прежнему утверждают региональные органы власти.
Исключение составляют энергосбытовые организации, которые не осуществляют поставку электрической энергии непосредственно населению либо тем компаниям, которые обслуживают население. Они вправе поставлять весь объем электроэнергии по договорным ценам. Их потребителями в первую очередь будут крупные предприятия, которые заключают договор с такой энергосбытовой компанией по собственному желанию и всегда могут оценить, насколько им этот договор выгоден в сравнении со стоимостью поставки электроэнергии гарантирующим поставщиком.
Какие именно условия поставки имеются в виду? Каким образом гарантирующий поставщик будет определять цену? Постепенное увеличение доли торговли электроэнергией по свободным ценам на оптовом рынке будет оказывать влияние на уровень цен на розничном
Чтобы определить цену электрической энергии для конечного потребителя, нужно к цене электроэнергии на оптовом рынке или цене ее розничного производства прибавить стоимость услуг по передаче, иных обязательных услуг, сопровождающих процесс поставки электроэнергии, и сбытовую надбавку гарантирующего поставщика, которая отражает его расходы по обслуживанию потребителей и допустимый уровень прибыли. Цены на все эти составляющие являются регулируемыми, поэтому у потребителя есть уверенность в том, что к оптовой цене гарантирующий поставщик не добавит ничего лишнего, кроме тех расходов, которые он в действительности понес. Эти регулируемые расходы учитываются также при установлении регулирующими органами власти субъектов РФ тарифов на электроэнергию.
Таким образом, теперь на розничном рынке часть объемов электроэнергии (в 2007 г. около 95%, впоследствии эта доля станет постепенно уменьшаться) будет поставляться по тарифам, а остальные объемы – по цене, не превышающей конкурентную стоимость электрической энергии на оптовом рынке с учетом стоимости перечисленных услуг. Начиная с сентября 2006 г. потребители розничного рынка получат счета, в которых будут отдельно указаны объемы поставки по тарифам и по цене, отражающей конкурентную цену оптового рынка. Кроме того, для крупных предприятий эта цена будет указана для каждого часа отдельно, сначала справочно, а после установления ими почасового учета электроэнергии – для расчетов. Определить, насколько правильно цена оптового рынка установлена в розничной, можно с помощью сайта некоммерческого партнерства «Администратор торговой системы» (www.np-ats.ru), которое является организатором торговли на оптовом рынке. Зная цену на оптовом рынке, которая меняется с каждым часом, крупные потребители смогут управлять своим потреблением с целью снижения расходов на электроэнергию. В основном это касается тех потребителей, которые тратят существенные средства на электроснабжение.
Применение новой системы ценообразования будет осуществляться в отношении всех групп потребителей, за исключением населения, которому гарантируется поставка всего фактически потребленного объема по тарифам. Также по тарифам электроэнергия будет поставляться тем организациям, которые у гарантирующего поставщика покупают электроэнергию в целях ее дальнейшей продажи потребителям-гражданам или в целях оказания потребителям-гражданам коммунальной услуги электроснабжения: товариществам собственников жилья, жилищным кооперативам, управляющим компаниям, товариществам индивидуальных застройщиков, садоводческим товариществам и гаражным кооперативам.
Гарантирующие поставщики и энергосбытовые компании могут осуществлять поставку электрической энергии только тем потребителям-гражданам, которые проживают в частных жилых домах или которые выбрали непосредственный способ управления многоквартирным домом. В остальных случаях потребители-граждане получает коммунальную услугу электроснабжения, поэтому они не могут заключить договор с гарантирующим поставщиком или какой-либо энергосбытовой компанией. Однако жильцы многоквартирного дома могут поручить ТСЖ или управляющей компании заключить договор на поставку электроэнергии для оказания коммунальных услуг с той организацией, чьи условия им кажутся более выгодными.
Другие потребители могут расторгнуть договор с предыдущим поставщиком в любой момент времени при соблюдении установленных в договоре условий. Такие условия в случае договора с гарантирующим поставщиком четко определены в Правилах функционирования розничных рынков и в первую очередь предполагают отсутствие у потребителя задолженности. Энергосбытовым компаниям придется самим определять, в каких случаях потребитель может расторгнуть договор. Поэтому, заключая такой договор, потребитель должен внимательно изучить все ограничения, чтобы не доводить дело до возможного судебного разбирательства. Также важно серьезно относиться к предлагаемой цене продажи электроэнергии. Как гарантирующий поставщик, так и энергосбытовая компания покупают электрическую энергию на организованном оптовом рынке, и цены их покупки не могут значительно отличаться друг от друга. Кроме того, если энергосбытовая компания не участвует в оптовом рынке, то она будет вынуждена покупать электроэнергию у того же гарантирующего поставщика. Следовательно, не цена поставки, а качество обслуживания будет основой конкуренции на розничном рынке в ближайшее время. Формирование оптимальной цены будет обеспечиватьсяконкуренциейна оптовом рынке.
Суть конкурентного ценообразования на оптовом рынке: цена определяется для каждого часа и отражает стоимость производства электроэнергии для покрытия всего потребления в этот час. В первую очередь загружаются самые «дешевые» станции. Чем меньше потребление, тем ниже цена. Именно поэтому в ночное время цена существенно ниже, чем утром и днем – в часы пикового потребления. Такое ценообразование позволяет потребителям розничного рынка, заинтересованным в сокращении расходов на электроснабжение, лучше понимать, когда им потреблять электроэнергию, чтобы получить экономию.
Именно такой сигнал дает конкурентная почасовая цена оптового рынка, и именно поэтому она должна быть известна конечному потребителю. Чтобы воспользоваться возможностью оплачивать электроэнергию по часам суток, потребитель должен обеспечить почасовой учет. Однако даже наличие зонных счетчиков (день-ночь) позволяет получить определенную экономию.
Практика внедрения конкурентного рынка в других странах показывает, что при правильном построении моделей оптового и розничного рынков происходит снижение цен под давлением конкуренции. Однако применительно к нашей стране нельзя недооценивать прогнозируемый (а в ряде регионов уже достигнутый) дефицит мощностей по производству электрической энергии в часы пикового спроса. Данная ситуация приведет к задействованию в эти часы наиболее «дорогих» и наименее эффективных из существующих станций, а эффективные станции будут вынуждены использовать резервное топливо, стоимость которого, как правило, очень высока. В конечном итоге уровень цен в эти часы возрастет по сравнению с теми периодами, когда спрос ниже. При этом средний уровень цен будет изменяться равномернее.
Это объективно с точки зрения экономики, поскольку высокая цена, во-первых, дает сигнал к снижению потребления и энергосбережению (что имеет существенное значение для крупных предприятий), а во-вторых – к привлечению инвестиций в генерирующие мощности. Таким образом, рынок является эффективным инструментом борьбы с дефицитом мощности, и такие проблемы, как выбытие и старение мощностей будут решены, когда он заработает в полную силу.
Практическая часть
Определить суммарные годовые выплаты сотрудникам предприятия, величину годовых отчислений во внебюджетные фонды, величину основной и дополнительной заработной платы при следующих условиях:
N= 6 чел. – количество сотрудников в группе;
s = 2,48 – тарифный коэффициент;
p = 70% – процент премий от окладов;
t = 28 дней – продолжительность отпуска, календарный дни.
Решение.
Расчет проводится на основе данных по прожиточному минимуму работоспособного населения (Dmin
).
Dmin
= 5510 руб. – прожиточный минимум для работоспособного населения в Ивановской области во 2 квартале 2010 г. (сайт ivanovo.ru).
Определим оклад сотрудника по формуле:
P1 = Dmin
·s.
P1 = 5510·2,48 = 13664,8 руб.
Определим премию сотрудника по формуле:
P2 = Dmin
· s ∙ р.
P2 = 5510·2,48 ∙ 0,7 = 9565,36 руб.
Определим заработную плату сотрудника по формуле:
З = Р1 +Р2
З = 13664,8 + 9565,36 =23230,16 руб.
Определим суммарные месячные выплаты сотрудникам:
СМ
= 6 ∙ З
СМ
= 6 ∙ 23230,16 = 139380,96 руб.
Определим отпускные выплаты сотрудникам.
В среднем в одном календарном месяце на отработанное время максимально приходится 29,4 календарного дня. Этот показатель зафиксирован в части 3 статьи 139 Трудового кодекса. Его следует использовать при исчислении количества календарных дней расчетного периода, приходящихся на отработанное время.
О = С/29,4 ∙ 28
О = 139380,96/29,4 ∙ 28 = 132743,77 руб.
Определим суммарные годовые выплаты сотрудникам по формуле:
СГ
= СМ
∙ 11 + О
СГ
= 139380,96 ∙ 11 + 132743,77 = 1665934,33 руб.
Определим величину годовых отчислений во внебюджетные фонды:
пенсионный
Ставка взносов в Пенсионный фонд составляет 20% от суммарных годовых выплат сотрудникам
П = 0,2 ∙ СГ
П = 0,2 ∙ 1665934,33 = 333186,87 руб.
социального страхования
Ставка взносов в фонд социального страхования составляет 2,9% от суммарных годовых выплат сотрудникам
П = 0,029 ∙ СГ
П = 0,029 ∙ 1665934,33 = 48312,10 руб.
обязательного медицинского страхования
Ставка взносов в фонд обязательного медицинского страхования составляет 3,1% от суммарных годовых выплат сотрудникам
П = 0,031 ∙ СГ
П = 0,031 ∙ 1665934,33 = 51643,96 руб.
Определим величину основной заработной платы.
Основная часть заработной платы устанавливается на основе действующей у данного работодателя системы оплаты труда и не может быть менее установленного федеральным законом МРОТ. При этом заработная плата (ее основная часть) работников государственных и муниципальных учреждений не может быть ниже установленных Правительством Российской Федерации базовых окладов (базовых должностных окладов), базовых ставок заработной платы соответствующих профессиональных квалификационных групп работников (статья 144 ТК РФ).
Основная часть заработной платы является ее постоянной составляющей, она не зависит от полученной прибыли, объема продаж и прочих показателей. Основная часть заработной платы начисляется за фактически отработанное время или фактически выполненную работу по тарифным ставкам, должностным окладам.
В нашем случае основная заработная плата за месяц равна ранее вычисленному окладу, т.е.
P1 = 5510·2,48 = 13664,8 руб. – одного сотрудника;
P6 = 5510·2,48 · 6 = 81988,8 руб.
Величина дополнительной заработной платы равна премии т.е.
ДЗ = P2 = 9565,36
Библиографический список
1. Трудовой кодекс Российской Федерации. Официальный текст. – М.: ИКФ Омега-Л, 2007. – 205 с.
2. Самсонов В.С. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учебн. для вузов/В.С. Самсонов, М.А. Вяткин. – 2-е изд. – М.:Высш. шк., 2003. – 416 с.
3. Справочник по проектированию электрических сетей. Под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2005 – 320 с.
4. Экономика и управление в современной электроэнергетике России: пособие для менеджеров электроэнергетических компаний/ под редакцией А.Б. Чубайса. М.: НП «КОНЦ ЕЭС», 2009. – 616 с.
5. Златопольский А.Н. Материалы к типовым расчетам по экономике и организации производства/А.Н. Златопольский, С.Л. Прузнер, Н.С. Чинакаева. – М.: МЭИ, 1972. – 60 с.
6. Оценка экономических показателей деятельности энергетического предприятия: методические указания / сост. Ю.Ф. Битеряков; Иван. энерг. ин-т. – Иваново, 2000. – 60 с.
7. Битеряков Ю.Ф. Экономика энергетического предприятия. – Иваново: ИГЭУ, 2006. – 180 с.
8. Битеряков Ю.Ф. Экономика энергетиКИ. – Иваново: ИГЭУ, 2006. – 83 с.
9. Ставровский Е.С. Оценка привлекательности инвестиционных проектов: учеб. пособие/ Е.С. Ставровский, И.Г. Кукукина – Иваново, 1997. – 106 с.