Проблемы и перспективы модернизации инфраструктурных отраслей экономики России

Однако даже при небольшом значении коэффициента предприятие может быть платежеспособным, если сумеет сбалансировать и синхронизировать приток и отток денежных средств по объему и срокам. Коэффициент срочной ликвидности показывает, какая часть текущих обязательств может быть покрыта наиболее ликвидной частью оборотных средств. В 2010 году величина наиболее ликвидных оборотных средств МУП «Подольская электросеть» в 1,07 раза превысила сумму текущих обязательств, значение данного коэффициента возросло в 1,8 раза по сравнению с 2009 годом. Рост по итогам отчетного года коэффициента текущей ликвидности, характеризующего общую обеспеченность предприятия оборотными средствами для ведения хозяйственной деятельности и своевременного погашения срочных (текущих) обязательств, свидетельствует об увеличении способности Предприятиярассчитываться по своим текущим обязательствам и оптимизации структуры баланса предприятия. В 2010 году достигнуты максимальные значения коэффициентов абсолютной, срочной и текущей ликвидности МУП «Подольская электросеть» за последние три года. При этом значения коэффициента абсолютной ликвидности и коэффициента срочной ликвидности в 2010 году находятся в рамках общепринятых нормативных значений (для коэффициента абсолютной ликвидности рекомендуемое оптимальное значение находится в диапазоне 0,15−0,5; для коэффициента срочной ликвидности — оптимальное значение больше или равно 0,95). Несмотря на то, что целевое значение коэффициента текущей ликвидности больше или равно 2, если значение коэффициента находится в диапазоне 1−2, то это расценивается как хороший ориентир для предприятия на перспективу, что справедливо и для МУП «Подольская электросеть» .На протяжении 2008;2010 годов имел место постепенный рост доли оборотных средств в активах, при этом наибольшее значение отношения оборотных средств к активам составило 0,28 также в 2010 году. В 2010 году уровень ликвидности МУП «Подольская электросеть» возрос по сравнению, как с предыдущими отчетными периодами, так и относительно плана. Фактические коэффициенты ликвидности МУП «Подольская электросеть» по итогам 2010 года превысили плановые вследствие снижения фактической суммы краткосрочных обязательств (за минусом доходов будущих периодов) в абсолютном выражении по сравнению с планом (на 4970 тыс.

руб., или на 25,6%), а также их удельного веса в валюте баланса на 12,8% относительно планового значения. Одновременно произошло существенное увеличение суммы наиболее ликвидных активов — денежных средств, превышающее снижение фактической дебиторской задолженности относительно планового значения. Увеличение суммы наиболее ликвидных активов обусловлено, в частности, привлечением в 4 квартале долгосрочного синдицированного кредита в размере 4 900 тыс. руб. вместо запланированного краткосрочного в сумме 2 000 тыс.

руб. Поскольку МУП «Подольская электросеть» испытывает дефицит собственных источников финансирования, значение коэффициента обеспеченности собственными средствами является отрицательным. Однако тенденция приближения коэффициента к нулю по мере уменьшения его отрицательного значения на протяжении последних трех лет в целом может быть расценена позитивно. Устойчивость финансового состояния предприятия зависит как от оптимальности структуры источников капитала (соотношения собственных и заемных средств), так и от оптимальности структуры активов предприятия. Для анализа структуры источников капитала предприятия и оценки степени финансовой устойчивости производится расчет ряда коэффициентов, приведенных в таблице 19 в динамике за 2008;2010 годы. Поскольку собственный капитал является основой самостоятельности и независимости предприятия, характеризуется обеспечением более устойчивого финансового состояния и снижением риска банкротства, значительная доля собственных средств на балансе МУП «Подольская электросеть» свидетельствует о его достаточной финансовой независимости.

При этом доля собственного и заемного капиталов в формировании активов предприятия зависит от их отраслевых особенностей. Для определения оптимального значения показателей финансовой устойчивости необходимо исходить из фактически сложившейся структуры активов и существующих подходов к их финансированию. Таблица 19 — Показатели финансовой устойчивости

Показатели финансовой устойчивости

Формула31.

12.0831.

12.09 31.

12.10 план31.

12.10 факт

Коэффициент капитализации (590+690)/4900,580,621,050,82Коэффициент финансовой независимости490/7000,630,620,490,55Коэффициент финансовой устойчивости (490+590)/3000,770,640,620,75Коэффициент финансовой независимости в части формирования запасов (490−190)/210−24,23−13,35−26,71−15,87По итогам 2010 года удельный вес собственного капитала составил 54,8% валюты баланса, т. е. находится на уровне не ниже рекомендуемого (50%). Однако по сравнению с 2009 годом имеет место уменьшение коэффициента финансовой независимости, отражающего данное соотношение, на 0,07 пункта. В отчетном периоде показатели финансовой устойчивости не выходят за пределы нормативных, при этом в отношении коэффициента капитализации и коэффициента финансовой устойчивости имеет место тенденция роста, значения коэффициентов финансовой независимости и финансовой независимости в части формирования запасов снизились. На рост коэффициента капитализации и коэффициента финансовой устойчивости влияние оказало существенное увеличение в отчетном периоде долгосрочных обязательств, в том числе в результате привлечения долгосрочного синдицированного кредита. Далее рассмотрим динамику показателей оборачиваемости (таблице 20).Показатели оборачиваемости за отчётный период находятся в пределах нормы. В 2010 году наблюдается их снижение по сравнению с данными 2009 года. При этом оценка изменения показателей деловой активности МУП «Подольская электросеть» в 2009 и 2010 годах по отношению к 2008 году не является корректной, поскольку показатели объёма выручки, дебиторской и кредиторской задолженности за отчётный период не сопоставимы с показателями нереформированного

Предприятия.Таблица 20 — Динамика показателей оборачиваемости

Показатели Оборачиваемости200 820 092 010 план2010 факт

Общая оборачиваемость0,70,40,40,4Оборачиваемость ДЗ4,92,61,92,1Оборачиваемость КЗ5,02,01,31,5Оборачиваемость текущих активов3,31,91,61,3Оборачиваемость запасов30,437,037,431,5Рост фактической выручки в 2010 году по сравнению с 2009 годом не был компенсирован адекватным увеличением дебиторской и кредиторской задолженности МУП «Подольская электросеть», а также запасов и текущих активов в целом, в связи с чем имело место снижение показателей оборачиваемости МУП «Подольская электросеть». Продолжительность оборота дебиторской и кредиторской задолженности, текущих активов и запасов возросла. Поскольку экономическим результатом замедления оборачиваемости является дополнительное вовлечение оборотных активов в хозяйственный оборот организации, данные изменения могут быть расценены негативно. Однако сокращение оборачиваемости дебиторской задолженности и текущих активов вызвано в основном ростом суммы авансов, выданных строительным организациям и поставщикам оборудования, а также ростом суммы задолженности по договорам финансовой аренды (до момента окончательного выкупа арендуемого имущества). По мере реализации инвестиционной программы, выполнения поставщиками и подрядчиками взятых на себя обязательств, выполнения условий договоров лизинга сумма дебиторской задолженности будет снижаться, соответственно сократится и срок оборота активов. Увеличение срока оборачиваемости запасов обусловлено ростом суммы расходов будущих периодов в связи с осуществлением мероприятий по сертификации электрической энергии, а также с учетом расходов предприятия" Дирекция строящихся объектов", которые постепенно включаются в стоимость вводимых основных средств.

2.3. Характеристика проблем в деятельности предприятия

Основные проблемы, стоящие в настоящий момент перед предприятием относительно эксплуатации системы электроснабжения, могут быть сформулированы следующим образом:

постоянно нарастающий износ, моральное и физическое старение основных средств;

низкая эффективность и недостаточная надежность установленного оборудования, зданий и сооружений;

отставание темпов развития системы коммунальной инфраструктуры от роста спроса на электроэнергию, обусловленного развитием городского хозяйства;

рост уровня потерь электроэнергии в абсолютном и относительном выражении;

недостаточность и неадекватность современным требованиям установленных систем приборного учета и автоматизации. Средний износ электрооборудования составляет — 51,9%, в т. ч.:Здания ТП, РП — 61,2%;Оборудование ТП, РП — 59%;Силовые трансформаторы — 35,7%;КЛ 6−10 кВ — 55%;КЛ 0,4 кВ — 34,7%;ВЛ 6 кВ — 27,3%.Рисунок 8- Трансформаторы (мощность) по году выпуска

Необходимо отметить, что указанные выше значения, несмотря на «бухгалтерскую» корректность их расчета, во многих случаях не отражают фактическое состояние основных фондов из-за стоимостного дисбаланса вводимых в разное время объектов. Кроме этого предприятие эксплуатирует значительное количество энергообъектов, срок полезного использования которых истек, и соответственно по данным энергообъектам нет балансовой стоимости и износа. По многим позициям ситуация с физическим износом критическая (рисунки 8−11).Как видно из диаграммы на рисунке 8 около половины от эксплуатируемых трансформаторов введены в эксплуатацию до 1980 года, а более четверти из них — ранее 1970 года. Трансформаторный парк стареет, что неизбежно сказывается на надежности электроснабжения потребителей. Помимо этого, «старые» трансформаторы имеют существенно более высокие потери холостого хода и нагрузочные потери по сравнению с новыми типами. Рисунок 9- Трансформаторы (мощность) по степени износа

Из представленной на рисунке 9 диаграммы видно, что более 60% трансформаторов выработали установленные сроки службы и имеют износ 100%.Рисунок 10- Оборудование распределительных подстанций (РП) и трансформаторных подстанций (ТП)по износу (в % от общего количества) Как видно из рисунка 10, на более трех четвертей подстанций оборудование выработало свой ресурс и имеет износ 100%. Практически на всех РП в связи с устареванием и выходом из строя отдельных элементов оборудования имеются проблемы с обеспечением надлежащего функционирования средств релейной защиты и автоматики. Рисунок 11 — Строительная часть РП и ТП по износу (в % от общего количества) Около 70% зданий РП и ТП имеют износ более 75%. Некоторые из установленных подстанций даже, несмотря на время ввода в эксплуатацию, в силу конструктивных недочетов требуют безотлагательной реконструкции. Рисунок 12- Кабельные линии по годам прокладки (% от общей длины) Из диаграммы на рисунке 12 видно, что более 40% кабелей проложены до 1980 года, т. е. находятся в эксплуатации более 25 лет. Около 18% кабельных ЛЭП служат более 35 лет. Учитывая, что нормативный срок службы наиболее распространенных на предприятии марок кабелей составляет 25 лет, многие из них на настоящее время выработали свой ресурс. Рисунок 13 — Кабели по износу (в % от общей длины) Как мы видим на рисунке 13, более 42% кабельных линий имеют износ более 75%. Сведения о потерях электрической энергии по электрическим сетям

МУП «Подольская электросеть» представлены в таблице 21. Таблица 21 — Сведения о потерях электрической энергии по электрическим сетям

МУП «Подольская электросеть» Нормативы

ФактОтклонение факта от норматива

Потери, млн.

кВтч73,3562,57−10,78Потери,%12,8611,13−1,73Отпуск электрической энергии в сеть, млн.

кВтч570,39 559,7−10,69Из года в год растут потери в электросетях МУП «Подольская электросеть». Если в 2009 году значение данного показателя составило 481,6 млн.

кВтч, то в 2010 году достигло 559,7 млн.

кВтч.Выводы по главе 2Во второй главе дипломной работе мы рассмотрели развитие электроэнергетики на примере МУП «Подольская электросеть» .На 31.

12.2010 г. финансовое положение МУП «Подольская электросеть» по формальным признакам не относится к финансово стабильному. При этом динамика большинства финансовых показателей МУП «Подольская электросеть» (прежде всего, показателей рентабельности, платежеспособности, а также ряда показателей финансовой устойчивости) свидетельствует о постепенном повышении эффективности деятельности МУП «Подольская электросеть» после проведенной реструктуризации по ряду показателей. Однако из года в год растут потери в электросетях. Если в 2009 году значение данного показателя составило 481,6млн.

кВтч, то в 2010 году значение данного показателя составило 559,7 млн.

кВтч.В связи с этим основным направлением совершенствования деятельности предприятия, которое будет предложено в дальнейшем, должны являться мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях. Глава 3. Направления совершенствования хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть»

3.

1. Направления снижения потерь электроэнергии в электрических сетях

Потери электроэнергии в электрических сетях — важнейший показатель экономичности их работы, наглядный индикатор состояния системы учета электроэнергии, эффективности энергосбытовой деятельности энергоснабжающих организаций. В настоящее время почти повсеместно наблюдается рост абсолютных и относительных потерь электроэнергии при одновременном уменьшении отпуска в сеть. Очевидно, что на фоне происходящих изменений хозяйственного механизма в энергетике, кризиса экономики в стране проблема снижения потерь электроэнергии в электрических сетях не только не утратила свою актуальность, а наоборот — выдвинулась в одну из задач обеспечения финансовой стабильности организаций. Актуальной данная проблема является и для МУП «Подольская электросеть» .Мероприятия по снижению потерь в электросетях Совершенствование организации работ, стимулирование снижения потерь, повышение квалификации персонала, контроль эффективности его деятельности

Уточнение расчетов нормативов потерь, балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом

Снижение технических потерь электроэнергии

Снижение коммерческих потерь электроэнергии

Оптимизация режимов электрических сетей и совершенствование их эксплуатации

Совершенствование расчетного и технического учета, метрологического обеспечения измерения электроэнергии

Строительство, реконструкция, техническое перевооружение и развитие электрических сетей, ввод в работу энергосберегающего оборудования

Выявление, предотвращение и снижение хищений электроэнергии

Совершенствование нормативно-правовых основ снижения потерь электроэнергии

Рисунок 14 — Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях

В общем виде классификация мероприятий по снижению потерь электроэнергии в электрических сетях представлена на рисунке 14. Снижение потерь электроэнергии в электрических сетях — сложная комплексная проблема, требующая значительных капитальных вложений, постоянного внимания персонала, его высокой квалификации и заинтересованного участия в эффективном решении задачи. В таблице 22 представлен комплекс мероприятий по снижению потерь электроэнергии в МУП «Подольская электросеть» .Таблица 22 — Мероприятия по снижению потерь электроэнергии в МУП «Подольская электросеть» Виды потерь

Мероприятия по снижению

Технические потери для системообразующих электрических сетей 110 кВ и вышеналаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей, в том числе управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности;

— строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков. Технические потери в распределительных электрических сетях 0,4−35 кВиспользование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети;

— увеличение доли сетей напряжением 35 кВ;

— сокращение радиуса действия и строительство воздушной линии 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине;

— применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для воздушной линии напряжением 0,4−10 кВ;

— использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4−10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы;

— разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в комплектную и закрытую трансформаторные подстанции конденсаторных батарей;

— применение столбовых трансформаторов малой мощности 6−10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них;

— более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь;

— комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий;

Продолжение таблицы 22Виды потерь

Мероприятия по снижениюповышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации. Коммерческие потеризамена старых, отработавших свой ресурс индукционных счетчиков класса точности 2,5 на новые. Это позволит в среднем повысить учитываемый полезный отпуск электроэнергии на 10−12%;

— поверка и метрологическая аттестация трансформатора тока и трансформатора напряжения в рабочих условиях эксплуатации, создание и внедрение соответствующих поверочных средств для измерительных трансформаторов всех ступеней напряжения;

— установка дополнительных счетчиков электроэнергии, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, обеспечивающих учет отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения;

— активизация внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на электрических станциях, подстанциях, у крупных потребителей с постепенным переходом к внедрению АСКУЭ бытового потребления;

— информационная и функциональная увязка АСКУЭ и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ);

— создание автоматизированных баз данных по потребителям электроэнергии (юридическим и физическим лицам) с их привязкой к электрическим сетям для контроля за динамикой объема потребления электроэнергии по месяцам и годам и ее соответствия динамике объема выпускаемой продукции, например; расчета и анализа фактических и допустимых небалансов электроэнергии по электрическим сетям;

— корректировка правил устройства электроустановок, строительных норм и правил проектной документации для защиты бытовых электросчетчиков от хищений и разрушения потребителями, ужесточение мер ответственности за неисполнение;

— широкое внедрение счетчиков прямого включения с предоплатой. Хищение электроэнергииоснащение контролеров приборами по выявлению скрытых проводок, образцовыми однофазными счетчиками, токоизмерительными клещами на телескопических изолирующих штангах для измерения токов на вводах и т. п. — замена голых проводов на вводах в частные владения на изолированные кабели;

приборов учета за границу частных владений;

счетчиков электроэнергии, защищенных от хищений электроэнергии, в том числе установки счетчиков совместно с устройствами защитного отключения Выбор обоснованного перечня приоритетных мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии в МУП «Подольская электросеть»

невозможен без детального расчета структуры потерь, расчета фактических и допустимых небалансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом. Так как технические и особенно коммерческие потери электроэнергии сосредоточены в основном в электрических сетях 0,38−110 кВ, наибольшее внимание должно быть уделено уточнению расчетов балансов и технических потерь в электрических сетях именно этого класса напряжения. Одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях является разработанный ОАО «ВНИИЭ» совместно с ООО «Энергоэкспертсервис» комплекс программ РТП 3, который предназначен для расчета технических потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38−220 кВ и для расчета допустимых и фактических небалансов электроэнергии в сети 0,38−6 (10) кВ. РТП 3 состоит из программ РТП 3.1, РТП 3.2, РТП 3.

3. РТП 3.1 обеспечивает:

расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий и трансформаторов в разомкнутых электрических сетях 6(10), 35, 110, 220 кВ;расчет потерь мощности и электроэнергии в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;расчет токов короткого замыкания в разомкнутых электрических сетях 6 (10), 35, 110, 220 кВ;расчет потерь электроэнергии в приборах учета (трансформаторы тока, трансформаторы напряжения, счетчики);расчет потерь электроэнергии в дополнительном оборудовании: в вентильных разрядниках, шунтирующих реакторах, синхронных компенсаторах, ограничителях напряжения, в устройствах присоединения ВЧ-связи, в соединительных проводах и шинах подстанции, от токов утечки по изоляторам воздушных линий; формирование сводной таблицы норматива потерь электроэнергии по ступеням напряжения с разбивкой на структурные составляющие. РТП 3.2 обеспечивает: расчет установившегося режима с определением токов и потоков мощности в ветвях, уровней напряжения в узлах, коэффициентов загрузки линий в разомкнутых электрических сетях 0,38 кВ;расчет потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях 0,38 кВ. РТП 3.3 обеспечивает:

ведение баз данных по потреблению электроэнергии абонентами с привязкой их точек учета к схеме сети;

расчет допустимого, фактического небалансов и количества неучтенной электроэнергии в разомкнутых электрических сетях. Расчет по программе РТП 3.1 ведется с помощью базы данных, которая содержит схемные и режимные параметры распределительных сетей. Интерфейс программы удобен и прост, что позволяет сократить затраты труда на подготовку и расчет электрической сети. Ввод схемы существенно облегчается и ускоряется набором редактируемых справочников. При возникновении каких-либо вопросов во время работы с программой всегда можно обратиться за помощью к справке или к инструкции пользователя. С помощью программы за один рабочий день оператор может ввести информацию для расчета технических потерь по 30 распределительным линиям 6 (10) кВ средней сложности. Для наглядности некоторые результаты выводятся на расчетную схему фидера (токи в ветвях, уровни напряжения в узлах, токовая нагрузка на трансформаторах, потоки энергии, токи короткого замыкания). Предусмотрено цветовое отображение загруженных элементов. Детальные результаты расчета потерь мощности и электроэнергии состоят из двух таблиц с подробной информацией о параметрах режима и результатах расчета по ветвям и узлам фидера. Все результаты расчета можно сохранять в текстовом формате или формате Excel. Для облегчения расчета всей совокупности фидеров, хранящихся в базе, существует файл замеров, в который заносятся замеры токов, уровней напряжения, отпусков электроэнергии. С помощью этих данных можно сразу рассчитать все фидеры или выборочно, предварительно не открывая для просмотра рассчитываемую схему. В программе предусмотрен гибкий режим редактирования, который позволяет вводить любые необходимые изменения исходных данных, схем электрических сетей. Максимально удобен режим печати.

Пользователь всегда может распечатать схему фидера, предварительно просмотрев, как и на каком количестве листов размещается схема (при необходимости изменяется масштаб для вывода изображения на печать).Программа выполняет различные проверки исходных данных и результатов расчета. В программе РТП 3.2, предназначенной для расчета установившихся режимов, потерь мощности и электроэнергии в сетях 0,38 кВ, реализовано несколько методик расчета с использованием схем электрической сети и без них. Без ввода схем можно выполнять расчеты по наиболее распространенной в практике эксплуатации методике расчета по потере напряжения от трансформаторной подстанции до наиболее электрически удаленной точки сети и по оценочному методу расчета по обобщенным данным электрической сети. Расчет режимных параметров и потерь мощности и электроэнергии в сети 0,38 кВ c использованием расчетной схемы можно выполнять по исходным данным, полученным непосредственно для линии 0,38 кВ или по данным трансформаторной подстанции (введенным пользователем или рассчитанным программой). Все расчеты выполняются с учетом несимметричной загрузки фаз, исполнения участков и привязки абонентов к сети. Результатами расчета являются: относительные и абсолютные потери мощности и электроэнергии по каждому участку линии, уровни напряжения в узлах, относительные потери напряжения (в процентах от номинального и заданного в центре питания), коэффициент дополнительных потерь от несимметричной загрузки фаз, максимальное значение потерь напряжения.

Результаты расчета и исходные данные по всей базе электрических сетей 0,38 кВ можно сохранять в зависимости от метода расчета в соответствующих таблицах для создания базы результатов расчета по всем фидерам. В таблице суммируются результаты расчета по ТП 6 (10)/0,4 кВ, фидерам 6 (10) кВ, центрам питания, районам электрических сетей, по всем электрическим сетям. В комплексе программ РТП 3.3 для расчета баланса электроэнергии необходима информация о фактическом полезном отпуске электроэнергии абонентов и классах точности приборов. Если расчеты выполняются по фидеру 6 (10) кВ, а не по сети 0,38 кВ, то дополнительно следует выполнить привязку абонентов и их точек учета электроэнергии к трансформаторным подстанциям. Расчет баланса выполняется по заданному активному отпуску электроэнергии на головном участке линии за рассчитываемый период, среднему напряжению за этот период на шинах питающей подстанции и коэффициенту мощности. Происходит формирование нагрузки в узлах сети — это сумма потребленной электроэнергии по всем привязанным к этой трансформаторной подстанции точкам учета. Допустимый небаланс электроэнергии определяется по погрешностям измерительных каналов точек учета в соответствии с заданными классами точками и по доле зафиксированного счетчиком количества электроэнергии от суммарного количества электроэнергии, поступившего на фидер. Результатами расчета баланса электроэнергии являются: фактический и рассчитанный полезный отпуск; технические потери электроэнергии в линиях и трансформаторах; фактический небаланс электроэнергии в абсолютных и относительных единицах; относительный допустимый небаланс электроэнергии, количество неучтенной электроэнергии. Методики расчета и комплекс программ прошли экспертизу РАО «ЕЭС России» на соответствие отраслевым нормативным требованиям и допущены к использованию в электроэнергетике для расчетов потокораспределения, потерь мощности и электроэнергии, отклонений напряжения в узлах, токов короткого замыкания, оценки последствий оперативных переключений в разомкнутых электрических сетях в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах. На комплекс программ получен сертификат соответствия требованиям нормативных документов Госстандарта России № РОСС RU. СП12.С0005 и лицензия на применение знака соответствия системы сертификации ГОСТ Р. Комплекс программ рекомендован Госстроем России для практического применения в коммунальных электрических сетях. Программный комплекс РТП 3 эффективно используется более чем в семидесяти электросетевых предприятиях, в четырех региональных управлениях Госэнергонадзора и трех региональных энергетических комиссиях. По результатам внедрения РТП 3 награжден председателем оргкомитета Всероссийской специализированной выставки «Энергосбережение в регионах России», руководителем Госэнергонадзора Минэнерго РФ дипломом второй степени. На основе анализа результатов расчета балансов и технических потерь электроэнергии, локализации «очагов» потерь разрабатываются соответствующие мероприятия по их снижению. В таблице 23 представлена смета затрат на автоматизацию МУП «Подольская электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3. Таблица 23 — Смета затрат на автоматизацию МУП «Подольская электросеть» Статья затрат

Сумма, тыс. руб. РТП 3.1310,40РТП 3.2280,60РТП 3.3179,80Установка и настройка программ55,40Обучение персонала68,70Итого894,90Таким образом, совокупные затраты на автоматизацию МУП «Подольская электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3 составит 894,90 тыс. руб. Финансирование затрат может быть осуществлено за счет собственных средств предприятия. Внедрение комплекса программ РТП 3 обеспечит выявление и эффективную реализацию мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь в сетях МУП «Подольская электросеть» .В таблице 24 представлены данные относительно результатов внедрения данного комплекса программ на аналогичных предприятиях. Таблица 24 — Результатов внедрения комплекса программ РТП 3Предприятие

Сокращение технических потерь (в % от объема закупаемой электроэнергии) Сокращение коммерческих потерь (в % от объема выручки от реализации электроэнергии) ОАО «Мосэнерго»

7,85,2РЭК Смоленской обл8,14,8Центральные электрические сети ОАО «Оренбургэнерго»

6,93,8РЭК Пензенской обл.

6,72,8ОАО «Удмуртэнерго»

8,14,5ОАО «Рязаньэнерго»

7,55,8ОАО «Сахалинэнерго»

5,24,4ОАО «Чукотэнерго»

4,95,7 В среднем6,94,63Таким образом, в среднем реализация мероприятия по снижению потерь в электросетях обеспечило предприятиям, внедрившим комплекс программ РТП 3, сокращение технических потерь — на 6,9%, а также сокращение коммерческих потерь — на 4,63%.По итогам 2010 года, общая сумма расходов МУП «Подольская электросеть» на приобретение электроэнергии составила 8896,61 тыс. руб. таким образом, сокращение технологических потерь на 6,9% обеспечит предприятию снижение затрат в размере:

8896,61×6,9% = 613,9 тыс. руб. По итогам 2010 года общая сумма дохода МУП «Подольская электросеть» составила 15 265 тыс.

руб., в том числе от реализации электроэнергии — 13 649 тыс.

руб. Сокращение коммерческих потерь на 4,63% обеспечит компании дополнительную выручку в размере:

13 649×4,63% = 631,9 тыс. руб. Это означает, что МУП «Подольская электросеть» сможет дополнительно получить 631,9 тыс.

руб., которые в настоящее время не оплачиваются потребителями в связи с хищениями и недостоверностью данных учета электроэнергии. Таким образом, совокупный экономический эффект от сокращения потерь электроэнергии в сетях составит:

613,9 + 631,9 = 1245,8 тыс.

руб.Следовательно, затраты на автоматизацию окупятся за:894,90 /1245,8 = 0,72 года.

3.2. Направления совершенствования энергосбытовой деятельности предприятия

Еще одним резервом повышения эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» является расширение перечня дополнительных платных услуг для населения и юридических лиц. В таблице 25 представлены дополнительные платные услуги, которые может оказывать потребителям МУП «Подольская электросеть», их стоимость, а также затраты на оказание и планируемый доход. Таблица 25 — Дополнительные платные услуги МУП «Подольская электросеть» № п/пНаименование услуги

Стоимость с НДС, руб. Стоимость без НДС, руб. Трудозатраты на оказание услуги, руб. Общехозяйственные затраты, руб. Прибыль от реализации, руб.

1Согласованию проекта электроснабжения2 247 821 008 702 102

Вызов представителя на место производства земляных работ 6 684 458 001 800 580

Продолжение таблицы 25№ п/пНаименование услуги

Стоимость с НДС, руб. Стоимость без НДС, руб. Трудозатраты на оказание услуги, руб. Общехозяйственные затраты, руб. Прибыль от реализации, руб.

3Согласование проекта инженерных коммуникаций55 546 470 013 004 704

Согласование однолинейных схем внешнего и внутреннего электроснабжения объекта11 062 900 450 905

Замена и опломбирование электросчетчиков5.

1однофазный0,3 354 300 180 305.

2трехфазный0,5 531 450 220 456

Проверка схемы включения и опломбирования электросчетчиков06.

1однофазный2 236 200 120 206.2трехфазный151 771 508 015 В таблице 26 представлен финансовый план оказания дополнительных услуг МУП «Подольская электросеть» на год. Таблица 26 — Финансовый план оказания платных услуг МУП «Подольская электросеть» № п/пНаименование услуги

Кол-во

Выручка, тыс. руб. Себестоимость, тыс. руб. Прибыль от реализации, тыс. руб. Налог на прибыль, тыс. руб.

Чистая прибыль, тыс. руб.

1Согласованию проекта электроснабжения60 126,0064,8061,2012,2448,962Вызов представителя на место производства земляных работ 48 278,40114,24 164,1632,83 131,333Согласование проекта инженерных коммуникаций120 564,00212,40 351,6070,32 281,28Продолжение таблицы 26№ п/пНаименование услуги

Кол-во

Выручка, тыс. руб. Себестоимость, тыс. руб. Прибыль от реализации, тыс. руб.

Налог на прибыль, тыс. руб. Чистая прибыль, тыс. руб.

4Согласование однолинейных схем внешнего и внутреннего электроснабжения объекта6054,0032,4021,604,3217,285Замена и опломбирование электросчетчиков0,000,000,000,000,005.

1однофазный12 036,0025,2010,802,168,645.

2трехфазный18 081,0047,7033,306,6626,646Проверка схемы включения и опломбирования электросчетчиков0,000,000,000,000,006.

1однофазный14 028,0019,608,401,686,726.

2трехфазный22 033,0020,9012,102,429,68Итого-1200,40 537,24663,16 132,63530,53Таким образом, согласно данным таблицы 26, МУП «Подольская электросеть» планирует получить от оказания платных услуг дополнительную выручку в размере 1200,40 тыс.

руб. Это потребует от компании дополнительных затрат в размере 537,24 тыс.

руб., при этом размер прибыли от продаж увеличится на 663,16 тыс.

руб., сумма уплаченного в бюджет налога на прибыль — на 132,63%, а сумма чистой прибыли — на 530,53 тыс.

руб.Расширение перечня платных услуг не потребует от МУП «Подольская электросеть»

дополнительных капитальных вложений, а также расширения штата, поскольку имеющихся в настоящий момент трудовых ресурсов достаточно для оказания запланированного объема услуг.

3.3. Расчет совокупного экономического эффекта от реализации предложенных мероприятий

Итак, в рамках данного дипломного проекта были предложены следующие мероприятия по модернизации производственного процесса, направленные на повышение эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» :Таблица 27 — Мероприятия по модернизации производственного процесса, направленные на повышение эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» Мероприятие

Составные элементы мероприятия

Снижение технологических и коммерческих потерь электроэнергии1. Налаживание серийного производства и широкое внедрение регулируемых компенсирующих устройств для оптимизации потоков реактивной мощности и снижения недопустимых или опасных уровней напряжения в узлах сетей, в том числе управляемых шунтируемых реакторов, статических компенсаторов реактивной мощности.

2. Строительство новых линий электропередачи и повышение пропускной способности существующих линий для выдачи активной мощности от «запертых» электростанций для ликвидации дефицитных узлов и завышенных транзитных перетоков.

3. Использование 10 кВ в качестве основного напряжения распределительной сети.

4. Увеличение доли сетей напряжением 35 кВ.

5. Сокращение радиуса действия и строительство воздушной линии 0,4 кВ в трехфазном исполнении по всей длине.

6. Применение самонесущих изолированных и защищенных проводов для воздушной линии напряжением 0,4−10 кВ.

7. Использование максимального допустимого сечения провода в электрических сетях 0,4−10 кВ с целью адаптации их пропускной способности к росту нагрузок в течение всего срока службы.

8. Разработка и внедрение нового более экономичного электрооборудования, в частности, распределительных трансформаторов с уменьшенными активными и реактивными потерями холостого хода, встроенных в комплектную и закрытую трансформаторные подстанции конденсаторных батарей.

9. Применение столбовых трансформаторов малой мощности 6−10/0,4 кВ для сокращения протяженности сетей 0,4 кВ и потерь электроэнергии в них.

10. Более широкое использование устройств автоматического регулирования напряжения под нагрузкой, вольтодобавочных трансформаторов, средств местного регулирования напряжения для повышения качества электроэнергии и снижения ее потерь.

11. Комплексная автоматизация и телемеханизация электрических сетей, применение коммутационных аппаратов нового поколения, средств дистанционного определения мест повреждения в электрических сетях для сокращения длительности неоптимальных ремонтных и послеаварийных режимов, поиска и ликвидации аварий. Продолжение таблицы 27Мероприятие

Составные элементы мероприятия12. Повышение достоверности измерений в электрических сетях на основе использования новых информационных технологий, автоматизации обработки телеметрической информации.

13. Замена старых, отработавших свой ресурс индукционных счетчиков класса точности 2,5 на новые. Это позволит в среднем повысить учитываемый полезный отпуск электроэнергии на 10−12%.

14. Проверка и метрологическая аттестация трансформатора тока и трансформатора напряжения в рабочих условиях эксплуатации, создание и внедрение соответствующих поверочных средств для измерительных трансформаторов всех ступеней напряжения.

15. Установка дополнительных счетчиков электроэнергии, трансформаторов тока и трансформаторов напряжения, обеспечивающих учет отпуска и потерь электроэнергии по ступеням напряжения.

16. Активизация внедрения автоматизированных систем контроля и учета электроэнергии (АСКУЭ) на электрических станциях, подстанциях, у крупных потребителей с постепенным переходом к внедрению АСКУЭ бытового потребления.

17. Информационная и функциональная увязка АСКУЭ и автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ).

18. Создание автоматизированных баз данных по потребителям электроэнергии (юридическим и физическим лицам) с их привязкой к электрическим сетям для контроля за динамикой объема потребления электроэнергии по месяцам и годам и ее соответствия динамике объема выпускаемой продукции, например; расчета и анализа фактических и допустимых небалансов электроэнергии по электрическим сетям.

19. Корректировка правил устройства электроустановок, строительных норм и правил проектной документации для защиты бытовых электросчетчиков от хищений и разрушения потребителями, ужесточение мер ответственности за неисполнение.

20. Широкое внедрение счетчиков прямого включения с предоплатой.

21. Оснащение контролеров приборами по выявлению скрытых проводок, образцовыми однофазными счетчиками, токоизмерительными клещами на телескопических изолирующих штангах для измерения токов на вводах и т. п. 22. Замена голых проводов на вводах в частные владения на изолированные кабели.

23. Вынос приборов учета за границу частных владений. 24. Применение счетчиков электроэнергии, защищенных от хищений электроэнергии, в том числе установки счетчиков совместно с устройствами защитного отключения. Расширение перечня платных услуг1. Согласованию проекта электроснабжения.

2. Вызов представителя на место производства земляных работ.

3. Согласование проекта инженерных коммуникаций.

4. Согласование однолинейных схем внешнего и внутреннего электроснабжения объекта.

5. Замена и опломбирование электросчетчиков.

6. Проверка схемы включения и опломбирования электросчетчиков. В таблице 28 представлен расчет влияния предложенных мероприятий на финансовые показатели работы МУП «Подольская электросеть» .Таблица 28 — Расчет влияния предложенных мероприятийна финансовые показатели работы МУП «Подольская электросеть» Показатель

До мероприятий

ПослемероприятияАбсолютное отклонение, +/-Темпприроста, %Выручка15 265 160 808 155,34Себестоимость 1 308 913 067−22−0,17Валовая прибыль2 176 301 383 738,47Результат от операционной деятельности-399−39 900,00Результат от внереализационной деятельности-85−8500,00Прибыль (убыток) до налогообложения1 692 252 983 749,47Налог на прибыль и обязательные платежи620 506−114−18,42Чистая прибыль (убыток)

91 620 231 107 120,87Из данных таблицы 28видно, что увеличение выручки на 815 тыс.

руб. или на 5,34% при одновременном снижении затрат на 22 тыс.

руб. или на 0,17% приведет к тому, что сумма валовой прибыли предприятия увеличится на 837 тыс.

руб. или на 38,47%. В результате при прежнем результате от операционной и внереализационной деятельности, по итогам года МУП «Подольская электросеть» сможет получить балансовую прибыль в размере 2529 тыс.

руб. После уплаты налога на прибыль по ставке 20%, МУП «Подольская электросеть» получит чистую прибыль в размере 2023 тыс.

руб. Таким образом, прогнозные расчеты показали, что реализация предложенных мероприятий обеспечит МУП «Подольская электросеть» рост эффективности хозяйственной деятельности. Предложенные мероприятия можно осуществлять на других предприятиях отрасли со схожими параметрами деятельности, что придает значимость проделанной нами работе. Выводы по главе 3 В третьей главе дипломной работы были предложены следующее мероприятия, направленные на повышение эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» :

снижение технологических и коммерческих потерь электроэнергии;

расширение перечня платных услуг. Выбор приоритетных мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии в МУП «Подольская электросеть» невозможен без детального расчета структуры потерь, центрам питания и электрической сети в целом. Для этих целей МУП «Подольская электросеть» было предложено внедрить комплекс программ РТП 3, который является одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях. Как показали произведенные расчеты, сокращение технологических потерь на 6,9% обеспечит предприятию снижение затрат в размере 613,9 тыс. руб., а сокращение коммерческих потерь на

4,63% обеспечит компании дополнительную выручку в размере 631,9 тыс. руб. Совокупный экономический эффект от сокращения потерь электроэнергии в сетях составит 1245,8 тыс. руб., что позволит окупить затраты на автоматизацию за 0,72 года. Другим резервом повышения эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» является расширение перечня дополнительных платных услуг для населения и юридических лиц. Согласно составленному финансовому плану, расширив перечень дополнительных платных услуг, МУП «Подольская электросеть» сможет получить дополнительную выручку в размере 1200,40 тыс. руб. и увеличить тем самым чистую прибыль на 530,53 тыс. руб. Прогнозные расчеты показали, что реализация предложенных мероприятий обеспечит МУП «Подольская электросеть» рост эффективности хозяйственной деятельности, которая перестанет носить убыточный характер и станет приносить прибыль. Предложенные мероприятия можно осуществлять на других предприятиях отрасли со схожими параметрами деятельности, что придает значимость проделанной нами работе. Заключение

Подводя итоги, отметим, что цели развития общества и инфраструктуры экономики во многом совпадают. Не будет преувеличением утверждение, что развитие инфраструктуры хозяйственной деятельности составляет важнейшее условие развития современной России. Из всего комплекса проблем материальной инфраструктуры общественного производства следует выделить базовые отрасли инфраструктуры: энергетический комплекс и в первую очередь электроэнергетику, транспортный комплекс, телекоммуникационные и информационные сети. Эти три отрасли являются системообразующими для всей экономики страны, выступают ее становым хребтом, напрямую определяют качество реального сектора народного хозяйства России. В качестве объекта исследования в представленной дипломной работе мы выбрали отрасль электроэнергетики как одну из основных инфраструктурных отраслей экономики России. Развитие энергетического сектора хозяйства проявляется, прежде всего, на местном (территориальном) уровне. При этом муниципальная энергетика существенно влияет на развитие социально-экономических взаимоотношений в муниципальных образованиях, регионах и стране в целом.

Однако, коммунальная энергетика в большинстве регионов России является технически отсталым сектором экономики со многими проблемами, которые в последнее время особенно обострились. Среди ключевых факторов этой проблемы главное место занимает низкаяэнергоэффективность. Отсутствие крупных инвестиций в отрасль в последние годы привело к значительному ухудшению технического состояния основных фондов, повышению аварийности объектов жилищно-коммунального хозяйства, увеличению расходов материальных и энергетических ресурсов. Сегодня финансовое положение предприятий коммунальной энергетики остается крайне неудовлетворительным, что предопределяется, в частности, задолженностью оплаты за их услуги со стороны потребителей — предприятий, бюджетных учреждений и населения. Это свидетельствует о наличии системного кризиса в сфере коммунальной энергетики, который заслуживает значительно большего внимания со стороны государства и общества и нуждается в кардинальных изменениях. Повышение эффективности использования энергии в муниципальном хозяйстве — это актуальная проблема энергорасходной коммунальной энергетики России. Опыт развитых стран свидетельствует о том, что в жилищном секторе за счет эффективного потребления энергии можно удовлетвориться намного меньшим количеством энергии без ухудшения условий жизни рядовых граждан. При производстве, передаче, распределении и конечном использовании электроэнергии напрасно тратится до 60% тепловой энергии.

Однако при этом значительной проблемой является отсутствие надежных данных о потреблении тепловой энергии. Существующая информация основывается преимущественно на нормативном потреблении или оценочных данных. Точное определение потребности конечных пользователей и модели потребления возможно посредством оптимизации процессов проектирования, разработки и усовершенствования системы теплоснабжения. Информированность необходима, прежде всего, руководителям муниципальной энергетики для обоснованной деятельности по повышению энергоэффективности. Необходимая информация должна включать сведения о: состоянии объектов системы снабжения и потребления тепловой энергии, которые должны быть определены и задокументированы в определенных энергетических «паспортах» или «сертификатах»; возможных энергоэффективныхмероприятиях, которые могут быть осуществлены на разных типах объектов, включая оценку стоимости и ожидаемого финансово-экономического эффекта; всех типах рисков, связанных с инвестициями в повышение энергоэффективности и мероприятиями по их освоению. Стимулирование должно иметь конкретную направленность на поставщиков энергии (например, в отношении способа введения поощрительной структуры тарифов), конечных потребителей (включая, по крайней мере, учет и регуляцию энергопотребления и создавая мотивацию для получателей субсидий в жилищном секторе).Источниками финансирования могут быть: целевые возобновляемые фонды; инвестиционная составляющая в тарифах или в расчетной норме потребления; прямое бюджетное финансирование и возможность реинвестирования сэкономленных бюджетных средств; инвестиции от потребителей. Перемены, ставшие постоянным признаком российской общественной жизни на протяжении последних лет, безусловно, охватили такую базовую отрасль, как энергетика. В то же время признаки перемен в основном коснулись построения и развития крупнейшей энергетической компании страны — РАО «ЕЭС России». Позиция Правительства РФ — это реформирование российской энергетики и создание конкурентного рынка энергии.

Одним из принципиальных вопросов является увязка реструктуризации энергокомпаний и реформирования муниципальной энергетики. Реформа «большой» энергетики не решает проблему света и тепла в квартирах жителей. Для этого необходимо вовлечение в этот процесс «малой» муниципальной энергетики, которая непосредственно решает проблемы тепло — и электроснабжения населения. В то время как большая энергетика в лице РАО «ЕЭС России» определялась с основными принципами реформирования, в Московской области реформа шла полным ходом, обеспечивая, в первую очередь, задачи энергетической безопасности региона, удешевления систем жизнеобеспечения. Муниципальные органы должны создать все необходимые условия для реализации основных принципов реформирования отрасли — развитие конкуренции в сфере сбыта и оказания услуг, обеспечение бесперебойного энергосбережения населения, разработка четкого механизма формирования и регулирования тарифов на тепловую и электрическую энергию в пользу потребителей. В данной дипломной работе мы рассмотрели развитие электроэнергетики на примере МУП «Подольская электросеть» .На 31.

12.2010 г. финансовое положение МУП «Подольская электросеть» по формальным признакам не относится к финансово стабильному. При этом динамика большинства финансовых показателей МУП «Подольская электросеть» (прежде всего, показателей рентабельности, платежеспособности, а также ряда показателей финансовой устойчивости) свидетельствует о постепенном повышении эффективности деятельности МУП «Подольская электросеть» после проведенной реструктуризации по ряду показателей. Однако из года в год растут потери в электросетях. Если в 2009 году значение данного показателя составило 481,6млн.

кВтч, то в 2010 году значение данного показателя составило 559,7 млн.

кВтч.В рамках дипломной работы были предложены следующее мероприятия, направленные на повышение эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» :

снижение технологических и коммерческих потерь электроэнергии;

расширение перечня платных услуг. Потери электроэнергии в электрических сетях — один из важных показателей эффективности хозяйственной деятельности энергоснабжающих организаций. Выбор приоритетных мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь электроэнергии в МУП «Подольская электросеть» невозможен без детального расчета структуры потерь, центрам питания и электрической сети в целом. Для этих целей МУП «Подольская электросеть» было предложено внедрить комплекс программ РТП 3, который является одним из наиболее известных и распространенных в отечественных электрических сетях. Совокупные затраты на автоматизацию МУП «Подольская электросеть» с использованием комплекса программ РТП 3 составит 894,90 тыс. руб.

Внедрение комплекса программ РТП 3 обеспечит выявление и эффективную реализацию мероприятий по снижению технических и коммерческих потерь в сетях МУП «Подольская электросеть» .Как показали произведенные расчеты, сокращение технологических потерь на 6,9% обеспечит предприятию снижение затрат в размере 613,9 тыс. руб., а сокращение коммерческих потерь на 4,63% обеспечит компании дополнительную выручку в размере 631,9 тыс. руб.

Совокупный экономический эффект от сокращения потерь электроэнергии в сетях составит 1245,8 тыс. руб., что позволит окупить затраты на автоматизацию за 0,72 года. Еще одним резервом повышения эффективности хозяйственной деятельности МУП «Подольская электросеть» является расширение перечня дополнительных платных услуг для населения и юридических лиц. Согласно составленному финансовому плану, расширив перечень дополнительных платных услуг, МУП «Подольская электросеть» сможет получить дополнительную выручку в размере 1200,40 тыс. руб. и увеличить тем самым чистую прибыль на 530,53 тыс. руб. Прогнозные расчеты показали, что реализация предложенных мероприятий обеспечит МУП «Подольская электросеть» рост эффективности хозяйственной деятельности, которая перестанет носить убыточный характер и станет приносить прибыль. Однако данных мероприятий недостаточно для решения проблемы рационального использования энергоресурсов всеми хозяйствующими субъектами и населением города Подольска.

Предложенные мероприятия можно осуществлять на других предприятиях отрасли со схожими параметрами деятельности, что придает значимость проделанной нами работе. Проведенный анализ показал, что первоочередные задачи, подлежащие решению в отрасли, заключаются в необходимости:

разработать и реализовать программу модернизации и ускоренного развития генерирующих электростанций и электрических сетей на базе передовых технологий;

подготовить и внести необходимые поправки в законодательство, обеспечивающие последовательное проведение эффективной энергетической политики (по аналогии с законом США об энергетической политике 2005 г.);создать национальный технологический центр и научно-технические центры для разработки новых прорывных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;

создать оптимальную структуру управления электроэнергетической отраслью, обеспечивающую минимизацию затрат на её функционирование и развитие;

создать систему государственного контроля за обеспечением надёжности системы электроснабжения России;

разработать и принять систему экономических, административных и законодательных мер по обеспечению энергосбережения и повышения энергоэффективности;

разработать новые принципы и укрепить нормативно-правовую основу для разработки современной базы технического регулирования в электроэнергетике. Реализация предложенных мер позволит существенно повысить эффективность и надёжность работы электроэнергетики, что характеризуется индикаторами стратегического развития электроэнергетики, представленными в таблице. При реализации рассмотренных положений величина среднего тарифа по всем категориям потребителей в целом по всей ЕЭС на уровне 2020 г. составит 6,5 — 7,5 цент/(кВт∙ч), а на уровне 2030 г. — 8 — 9 цент/(кВт∙ч), и это не будет превышать уровень средних тарифов в США. При этом экономия условного топлива на тепловых электростанциях может составить порядка 40 млн. т в

2020 г. и 100 млн. т в 2030 г., из них более 60% составит экономия газа. Для реализации концепции модернизации необходимо разработать детальную комплексную программу модернизации электроэнергетики, выстроить приоритеты её выполнения и разработать механизмы её практического осуществления. Список использованных источников

Конституция Российской Федерации от 12.

12.1993 (с изменениями на 12 июля 2006 года). Закон РСФСР от 22.

03.1991 № 948−1 «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» (с изменениями на 26 июля 2006 года). Федеральный закон от 17.

08.1995 № 147-ФЗ «О естественных монополиях» (с изменениями на 8 ноября 2007 года). Федеральный закон от 26.

07.2006 № 135-ФЗ «О защите конкуренции». Федеральный закон от 09.

10.2002 № 122-ФЗ «О внесении изменений и дополнений в Закон РСФСР «О конкуренции и ограничении монополистической деятельности на товарных рынках» (с изменениями на 26 июля 2006 года). Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» (с изменениями на 4 ноября 2007 года). Федеральный закон от 26 марта 2003 г. № 36-ФЗ «Об особенностях функционирования электроэнергетики в переходный период и о внесении изменений в некоторые законодательные акты Российской Федерации и признании утратившими силу некоторых законодательных актов Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «Об электроэнергетике» (с изменениями на 4 ноября 2007 года). Федеральный закон от 14.

04.1995 № 41-ФЗ «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации» (с изменениями на 4 ноября 2007 года). Федеральный закон от 24.

06.1999 № 122-ФЗ «Об особенностях несостоятельности (банкротства) субъектов естественных монополий топливно-энергетического комплекса» (с изменениями на 8 ноября 2007 года). Федеральный закон Российской Федерации от 4 ноября 2007 г. № 250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России». Постановление Правительства РФ от 30.

06.2004 № 332 «Об утверждении Положения о Федеральной службе по тарифам» (с изменениями на 27 июля 2007 года). Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. № 529 «О совершенствовании порядка функционирования оптового рынка электрической энергии (мощности)» .

Постановление Правительства Российской Федерации от 31 августа 2006 г. 530 «Об утверждении Правил функционирования розничных рынков электрической энергии в переходный период реформирования электроэнергетики». Положение о порядке организации исполнения проектов по реализации Основных направлений деятельности Правительства Российской Федерации на период до 2012 года, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 815.Приказ Федеральной службы по тарифам (ФСТ России) от 7 декабря 2007 г. № 315-э «О внесении изменений и дополнений в Формулы индексации регулируемых цен (тарифов) на электрическую энергию (мощность), применяемые в договорах купли-продажи электрической энергии (мощности), порядок их применения, а также порядок установления плановых и фактических показателей, используемых в указанных Формулах, утвержденные приказом ФСТ России от 5 декабря 2006 года № 348-э/12». Приказ Федеральной антимонопольной службы от 14 ноября 2007 г.

№ 378 «Об утверждении Порядка установления случаев манипулирования ценами на электрическую энергию (мощность) на оптовом рынке электрической энергии (мощности)». Авдашева С. Б., Розанова Н. М. Теория организации отраслевых рынков. Учебник. ;

М.: ИЧП «Издательство Магистр», 2008. — 320 с. Акулов А. В. Анализ проблем энергетического комплекса Республики Карелия на этапе начала процесса реформирования отрасли / Акулов А. В. // Проблемы региональной экономики. Труды Петрозаводского государственного университета: Серия Экономика.

Вып. 6. Петрозаводск, 2011. С. 48−57.

Акулов А. В. Проблемы государственного регулирования ЕМ в процессе их трансформации (на примере отрасли электроэнергетики) / А. В. Акулов // Проблемы региональной экономики (Глобализм и регионализм: диалектика, противоречия, проблемы и перспективы).

Труды Петрозаводского государственного университета: Серия Экономика. Вып. 7. — Петрозаводск, 2006. С.70−77. Акулов А.

В. Реформирование электроэнергетики России: краткий анализ концепции реформирования отрасли / А. В. Акулов // ЭКО, 2011, 6. С. 44−53. Акулов А. В. Государственное регулирование естественных монополий в процессе их трансформации (на примере отрасли электроэнергетики) :дис. … канд. экон. наук: 08.

00.01. — Петрозаводск, 2006. — 153 с. Акулов В. Б., Рудаков М. Н. Теория организации. / Учебное пособие. — Петрозаводск: Петр

ГУ, 2009. 240 с. Астапов К. Л. Реформирование естественных монополий на примере электроэнергетики. // Законодательство и экономика.

2010. — 8. Варнавский В. Г. Партнерство государства и частного сектора: формы, проекты, риски. М.: Наука, 2005. 315 с. Винокурова М. А., Демина М. П. Экономическая теория. Ч 1.

— Иркутск, 2006. — 520 с. Власов С. Н. Региональная энергетика. — М.: Экономика, 2007

Власть и монополии. // Деловой Красноярск. — 2009. — 2 (204). Государственная антимонопольная политика: практический опыт и задачи совершенствования законодательства.

// Российский экономический журнал. 2010. — 3. Давыдовский Ф. Н. Монополия и конкуренция в электроэнергетике: альтернативы развития и проблема эффективности // Экономика, предпринимательство и право. — 2011.

— № 6. — c. 30−44. —

http://epp.enjournal.net/article/337/.Джабуа И. Новое в антимонопольном законодательстве / И. Джабуа // Маркетинг. 2009. 6. С. 8690

Доценко О. М. Государственное регулирование отраслевой монополии (На примере электроэнергетики России) :Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.01. — Петрозаводск, 2008. — 191 с. Исаков А. Ю. Государственная стратегия конкурентно-рыночного реформирования естественной монополии (На примере электроэнергетики) :Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.01, 08.

00.05. — Пятигорск, 2011. — 165 с. Карпов И. С. Энергетический комплекс России. — М.: Веди, 2008

Киселев В. Антимонопольное регулирование в энергетике: теория и практика (О новых принципах и старых Правилах) / В. Киселев // Хоз-во и право. 2010. 2. С. 5266

Клейнер В. Г. Институциональные реформы электроэнергетики: анализ зарубежного опыта // Вестник университета. Серия «Институциональная экономика». — М.: ГУУ, № 1(2), 2001. 312 с. Коган Ю. М. Современные проблемы прогнозирования потребности в электроэнергии. М.: ИНП РАН, 2006. 289 с. Конкин С. В. Основные тенденции развития региональных энергетических комплексов за рубежом. //

Эксперт. — 2008. — № 3. -

С. 13−15.Концепция Стратегии ОАО РАО «ЕЭС России» на 2010 — 2008 гг. «5+5». М., 2009. 40 с.

Кузовкин А. И. Энергетический кризис и энергореформа в России: конкуренция вместо надежности. — М.: ИНП РАН «Проблемы прогнозирования», № 2, 2006. С. 83−101.Логунова М. А. Эффективность реструктуризации естественных монополий (На примере электроэнергетики) :Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.05. М., 2009. — 182 с. Макарова Г. Н. Командно-административный монополизм и его модификация в условиях постсоциалистической экономики. /

Науч. ред. Демина М. П. — Иркутск, 2010. 204 с. Маршалл А. Принципы политической экономии.

М.: «Прогресс», 1984. т.

2. 424 с. Матин А. А. Неценовые методы регулирования естественных монополий в условиях трансформации экономики: дис. … канд. экон. наук: 08.

00.01. М., 2007. — 151 с.

Микроэкономика. Теория и российская практика. / Под редакцией А. Г. Грязновой и А. Ю. Юданова. — М., 2009. ;

380 с. Милль

Дж.Ст. Основы политической экономии. М.: Прогресс, 1980. т.

1. 389 с. Нескоромная Е., Арустамян Г., Колтунова А., Адамян Э. Мировая практика тарифного регулирования электроэнергетики: вызовы и опыт для России //

http://www.naco.ru/pdfs/%D1%F2%E0%F2%FC%FF_tarify.pdf.Новости российского центра поддержки конкуренции. 3 июня 2009 г.

http://a№timo№opol.ce№tro.ru/№ews/pub3.htm Носолева В. А. Экономические условия реформирования муниципальных и региональных монополий в городской электроэнергетике: Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.05. — Ставрополь, 2009. — 198 с. Особенности правового регулирования несостоятельности (банкротства) естественных монополий.

// Законодательство и экономика. — 2011. — 4. Правовое регулирование деятельности субъектов естественных монополий.

// Законодательство и экономика. 2006. — 12.

Робинсон Дж. Экономическая теория несовершенной конкуренции Перевод с англ. Вступительная статья и общая редакция И. М. Осадчей. М.: «Прогресс», 1986.

473 с. Романова С. И. Формы ценового регулирования российских естественных монополий (на примере электроэнергетики) :дис. … канд. экон. наук: 08.

00.01. М., 2006. — 212 с. Романова С. И. К вопросу о государственном регулировании инфраструктурных отраслей//Промышленник России 3, 2006

Романова С.И., Герасименко В. В. К вопросу о ценовом регулировании услуг по передаче электроэнергии//Промышленная политика в Российской Федерации ноябрь, 2006

Романова С.И., Филимонов А. М. К вопросу о снижении издержек естественных монополий//Энергорынок. 4, 2006

Современная экономика: Лекционный курс: Многоуровневое учебное пособие для студентов вузов (под науч. ред. Мамедова О.Ю.) Изд. 7-е, доп., перераб.

— Ростов н/Д, Феникс, 2010. 416 с. Стофт С. Экономика энергосистем.

Введение

в проектирование рынков электроэнергии. — М.: Издательство «Мир», 2006.

— 137 с. Ступников Е. Ю. Реформирование естественных монополий и развитие конкуренции в российской экономике (На примере электроэнергетики) :Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.05. — Пятигорск, 2010. — 148 с. ФАС завершает разработку порядка установления случаев манипулирования на энергорынке РАО ЕЭС. 31.

08.2007.

http://www.mdmba№k.ru/folders/2884/.№ewsId/57 824/ext№ews-material ФАС на каждый час. Оптовые покупатели электроэнергии смогут уменьшить свои затраты // «Российская газета» — Федеральный выпуск 4545 от 15 декабря 2007 г. Финашева О. А. Совершенствование управления холдинговыми структурами отраслей естественных монополий (На примере электроэнергетики России) :Дис. … канд. экон. наук: 08.

00.05. М., 2010. — 231 с. Чемберлин Э. Теория монополистической конкуренции: (Реориентация теории стоимости).

Пер. с англ М.: Экономика, 1998. 512 с. Шеремета А. В. Особенности государственного регулирования внешнеэкономической деятельности естественных монополий (На примере электроэнергетики) :Дис.

… канд. экон. наук: 08.

00.14. М., 2009. — 165 с. Экономическая теория: Учеб.

для студ./ Под ред. В. Д. Камаева. М., Владос, 2010. 592 с. Электроэнергетика России (выпуск 3). Бизнес-справочник агентства «Эксперт РА» и РАО «ЕЭС России» .

— М., 2010. 225 с. Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (Минэнерго России). М., 2010.

74 с. Ясин Е. Перспективы российской экономики. Реформирование естественных монополий //Общество и экономика. 2009 г.

— 2. С. 12−18.Приложение

Положение о финансово-экономической службе МУП «Подольская электросеть»

1. Общие положения

Финансовая служба (далее — «Подразделение») является основной структурной единицей Компании и создается решением Президента. Подразделение создается с целью:

своевременного и полного финансирования основной деятельности компании;

ведения финансовой аналитики бизнеса;

обеспечения отчетности перед фискальными органами. Непосредственное руководство подразделением осуществляется Финансовым директором (далее — «Руководитель»), назначаемым Президентом и непосредственно подчиненным Президенту. В своей деятельности Подразделение руководствуется действующим законодательством и постановлениями Правительства РФ, Уставом Компании, установленными в Компании правилами и процедурами, настоящим Положением. Положение о Подразделении разрабатывается согласно «Порядку подготовки Положений о структурных подразделениях и должностных инструкций в Компании» .Подразделение имеет бланк Компании с дополнительной надписью «Финансовая служба» и в пределах своей компетенции имеет право действовать от имени Компании и представлять ее интересы.

2. Основные задачи подразделения

Финансовое планирование. Ведение бухгалтерского учета и отчетности. Расчетно-кассовое обслуживание. Оптимизация налогообложения.Проектная и сводная финансовая аналитика (управленческий учет).Привлечение заемных и размещение свободных средств. Проектный и внутренний аудит.

3. Организационная структура

Организационная структура Подразделения состоит из следующих единиц:

Финансово-аналитический отдел:

Группа финансового планирования. Группа экономики проектов. Группа управленческого учета. Группа налоговой оптимизации. Казначейство:

Группа расчетно-кассового обслуживания. Группа кредитования и работы с банками.Бухгалтерия.Отдел аудита.

4. Основные функции4.

1.В области финансового планирования:

4.1.

1.Долгосрочное планирование (1−1,5 года — моделирование портфеля проектов, моделирование направлений бизнеса).

4.1.

2.Среднесрочное планирование (1−2 месяца).

4.1.

3.Текущее планирование (ведение сводного cash-flow, планирование ликвидности, отслеживание приходов, ведение финансового календаря).

4.2. В области ведения бухгалтерского учета и отчетности:

4.2.

1.Ведение и сдача в налоговые органы бухгалтерской отчетности.

4.2.

2.Открытие/закрытие банковских счетов.

4.2.

3.Постановка и снятие с учета в налоговых органах и фондах юридических лиц, принадлежащих Компании.

4.3. В области расчетно-кассового обслуживания:

4.3.

1.Проведение платежей.

4.3.

2.Учет и выдача наличных денег.

4.3.

3.Сервисное обслуживание (кассовое обслуживание на сделках, оформление справок, оплата счетов и т. д.).

4.4. В области оптимизации налогообложения:

4.4.

1.Оформление и оплата необходимых систем договоров с участием юридических лиц Компании для оптимизации налогообложения (на основе типовых).

4.4.

2.Создание схем оптимизации налогообложения (совместно с ЮС).

4.5. В области проектной аналитики и учета:

4.5.

1.Анализ эффективности проектов.

4.5.

2.Текущий управленческий учет.

4.5.

3.Построение сводных финансовых отчетов.

4.6. В области привлечения заемных средств:

4.6.

1.Покрытие кассовых разрывов.

5. Права подразделения

Требовать от руководителей подразделений предприятия принятие мер к повышению эффективности использования средств предприятия, сохранности собственности предприятия. Визировать договора, выполнение работ или оказание услуг, акты сверки с различными контрагентами. Оперативно управлять денежными средствами предприятия. Заниматься текущей налоговой оптимизацией. Получать от всех структурных единиц Компании материалы, необходимые для выполнения возложенных функций. По поручению руководства представлять предприятие в любых организациях по вопросам, относящимся к компетенции Подразделения.

6. Сфера ответственности подразделения6.

1.В отношении своей работы Подразделение в целом ответственно за ее своевременное выполнение, за непревышение и экономию запланированных расходов, а также за поддержание установленного для результатов работы уровня качества.

6.2. Подразделение ответственно за:

6.2.

1.Ведение правильной и оптимизированной бухгалтерии.

6.2.

2.Обеспечение других Подразделений и Руководства своевременной и достоверной финансово-аналитической информацией.