Формирование тарифа на тепловую энергию на Ленинградской АЭС

Содержание
Введение
1. Характеристика деятельности Ленинградской АЭС
1.1. Организационно-правовая характеристика деятельности АЭС
1.2. Экономические показатели деятельности АЭС
2. Нормативно-правовые основы формирования тарифов на тепловую энергию в РФ
3. Формирование тарифов на тепловую энергию на Ленинградской АЭС методом экономически обоснованных расходов
4. Анализ итогов тарифного регулирования на тепловую энергию на Ленинградской АЭС за 2011-2013 гг.
Заключение
Список литературы
Приложения
?

Отмена прямого регулирования цен даст ощутимый толчок теплоснабжающим компаниям для оптимизации собственных издержек. Оказавшись в равной с другими субъектами хозяйственной деятельности ситуации и подчиняясь исключительно нормам антимонопольного законодательства, теплоснабжающие компании получат больший стимул снижать издержки в целях максимизации своей прибыли между периодами регулирования, нежели завышать тарифы, постоянно рискуя попасть под санкции контролирующих органов. Главным плюсом, с точки зрения потребителей, является то, что теплоснабжающим компаниям в целом становится не выгодно повышать тарифы, поскольку существует угроза санкций со стороны антимонопольного органа. При госрегулировании угрозы санкций нет. Кминусам рыночного механизма регулирования тарифов относятся недостатки действующего антимонопольного законодательства. Однако эти недостатки касаются не теплоснабжающих компаний, как объектов антимонопольного контроля, а общих недостатков конкурентного законодательства, проявляющихся также и в конкурентных секторах экономики. Перспективы введения рыночного регулирования тарифов естественных монополий связаны не столько с возможностью регулирования в рамках антимонопольного законодательства, сколько с отказом от прежней парадигмы регулирования. Понятно, что это представляется слишком непривычным. Однако нельзя не согласиться с тем, что если прежние подходы демонстрируют свою ограниченность и неэффективность, то их необходимо менять.Достижение стратегических целей осуществляется на основе постановки задач персоналу и контроля за их выполнением. Для управления работой подразделений, оценки успешности выполнения ими запланированных задач необходим инструмент, который позволил бы наполнить процесс принятия решения адекватной и достаточной информацией. Таким инструментом являются система ключевых показателей эффективности и система сбалансированных показателей. Система показателей и методики их расчета составляют основу принятия решений, базируются на оценке эффективности деятельности предприятия и направлены на достижение стратегических целей организации. В данном случае можно согласиться с мнением П.Р. Нивена, который отметил, что она «помогает организациям решать две фундаментальные проблемы: эффективно оценивать результаты деятельности организации и успешно реализовывать стратегию».Кроме того, следует отметить, что предприятия, применяющие сбалансированную систему показателей, получают возможность эффективной интеграциитактического и стратегического менеджмента в единый непрерывный процесс. Отмеченные аспекты, с нашей точки зрения, полностью соответствуют возможностям применения контроллинга в системе управления затратами Ленинградской АЭС. Достижение стратегических целей функционирования АЭС имеет существенные отличия от других областей электроэнергетики. Эксплуатация атомной станции осуществляется с безусловным приоритетом обеспечения выполнения требований действующего в области атомной энергетики законодательства в части ядерной и радиационной безопасности. Атомная станция производит только один продукт - электроэнергию, периодически останавливая производство для перегрузки ядерного топлива, проведения плановых ревизий, освидетельствования, технического обслуживания и ремонта. Успешность проведения планово-предупредительного ремонта (ППР), занимающего по времени 10-20 % календарного времени, определяет эффективность последующей эксплуатации энергоблока до следующего ППР.Под показателем успешности следует понимать результат обработки информации, применяемой или порождаемой в ходе данного процесса, используемый для оценки степени достижения поставленных целей и оперирующий ограниченным количеством показателей успешности его выполнения. В оптимальном варианте для производственного процесса должен быть определен только один абсолютный показатель успешности. Он может быть задан через функцию частных показателей успешности выполнения отдельных задач и критериев приближения к поставленной цели. Например, для процесса управления ремонтом энергоблока целью является выполнение запланированного объема ремонтных работ в сроки, предусмотренные планом. Наиболее существенным показателем успешности служит окончание ремонта в сроки, определенные графиком. Частным показателем является окончание ремонта агрегатов, узлов систем в сроки, определенные графиком. Для определенного эксплуатационного процесса выбор показателей успешности определяется выбором цели. Так, для управления ремонтом энергоблока в качестве цели можно выбрать минимизацию стоимостных затрат на выполнение ремонта. Тогда в качестве главного показателя успешности следует выбрать выполнение бюджета ремонта. У административного персонала, ответственного за выполнение нескольких производственных процессов или функциональных областей, показатель успешности их деятельности должен быть интегрированным и определяться с учетом влияния успешности выполнения того или иного процесса на успешность реализации бизнес-процессов предприятия. Показатели успешности выполнения одного и того же производственного процесса могут и должны быть различными для персонала, участвующего в его реализации и занимающего различные места в управленческой схеме предприятия.Определение интегрированных показателей успешности совокупности функциональных областей и всего процесса строится на базе существующей на предприятии системы оценок влияния того или иного бизнес - процесса на успешность деятельности по алгоритмам, согласованным и понятным административному руководителю. Для показателя успешности (главного или частного) определены уровни качества, например: норма - условия не нарушаются; критическая зона - условия не нарушаются, но выявлена тенденция к нарушению условия; нарушение нормы - нарушены условия успешности. Очевидно, что в полной мере реализация системы сбалансированных показателей и определение показателей успешности производственных процессов ТОиР могут быть реализованы только с использованием современных информационных технологий.Процесс управления представляет собой, прежде всего, движение информации, между субъектами и элементами системы,от своевременности и качества которой существенным образом зависит успешность текущего функционирования и перспективного развития предприятия. В свою очередь, совершенствование системы управления предполагает адекватное развитие системы информационной поддержки принимаемых решений и контроля их исполнения.Целесообразность создания информационной поддержки функционирования системы управления затратами на основе контроллинга обусловлена необходимостью систематизации многоуровневых учетных операций с ежегодным движением более 30,0 тысяч наименований материально-технических ресурсов (МТР), осуществляемых при комплектации планируемых работ, и для возможности получения оперативных данных о состоянии комплектации. Соответственно, целью предлагаемой информационной подсистемы УМТО являются управление и информационная поддержка процессов МТО и управление затратами. Основные задачи информационной подсистемы состоят в следующем: обеспечить персонал станции необходимой и достаточной информацией для реализации планов материально-технического обеспечения, позволяющей повысить оперативность и качество МТО; снизить издержки производства и оптимально использовать выделенные в бюджете АЭС финансовые средства на приобретение МТР. Решение указанных задач требует создания информационной системы управления материально-техническими ресурсами и единой системы контроллинга поставок МТР. При создании информационной системы приняты следующие критерии: обеспечение проведения закупочной деятельности МТР в рамках выделенных средств; формирование потребностей подразделений станции в рамках утвержденных планов-мероприятий на соответствующий период; обеспечение сквозного учета поставляемых МТР с момента формирования потребности до выдачи в производство; повышение ответственности персонала, участвующего в определении потребностей и комплектации работ в рамках установленных объемов и сроков; обеспечение оперативной информационной поддержки состояния комплектации МТР, утвержденных к выполнению работ всего персонала станции. Каждая из информационных систем реализует совокупность производственных процессов, которые фактически представляют собой логически связанные по ресурсам, времени и месту исполнения проекты, что позволяет рассматривать их как объект логистизации с использованием соответствующего методического инструментария. В этой связи разработанная информационная система по существу является информационно-логистической (см. рис.3).Рис. 3. Информационно-логистическая система формирования показателей успешности производственного процессаСоздание и внедрение инновационной системы управления затратами связаны с соответствующими инвестициями и в этом смысле их следует рассматривать как инновационно-инвестиционный проект (ИИП). Оценка эффективностиИИП проведена в соответствие собщепринятой методикой оценки эффективности инвестиционных проектов с учетом его особенностей и включает в себя решение следующих задач: моделирование движения денежных потоков, динамики формирования прибыли; определение критериев эффективности - «чистой» стоимости проекта, внутренней нормы прибыли, срока окупаемости; расчет основных индексов рентабельности проекта, уровня безубыточности проекта; определение чувствительности проекта к изменениям определяющих факторов.Финансовая оценка ИИП включает: расчет объема инвестиций в создание инновационной системы управления затратами и определение эффектов от ее использования; приведение ожидаемых затрат и эффектов к исходному моменту времени с использованием метода дисконтирования, оценку неопределенностей и рисков инвестиций и результатов.Динамика структуры затрат, характеризующая эффективность внедрения контроллинга, как инновационного механизма управления издержкамина Ленинградской АЭС, приведена в таблице 111.Таблица 11Динамика структурызатрат на Ленинградской АЭСПоказателиГоды2009201020112012Отпуск электроэнергии, млрд. кВт.ч27,42729,05228,06229,070Всего затрат, руб./МВт.ч23,3224,00 29,3032,25Себестоимость производства электроэнергии, руб./МВт.ч21,2222,0427,4830,94Область управляемых затрат предприятияОплата труда, руб./МВт.ч2,793,344,845,75Ремонт основных фондов, руб./МВт.ч2,453,084,245,35Эффективность внедрения контроллинга по управлению фондом оплаты труда в рамках управления затратами заключается в сокращении штатного коэффициента путем сокращения персонала и вывода непрофильных видов деятельности в аутсорсинговые организации. Изменение штатного коэффициента по годам применения контроллинга, начиная с 2009 года, составляет: 2010 г. – 1,12; 2011 г.- 1,115 и 2012 г. – 1,089 чел/МВт.Эффект контроллинга по управлению закупками заключается в сокращении стоимости подрядных услуг за счет проведения тендеров и открытых конкурсов по выбору поставщиков. Экономический эффект по поставкам товарно-материальных ценностей характеризует таблица12.Таблица 12Эффект элемента контроллинга – управление затратами по поставкам ТМЦПоказателиГоды2009201020112012Объем поставок, млн. руб.926135817051827Экономия затрат, млн. руб.541109294Рис. 4. Динамика расходов на эксплуатационные нуждыи индекса потребительских цен в 2006-2012 г.г.Эффективность внедрения инновационной системы управления затратами на Ленинградской АЭС по всем элементам контроллинга характеризует рис. 4.Среднегодовая прибыль Ленинградской АЭС за 2009-2012 годы от внедрения инновационной системы управления затратами за счет оптимизации расходов на техническое обслуживание и ремонт оборудования, оптимизации численности персонала, оптимизации организационной структуры, контроля за исполнением сметы расходов и бюджета и принятия обоснованных управленческих решений составила 87,5 млн. рублей.При расчете тарифов на электрическую и тепловую энергию с использованием распределения затрат методом «отключений» построена сетка тарифов на электрическую и тепловую энергию (таблица 13) для Ленинградской АЭС.Таблица 13Сетка тарифов на электрическую и тепловую энергиюПараметрЗначениеТариф на электроэнергию АЭС, руб./МВтч100200300386400500508600700Тариф на тепловую энергию АЭС, руб./Гкал47240934729328422121615895На основе сетки тарифов строится график, при помощи которого уже без проведения расчетов с большой точностью можно будет в дальнейшем находить наиболее приемлемые уровни тарифов.Подход к распределению затрат с использованием сетки тарифов дает возможность к оперативному управлению доходностью бизнеса, то есть того варианта, при котором будет обеспечена конкурентоспособность обоих видов энергии производимых на Ленинградской АЭС, сбалансирован уровень доходности двух видов энергии. Таким образом, не только облегчается процесс распределения затрат, но и становятся наглядными преимущества комбинированного производства электрической и тепловой энергии на АЭС.В основе сетки тарифов лежит общая неразделенная калькуляция продукции АЭС (таблица14). Отличие от традиционной калькуляции состоит в том, что все затраты рассчитываются в целом по АЭС, без разделения между производством электрической и тепловой энергии. Таблица 14Затраты на производство по Ленинградской АЭСВсего затратна оба вида энергииЗатраты на приобретение топлива, тыс. руб.51457,108Затраты на водопользование, тыс. руб.39,151Затраты на ремонт, тыс. руб.3413,147Годовой ФОТ с начислениями, тыс. руб.10682,28Сумма годовых аморт. отчислений, тыс. руб.8255,452Прочие затраты (0,1%), тыс. руб.73,847Итого затраты на производство, тыс. руб.73920,985Для расчета сетки тарифов на электрическую и тепловую энергию объемы отпуска приняты равными:86832 МВт∙ч электрической энергии;138111 Гкал тепловой энергии.Как видно из таблицы 14, сеткой можно пользоваться, задаваясь тарифом на любой из видов энергии, отпускаемой АЭС, определяя по жесткой формуле тариф другого вида. В данном случае тариф на тепловую энергию для потребителя не рассматривается и не участвует в формировании сетки тарифов, т.к. на рынке тепловой энергии представлено еще несколько крупных производителей и перепродавцов данного вида энергии. Для анализа данного метода было принято значение тарифа электроэнергии в размере 508 руб./МВт∙ч, приравненное к цене покупки электроэнергии на розничном рынке. Расчетное значение тарифа на тепловую энергию при этом равно 216 руб./Гкал.Представленный ниже график построен на основе реального распределения затрат на Ленинградской АЭС (рис. 5). График представляет собой множество всех возможных вариантов распределения затрат между электрической и тепловой энергией, при которых обеспечивается один и тот же уровень доходности АЭС.Рис. 5. Треугольник распределения затрат на производство по Ленинградской АЭСТочками пересечения графика с осями координат являются значения тарифа на электрическую и тепловую энергию при полном отнесении суммарных затрат производство на каждый вид продукции. Для электрической энергии это значение равно 851 руб./МВт∙ч, для тепловой энергии – 535 руб./Гкал.Точка A – точка, определяющая уровни тарифов на тепловую и электрическую энергию при физическом методе распределения затрат, которые в свою очередь обеспечивают постоянство дохода для АЭС. Точка B – точка, соответствующая новому распределению затрат при уровне тарифа электрической энергии равному 508 руб./МВт∙ч. При изменении тарифа одного из видов энергии следует изменить и тариф другого, т.к. необходимо обеспечивать условие неизменности суммарного дохода АЭС.Расчет чистой прибыли АЭС от реализации электрической и тепловой энергии при условии распределения затрат методом «отключений» соответственно составляет 13276,628 тыс.руб. и 13271,852 тыс.руб. При этом предприятие будет получать годовую чистую прибыль в размере 26548,48 тыс. руб.. Из представленных результатов можно сделать вывод, что оба вида энергии примерно одинаково прибыльны. Среднеотпускной тариф принят на основе данных, полученных при распределении затрат методом «отключений» на основе треугольника Гинтера, и равен Тср= 216 руб./Гкал. Тарифная ставка в полупиковой зоне Тпп = Тср. В ночной зоне ставка тарифа Тн принимается чуть выше топливной составляющей производства тепловой энергии на Ленинградской АЭС: Тн = 0,6*Тср = 129,6 руб./Гкал.Далее было проведено распределение годового теплопотребления двадцати четырех потребителей тепловой энергии с горячей водой по зонам суток с учетом пикового, полупикового и ночного графика нагрузок теплопотребления. Среднее значение пикового теплового потребления по двадцати четырем потребителям в процентах составляет – 39,83 %, полупикового теплового потребления – 41,21 %, ночного теплового потребления – 19,58 %. После чего, проведен расчет пиковой ставки тарифа Тп, отношения Тп/Тн – показателя, характеризующего степень дифференциации тарифа, разности Тп – Тн, влияющей на размер экономии предприятия от регулирования режимов теплового потребления. Величина пиковой ставки тарифа за тепловую энергию рассчитывается по формуле:Среднее значение пиковой ставки тарифа по двадцати четырем потребителям составляет – 256,29 руб./Гкал.Экономия, полученная предприятием от регулирования теплопотребления зависит от разности Тп – Тн и определяется по формуле.Допустим, что предприятие снизило теплопотребление в пиковой зоне на 1% при одновременном увеличении теплопотребления на такую же величину в ночной зоне, т.е. при kн=1. Для данных условий выполнен расчет возможной экономии затрат у потребителей. В итоге получаем, что при расчете дифференцированных тарифов на тепловую энергию по трем зонам суток, для потребителей горячей воды, в среднем достигаются следующие результаты: при уменьшении нагрузки в пиковое время на 23,65 Гкал (или на 1%) затраты предприятий на оплату тепловой энергии снизятся на 2880,17 руб. (или на 0,59 %).Пользуясь полученными данными можно легко рассчитать экономию затрат для любого из предприятий и любого размера снижения теплопотребления в пиковой зоне графика нагрузки.ЗаключениеВ заключении приведем основные выводы, и результаты представленного исследования, которые состоят в следующем:Реформирование экономических условий функционирования систем теплоснабжения существенно отстает от темпов экономических преобразований в стране. В настоящее время необходимы комплексные, энергичные меры для восстановления работоспособности и экономичности данных систем.Ключевой задачей тарифного регулирования является защита потребителей от необоснованно высоких цен и стимулирование потребителей и производителей к рациональному использованию энергоресурсов.Одной из наиболее эффективных форм инновационного управления издержками предприятий электроэнергетики является контроллинг. Инновационное развитие менеджмента затрат в атомной электроэнергетике связано с контроллингом, который позволяет упорядочить информационные потоки, протекающие на предприятии, и обеспечить необходимую базу для эффективного принятия управленческих решений и выработки рекомендаций по их корректировке. Это обусловливает его использование на АЭС как управленческой инновации улучшающего типа.Эффективный контроллинг может быть осуществлен только в условиях создания надлежащего информационного обеспечения, исключающего процессы дублирования потоковых характеристик и обеспечивающего предоставление требующейся информации в соответствующие центры ответственности. В этой связи можно констатировать, что наиболее приемлемая форма создания информационной системы может быть создана только при условии ее логистизации.Предложена и реализована организационная схема информационных потоков в системе контроллинга и его подсистем на предприятиях атомной электроэнергетики. Предложена система подготовительных работ по внедрению контроллинга в практику управления затратами на Ленинградской АЭС, обеспечивающая повышение эффективности финансово-экономической службы, службы поставок материально-технических ресурсов, а также планирования технического обслуживания и ремонтов.Доказана целесообразность перехода в перспективе на систему регулирования тарифов, в основе которой лежит увеличение периодов регулирования и упрощение процедуры принятия тарифов;Сравнительный анализ методов распределения затрат между электроэнергией и теплом подтвердил условность распределения затрат рассмотренными методами и отсутствие метода, который бы адекватно распределял затраты и экономию топлива, полученную за счет теплофикации, между электроэнергией и теплом, отпускаемыми АЭС. В условиях меняющейся конъюнктуры на рынке электроэнергии и тепла энергетическим компаниям при выборе учетной политики, следует выбрать такой метод, который позволил бы обеспечить конкурентоспособность электроэнергии и тепла, отпускаемых АЭС, с электроэнергией, вырабатываемой другими типами электростанций и с теплом, вырабатываемым котельными.В результате анализа существующего положения в сфере распределения затрат при комбинированном производстве энергии нами предложен метод «отключений» на основе треугольника Гинтера основой которого является отсутствие необходимости деления затрат на производство электрической и тепловой энергии при их комбинированном производстве.Для дальнейшего развития системы формирования тарифов на тепловую энергию и обеспечения их стимулирующей роли, предложен метод расчета тарифных ставок, дифференцированных по зонам суточного графика тепловых нагрузок.Расчеты тарифов, произведенные с использованием предложенных методик для условий функционирования регионального рынка теплоснабжения г. Иванова, показали достаточно высокую эффективность их применения в практической деятельности.Тариф при использовании физического метода распределения затрат, составляет 386 руб./МВт·ч для электрической энергии и 293 руб./Гкал для тепловой энергии. При использовании метода «отключений» на основе треугольника Гинтера для выбранного значения тарифа на электроэнергию 508 руб./МВт·ч тариф на тепловую энергию составляет 216 руб./Гкал, что позволяет обеспечить конкурентноспособность тепловой энергии на региональном рынке.Чистый доход от производства и продажи электрической и тепловой энергии Ленинградской АЭС возрастет на 130338 тыс. руб. При физическом методе распределения затрат электрическая энергия приносит 147499 тыс. руб. дохода, а тепловая - 17 162 тыс.руб. убытка, что не приемлемо в условиях рынка. При распределении затрат методом «отключений» на основе треугольника Гинтера электрическая и тепловая энергия приносят примерно равный чистый доход: электрическая энергия - 66961 тыс. руб., тепловая - 63377 тыс. руб. Ключевое значение в данном анализе имеет рентабельность продаж. В целом для предприятия эта величина составит 23,45%. При существующей в настоящее время методике распределения затрат рентабельность отдельных видов отпускаемой энергии различна (33,49% по электрической энергии и 10,54% по тепловой). При использовании метода «отключений» таких различий можно избежать. Для данного варианта уровни рентабельности составили: 20,84% по электрической энергии и 26,81% по тепловой.Анализируя полученные в результате исследования данные, можно сделать вывод о том, что для АЭС целесообразно применять метод «отключений» на основе треугольника Гинтера при распределении затрат между электрической и тепловой энергией. Преимущество данного метода заключается в независимости от возможности отнесения преимуществ комбинированного производства не только на электрическую, но и на тепловую энергию. Снижение тарифа на тепловую энергию на АЭС влияет на конечный тариф для потребителя и тем самым позволяет управлять конкурентоспособностью АЭС на рынке тепловой энергии.Дифференцированные по зонам суток тарифы на тепловую энергию на потребительском рынке устанавливаются с целью регулирования суточного графика тепловых нагрузок. При расчете дифференцированных тарифов на тепловую энергию по трем зонам суток, для потребителей горячей воды, в среднем получены следующие результаты: при снижении нагрузки в пиковое время на 23,65 Гкал (или на 1%) затраты потребителей на оплату тепловой энергии снизятся на 2880,17 руб. (или на 0,59%).Список литературыКонституция РФ от 12 декабря 1993 г. М.: Юридическая литература. 1993.Гражданский кодекс РФ (часть первая) от 30.11.1994 № 51-ФЗ (ред. от 30.12.2012) // Собрание законодательства РФ. 2012. № 32. Ст. 3301.Федеральный закон от 14.04.1995 года № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».Федеральный закон от 27.07.2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении».Постановление Правительства РФ от 22 октября 2012 г. № 1075 «О ценообразовании в сфере теплоснабжения».Алексеев Л.В. Тарифная политика в сфере теплоснабжения. //http://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=2634.Базылев Н.И., Гурко СП., Базылева М.Н. Экономическая теория: Учебник. - М.: ИНФРА-М, 2010. -672 с.Безрукавников А.И. Основные положения методики определения тарифов на электрическую и тепловую энергию, вырабатываемую на АЭС // В тр. международной НПК «Экономика на службе обществу» / Астрахань: АО ВЭО РФ, 2011. - С. 36-40. Государственное регулирование экономики: Учеб. пособие / Т.Г. Морозова, Ю.М. Дурдыев, В.Ф. Тихонов и др., под ред. проф. Т.Г. Морозовой. - М.: ЮНИТИ-ДАНА, 2012. - 255 с.Жаркина Л.В. Контроллинг как инновационный инструмент управления издержками на АЭС: монография / Л.В. Жаркина, Е.А. Ларин. - Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2008. - 85 с.Жаркина Л.В. Методические положения создания инновационной системы управления затратами на АЭС / Л.В. Жаркина //Проблемы электроэнергетики: межвуз. науч. сб. - Саратов: Сарат. гос. техн. ун-т, 2009. - С.57-63.Каплан П.С., Нортон Д.С. Организация, ориентированная на стратегию. Как в новой среде преуспевают организации, применяющие сбалансированную систему показателей: пер. с англ. – М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. – С. 18 Ковалев В.В. Финансовый анализ: Управление капиталом. Выбор инвестиций. Анализ отчетности. — М.: Финансы и статистика, 2011. – 324 с.Корсакова И.В. История тарифообразования и современные проблемы формирования себестоимости в отрасли теплоснабжения [Текст] // Стабилизация и экономический рост аграрного сектора экономики. Ч. 2: Материалы Всерос. науч.-практ. конф. «Аграрная наука и образование в реализации национального проекта «Развитие АПК», 22-24 нояб. 2006 г. - Ульяновск: УГСХА, 2006. - С.169 - 175. Корсакова И.В. Гражданско-правовое регулирование хозяйственной деятельности предприятий теплоснабжения [Текст] // Правоотношения и юридическая ответственность: материалы Всерос. науч.-практ. конф. «Современное развитие экономических и правовых отношений. Образование и образовательная деятельность», 15 марта 2007 г. / Технол. и-т - фил. ФГОУ ВПО УГСХА. - Димитровград, 2007. - С. 469-476. Мищенко В.В. Государственное регулирование экономики: Учеб. пособие. - М.: ИНФРА-М, 2012. - 480 с.Нивен П.Р. Сбалансированная система показателей — шаг за шагом: максимальное повышение эффективности и закрепление результатов: пер. с англ. – Днепропетровск: Баланс-Клуб, 2003. – С. 21 Новичков И.А., Колибаба В.И. Перспективы развития конкуренции на рынке тепловой энергии // Вести в электроэнергетике. 2011. № 4. Новичков И.А., Колибаба В.И. Пути совершенствования методики расчета тарифов на электроэнергию и тепло при их комбинированном производстве // Вести в электроэнергетике. 2011. №2. Ценообразование и налогообложение. Учебник / Под ред. И.К. Салимжанова. - М.: ООО «ТК Велби», 2011. - 424 с.ПриложенияПриложение 1Организационная структура управления Ленинградской АЭСПриложение 2Оценка эффективности использования оборотного капиталаНаименование показателяЕдн. изм.200720082009201020111 кв. 2012г.Коэффициент оборачиваемости запасовобороты4,9664,1265,1966,0906,6821,658Коэффициент оборачиваемости запасовдни73,588,570,259,954,654,3Оборотный капиталтыс. руб.836090686556767128849106498382591302Приложение 3Анализ наличия собственных источников формирования запасов и затратПоказатели2007 год2008 год2009 год2010 год2011 год1 кв. 2012 г.Общая величина запасов и затрат209324329071271794235308263642284312Наличие собственных оборотных средств-119587-103065181341304040213520329829Наличие собственных и долгосрочных источников формирования запасов и затрат-116387-103065317448479055213520329829Общая величина основных источников формирования запасов и затрат-116387-103065317448479106303795369829Излишек или недостаток собственных оборотных средств-328911-432136-9045368732-5012245517Излишек или недостаток собственных и долгосрочных источников-325711-43213645654243747-5012245517Излишек или недостаток общей величины источников-325711-432136456542437984015385517Тип финансовой ситуациикризисноекризисноенормальная независимостьабсолютная независимостьнеустойчивоеабсолютная независимостьПриложение 4Основные средства: переоценка на 01.01.2012 г. руб.Наименование основных средствБалансовая стоимость до переоценкиОстаточная стоимость до переоценкиБалансовая стоимость после переоценкиОстаточная стоимость после переоценкиВСЕГО ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ1239521288,00402562030,002826533526,00791821401,00ВСЕГО ПО ПРОИЗВОДСТВУ1235431106,00401138477,002815783082,00788399821,00ЗДАНИЯ287688152,00144336473,00754371543,00369531114,00СООРУЖЕНИЯ301001412,00109082657,00703116549,00169645057,00МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ625848362,00140210440,001274557451,00232190784,00силовые571183183,00121620715,001153919076,00204659570,00рабочие44935420,0011327407,00104333392,0018058886,00измер. и регул. приборы8950612,006925065,0014299173,008781382,00из них выч. техника2972439,002125634,002075244,001388207,00ТРАНСПОРТНЫЕ СРЕДСТВА19576345,007348544,0080103460,0016739257,00ИНСТРУМЕНТ121852,0048361,00334780,0092162,00ПРОИЗВОДСТ.- ХОЗ. ИНВЕНТАРЬ334091,00112002,00980550,00201447,00МНОГОЛЕТНИЕ НАСАЖДЕНИЯ860892,000,002318749,000,00НЕПРОИЗВ. ОСНОВНЫЕ СР-ВА ДР. ОТРАСЛЕЙ4090182,001423553,0010750444,003421580,00ЗДАНИЯ3250300,001074250,008754432,002893344,00СООРУЖЕНИЯ146946,008289,00395762,0022290,00МАШИНЫ И ОБОРУДОВАНИЕ658450,00337747,001462210,00498386,00рабочие467161,00295273,001021774,00432486,00измер. и регул. приборы181509,0042474,00357316,0065900,00из них выч. техника14955,009513,0016060,009373,00ТРАНСПОРТНЫЕ СРЕДСТВА7200,000,0040500,000,00ПРОИЗВОДСТ.- ХОЗ. ИНВЕНТАРЬ27286,003267,0097540,007560,00ЖИЛЫЕ ЗДАНИЯ2998793,002842663,002998793,002842663,00Итого по предприятию:1242520081,00405404693,002829532319,00794664064,00Приложение 5Результаты финансово-хозяйственной деятельности Ленинградской АЭСНаименование показателяЕдн. изм.200720082009201020111 кв. 2012г.Выручкатыс. руб.9688451460376189423018057701961787628870Валовая прибыльтыс. руб.-70760102510482008372683200987157388Чистая прибыльтыс. руб.-3658237891298099178047105253106284Производительность трудатыс. руб./чел.587,891895,9361160,6801289,8361618,636558,996Фондоотдача%89,218124,927152,45164,28266,70321,382Рентабельность активов%-2,7813,19523,44610,1786,8496,562Рентабельность собственного капитала%-10,1709,55743,47814,7858,4087,826Рентабельность продукции (продаж)%-7,6966,77625,44620,63810,20425,027Сумма непокрытого убытка на отчетную датутыс. руб.-63828-63828-62492-64108-64108-64108Соотношение непокрытого убытка на отчетную дату и валюты балансатыс. руб.000000Приложение 6Факторы, оказывающие влияние на изменение размера выручки от продажи товаров, продукции, работ, услуг и прибыли (убытков) от основной деятельностиФактор влияния на размер прибыли и выручки предприятияСтепень влияния фактора в %% по оценке компании20111 кв. 2012Факторы влияния на размер прибыли«Тариф по основной продукции»74,34,5«Количество реализованной продукции (электроэнергия)»-33,5-5,4«Количество реализованной продукции (теплоэнергия)»0,21,4«Себестоимость продукции (электроэнергия)»-242,179,5«Себестоимость продукции (теплоэнергия)»-36,849,3«Операционные доходы»22,8-210,0«Операционные расходы»-22,3205,1«Внериализационные доходы»-96,00,1«Внериализационные расходы»9,43,9«Налог на прибыль и другие аналогичные обязательные платежи»224,0-28,4ИТОГО -100100Факторы влияния на размер выручки по электроэнергии«Объем реализации»-97,61-44,99«Среднеотпускной тариф по э/э 197,61144,99ИТОГО100100Факторы влияния на размер выручки по теплоэнергии«Объем реализации»80,7-19,94«Среднеотпускной тариф по э/э 19,3119,94ИТОГО100100Приложение 7Ликвидность деятельности Ленинградской АЭСНаименование показателяНа 01.01.2008На 01.01.2009На 01.01.2010На 01.01.2011На 01.01.2012На 01.04.2012Собственные оборотные средства-119587-103065181341304040213520329829Коэффициент финансовой зависимости2,6571,9920,8540,4530,2280,193Коэффициент автономии собственных средств0,2730,3340,5390,6880,8150,839Обеспеченность запасов собственными оборотными средствами-0,991-0,4010,8071,6280,9951,316Индекс постоянного актива1,3321,2600,7360,7480,8290,757Текущий коэффициент ликвидности0,8780,8691,7062,2951,7552,270Быстрый коэффициент ликвидности0,6580,4531,1021,6590,8271,179Приложение 8Достаточность капитала и оборотных средств Ленинградской АЭСНаименование показателя2007 г.2008 г.2009 г.2010 г.2011 г.1 кв. 2012 г.Операционные расходы156433041720721401572705612776Среднедневные операционные расходы0,0230,0120,0180,0090,0130,007Собственный капитал321412368327660405118061112518551358139Оборотные средства836090686556767128849106498382591302Достаточность собственного капитала для исполнения краткосрочных обязательств0,3240,4501,3912,9994,4085,214Достаточность собственного капитала для покрытия текущих операционных расходов20,54712,10931,87129,40046,269106,304Достаточность оборотных средств для покрытия текущих операционных расходов53,44822,57137,02221,14518,42046,282Приложение 9Исходные данные для расчета тарифаПоказателиЕд. измерения2011г. факт2012 г. ожидаемое2013 г. прогнозВыработка электроэнергиимлн. кВт.ч2810826639,025740,0Отпуск электроэнергии в сетьмлн. кВт.ч2586624172,323393,9Отпуск тепла с коллекторовтыс.Гкал792,95872,03901,24Отпуск тепла потребителямтыс.Гкал707,62744,03777,24Приложение 10Динамика структурызатрат на Ленинградской АЭСПоказателиГоды2009201020112012Отпуск электроэнергии, млрд. кВт.ч27,42729,05228,06229,070Всего затрат, руб./МВт.ч23,3224,00 29,3032,25Себестоимость производства электроэнергии, руб./МВт.ч21,2222,0427,4830,94Область управляемых затрат предприятияОплата труда, руб./МВт.ч2,793,344,845,75Ремонт основных фондов, руб./МВт.ч2,453,084,245,35Приложение 11Эффект элемента контроллинга – управление затратами по поставкам ТМЦПоказателиГоды2009201020112012Объем поставок, млн. руб.926135817051827Экономия затрат, млн. руб.541109294Приложение 12Сетка тарифов на электрическую и тепловую энергиюПараметрЗначениеТариф на электроэнергию АЭС, руб./МВтч100200300386400500508600700Тариф на тепловую энергию АЭС, руб./Гкал47240934729328422121615895