Появление новых условий технического развития.

Повышается интерес к энергоустановкам малой и средней мощности. Проблема снижения инвестиционного риска и повышения надежности энергоснабжения становится приоритетной по сравнению с эффектом концентрации производства. Особенности установок пониженной мощности - полная автоматизация, сборка и монтаж в заводских условиях.

• Усиливается влияние требований к качеству окружающей среды.

• Использование природного газа на ТЭС связано с внедрением прогрессивных

газотурбинных и парогазовых энергетических циклов.

Следует подчеркнуть, что поток нововведений, реализующий технический прогресс в электроэнергетике, существенно неоднороден. Его отличают:

• новизна технических решений;

• наукоемкость;

• периодичность появления;

• влияние на эффективность энергетического производства. Основные структурные элементы потока нововведений можно объединить в пять групп.

I. Новые виды технических устройств, не имеющие аналогов, т.е. воплощающие новейшие идеи и принципы (установки термоядерного синтеза; ядерные реакторы повышенной безопасности; солнечные генераторы большой мощности; энергетические установки на базе твердооксидных топливных элементов).

II. Новые типы, имеющие прямые аналоги, но с другими схемами и параметрами (паротурбинные установки на суперкритических параметрах; оборудование ЛЭП постоянного тока; реверсивные турбины для ГАЭС, парогазовые установки; газотурбинные установки с утилизацией тепла выхлопных газов).

III. Новые конструкции - модификации ранее применявшихся машин (изменение конструкций котлов и турбин - снижение массы и габаритов; модификация установок НВИЭ, в том числе блочно-модульное исполнение).

IV. Новые типоразмеры - увеличение мощности, производительности (повышение единичной мощности ветроэнергетических и солнечных установок).

V. Новые виды и типы вспомогательных устройств (диагностическое оборудование и робототехника для производства ремонтных работ; оборудование и приборы автоматизированного управления; оборудование природоохранного назначения).

Приведенная группировка построена по принципу понижающейся степени новизны технических устройств: от принципиально новых технологий к совершенствованию техники в рамках неизменных технологических способов производства; при этом соответственно снижается наукоемкость и ослабляется влияние на эффективность производства. Естественно, что более наукоемкие и эффективные технические новшества отличаются и большими интервалами появления.

Рекомендуемая структура нововведений имеет практическое значение при разработке научно-технической политики в отрасли и формировании заказа на НИОКР разработчикам новой техники.

ОБНОВЛЕНИЕ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ ЭНЕРГОКОМПАНИИ

СОСТОЯНИЕ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ

Надежность, экономичность и экологичность энергоснабжения напрямую зависят от состояния основных фондов энергокомпаний. Анализ показывает критическое техническое состояние значительной их части: идет быстрый процесс старения оборудования, и в ближайшие годы потребуется вывод из баланса огромного объема генерирующих мощностей.

Около 25 % мощности энергоблоков и более 40 % неблочного оборудования ТЭС ЕЭС России находится за пределами физической и экономической целесообразности их эксплуатации. Срок службы блочного оборудования составляет 70 %, а не блочного - более 80 % нормативного. Мощности ТЭС, достигшие предельных на работок, составляют 35 млнкВт. к 2010 г. этот показатель возрастет до 75 млн кВт (60% установленной мощности), в том числе 63 млн. кВт - в регионах Центра, Волги. Урала и Сибири, где проживает более 70 % населения РФ.

Аналогичная ситуация складывается на ГЭС, где более 50 % установленного оборудования отработало нормативный срок. На АЭС в ближайшие годы из-за выработки ресурса будет выведено из эксплуатации 8,4 млн. кВт.

Тяжелое положение и в электрических сетях. В среднем протяженность ЛЭП находящихся в неудовлетворительном и непригодном состоянии, в 2 раза превышает протяженность ЛЭП, подвергаемых реконструкции, техническому перевооружению и капитальному ремонту, а по электрическим сетям энергозоны восточной части страны - более чем в 5 раз. Причем ежегодный прирост ЛЭП, находящихся в неудовлетворительном и непригодном состоянии, составляет 1-2 %. Между тем статистика показывает, что примерно 90% общего количества нарушений в работе энергосистем происходит в электрических сетях, что связано, прежде всего, со старением сетевого оборудования. В частности, тревогу вызывают состояние маслонаполненных вводов 110 - 220кВ (износ примерно 70 %), устаревшие устройства релейной защиты и автоматики (РЗА).

Критическая ситуация сложилась в тепловом хозяйстве страны. Функционирует более 100 000 мелких котельных с низкой эффективностью морально и физически устаревшего оборудования. Большие потери в теплосетях (более 30 %) приводят к перерасходу более 80 млн. т у.т. в год (примерно 6-7 % годового потребления энергоресурсов). Резко возрастает количество аварий из-за выхода из строя изношенных теплосетей, что приводит к размораживанию не только отдельных зданий, но и жилых кварталов и городов.

Несвоевременная замена мощностей электростанций и котельных создает реальную угрозу энергетической безопасности регионов страны и может привести к техногенным авариям с тяжелыми социально-экономическими последствиями, особенно е зимнее время.

Постоянно растет объем полностью самортизированных основных фондов (25% машин и оборудования ТЭС). В масштабах отрасли понадобится не менее 25 лет. чтобы это оборудование было выведено из эксплуатации при современных темпах его выбытия.

Поддержание изношенных основных фондов электроэнергетики в эксплуатационном состоянии требует все возрастающих затрат на ремонт, приближающихся к стоимости вновь вводимых основных фондов. Удельные затраты на ремонт в электроэнергетике почти в 2 раза выше, чем в смежных отраслях.

Еще в 70-х годах было определено, что широкомасштабный ввод мощностей на ТЭС и ГЭС, имевший место в конце 50-х - начале 60-х годов, неизбежно потребует значительного увеличения работ по техническому перевооружению в 90-х годах. Однако эти работы в последние годы сведены к минимуму. Более того. ухудшились финансовое состояние, кадровый состав и материально-техническая база строительно-монтажных, наладочных, проектных организаций. Совершенно очевидно, что настоятельно необходима программа кардинального обновления основных фондов электроэнергетики, причем на основе прогрессивной техники и технологии. Только с помощью рыночных механизмов проблема такого масштаба не может быть решена. Тотальное техническое перевооружение отрасли объективно требует привлечения всех форм государственного участия в этом процессе.

МОРАЛЬНЫЙ ИЗНОС ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ТЕХНИКИ

При появлении новых видов энергооборудования с более высокими, чем ранее, технико-экономическими характеристиками находящиеся в эксплуатации средства труда аналогичного назначения относительно обесцениваются, т.е. теряют свою стоимость. Энергокомпания, использующая такую технику, проигрывает на конкурентном рынке. Этот процесс получил название морального износа. Его интенсивность определяется темпами технического прогресса в отрасли. Сроки службы старого оборудования сокращаются. Моральный износ основных фондов проявляется в нескользких формах.

Скрытая форма возникает, когда проектно-конструкторская организация приступает к разработке новой модели оборудования.

Частичный износ наступает с началом серийного производства новой модели. В эксплуатации он может компенсироваться модернизацией соответствующей техники.

Полный износ имеет место, когда новая модель занимает доминирующее положение в парке действующего оборудования. В этом случае необходимой становится замена морально устаревшей машины.

В электроэнергетике часто морально устаревшие, но еще не выработавшие свой технический ресурс установки не демонтируют, а переводят в пиковый режим работы или в резерв.

В общем случае уровень морального износа данной машины можно определить по следующим выражениям:

(5.1)

(5.2)

где У_M - уровень морального износа действующего оборудования, %;

ΔS_M - потеря стоимостиустаревшего агрегата в результате морального износа;

S_c, S_н- цена соответственно старого и нового агрегатов;

β_i.- коэффициент,отражающий соотношение i-го эксплуатационного параметра для новой и старойтехники(β_i. < 1,0, если новая техника лучше старой по i-му параметру; β_i > 1,0, если новая техника хуже старой по i-му параметру);

П - знак произведения;

n - число рассматриваемых эксплуатационных параметров техники данного назначения.

Оценка уровня морального износа позволяет пользователю техники определить оптимальный момент для технико-экономической проработки вопроса о модернизации или замене устаревшего оборудования.

Чтобы определить величину морального износа, необходимо знать соотношение эксплуатационных параметров новой и действующей техники. В качестве эксплуатационных параметров могут использоваться различные технико-экономические показатели, отражающие приоритетные требования потребителя к эффективности оборудования. Например, для энергогенерирующих установок это

• единичная мощность агрегата;

• удельный расход топлива (КПД);

• проектный срок службы (технический ресурс);

• удельный вес (габариты) агрегата;

• экологические характеристики..

Оценка морального износа может также применяться при определении верхнего предела цены на новое оборудование его изготовителем.

Рассмотрим в этой связи пример. Обратимся к табл. 5.1. Техническое развитие электрогенерирующих установок конденсационного типа на рассматриваемом отрезке, как видно из таблицы, происходило преимущественно по двум направлениям: рост единичных мощностей агрегатов и повышение начальных параметров пара.

Для приведенных технико-экономических показателей абсолютная величина морального износа данной энергоустановки при появлении более технически прогрессивной определяется следующим образом:

(5.3)

где N_с, N_н - единичная мощность старой и новой установок;

b_с, b_н - удельные расходы топлива на старой и новой установках;

g_с, g_н - удельный вес старой и новой установок. Предположим, что между ценами на установки имеется следующее соотношение:

Таблица 5.1 ПОВЫШЕНИЕ ТЕХНИЧЕСКОГО УРОВНЯ КОНДЕНСАЦИОННЫХ ТУРБОУСТАНОВОК

Тип энергоустановки	Мощность, МВт	Удельный расход условного топлива, г/(кВт-ч)	Удельный вес установки, кг/кВт
К- 100 -90 (1946)*			21,2
К- 200 - 130 (1957)			16,5
К- 300 -240 (1960)			17,7
К - 500 - 240 (1964)			17,4
К - 800 - 240 (1970)			15,1
* В скобках указан год ввода головного энергоблока.

где k - коэффициент удорожания новой установки.

Тогда из условия ΔS_м = 0 (отсутствие морального износа) можно определить предельный коэффициент удорожания прогрессивной установки:

(5.5)

Если фактический коэффициент удорожания оказался меньше предельного, то имеет; место моральный износ действующей установки и изготовитель нового оборудования' может рассчитывать на его востребованность рынком (потребителями). Например, сравним две энергоустановки: К-200-130 и К-300-240 (см. табл. 5.1). Считаем

условно, что в свое время первая была распространенной, а вторая новой моделью. Тогда предельный коэффициент удорожания новой модели

k_y=1/(0,667*0,917*1,073)=1,524.

Таким образом, основываясь на предельном коэффициентеудорожания и фактически предлагаемых ценах на новые модели, потребительтехникирешает вопрос о приобретении нового агрегата. Подчеркиваем, что подобные оценки - это только сигналы для более детального экономического обоснования обновления основных фондов.

Изготовитель техники, рассчитывая коэффициенты удорожания, решает вопрос оснятии с производства старой модели или продолжении ее выпуска еще некоторое время.

МЕХАНИЗМ АМОРТИЗАЦИИ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ

Амортизация - это важный финансовый инструмент обновления и повышения технического уровня основных фондов, особенно их активной части - оборудования. Амортизационный фонд служит одним из главных источников собственных инвестиционных ресурсов энергокомпаний. Необходимо существенно повысить его роль в условиях, когда привлечение внешних ресурсов в электроэнергетику затруднено, а тарифы на электроэнергию подвергаются жесткому государственному регулированию в интересах общества.

Практически повсеместно в мире государство использует амортизационную политику для стимулирования обновления основного капитала в частном секторе экономики. В основу такого стимулирования положена связь размера амортизационных отчислений, включаемых в издержки производства, с величиной налогооблагаемой прибыли фирмы. Обычно правительственные структуры принимают прямое или косвенное участие в разработке механизмов амортизации для ключевых отраслей народного хозяйства.

Разработка механизма амортизации включает:

• формирование отдельных групп основных фондов, содержащих средства труд; близкие по функциональному назначению в производстве и срокам службы;

• определение нормативных сроков службы (амортизационных периодов) и соответствующих средних годовых норм амортизационных отчислений по выделенным объектам основных фондов;

• выбор методов начисления амортизации в течение расчетного срока службы.

Обоснованное определение нормативного срока службы основных фондов, в особенности оборудования, является наиболее сложной проблемой. В принципе этот период должен устанавливаться с учетом как физического, так и морального износ (технического прогресса).Причем оценка именно морального износа вызывает наибольшие трудности, что ведет к существенной неопределенности перспективных сроков службы средств труда.

В электроэнергетике сроки службы основного оборудования в значительной степс ни складываются на основе критериев физического износа и в меньшей степени морального. Поэтому они превышают средние амортизационные периоды в других отраслях.

Сроки службы по основным группам амортизируемых основных фондов могут устанавливаться централизованно, либо предприятие получает право самостоятельно определять срок списания отдельных объектов основных фондов. Государство может устанавливать рекомендательные сроки службы с допустимыми отклонениями от них в ту и другую сторону.

Амортизационные отчисления определяются путем перемножения нормы амортизации на балансовую стоимость объекта основных фондов. Средняя годовая норма амортизации устанавливается как величина, обратная нормативному сроку службы (амортизационному периоду). Например, если установлен срок службы парогенератора 25 лет, то годовая норма при равномерном методе начисления составит 4 %.

Нормы амортизации на реновацию (полное восстановление) энергоустановок зависят от таких факторов, как

• вид топлива (для парогенераторов);

• тип и мощность установки;

• режим использования (базисный, пиковый).

Очевидно, что срок службы для парогенераторов, работающих на твердом высокозольном топливе, должен быть меньше, чем у газомазутных установок, а норма амортизации соответственно больше. Сроки службы ГЭС больше, чем ТЭС и АЭС. С ростом единичной мощности средняя по электростанции норма амортизации растет, так как структуре основных фондов повышается удельный вес оборудования, имеющего боле короткие сроки службы по сравнению со зданиями и сооружениями. Если степень загрузки основного оборудования влияет на интенсивность физического износа, то, значит, базисные установки обладают меньшими сроками службы и т.д.

Методы начисления амортизации различаются принципом распределения годовых амортизационных отчислений в течение срока службы объекта основных фондов. Наиболее распространенными методами амортизации являются:

• равномерный (линейный);

• пропорциональный;

• ускоренный;

• регрессивные.

При равномерном (линейном) методе амортизационные отчисления одинаковы в каждый год срока службы (амортизационного периода).

Пропорциональный способ предполагает прямую зависимость амортизационных отчислений от объема выпускаемой продукции, работ и услуг в данном году.

При использовании ускоренного метода амортизационный период и нормативный срок службы объекта основных фондов не совпадают: амортизационный период (срок списания) сокращается по сравнению с предстоящим сроком службы. Этот метод направлен на совершенствование инвестиционных возможностей расширенного воспроизводства за счет увеличения амортизационного фонда компании. В то же время применение сокращенных амортизационных периодов увеличивает издержки и цену продукции. Воспроизводство фондов в стоимостной и натурально-вещественной формах не совпадает по времени. Амортизация выполняет только финансовую функцию ускоренного возмещения авансированных капиталовложений, но не функцию возмещения физического и морального износа основных фондов.

Регрессивные методы основаны на снижении годовых амортизационных отчислений на протяжении всего нормативного срокаслужбы. При этом в первой половине срока службы на производимую продукцию черезиздержки производствапереносится большая часть стоимости основных фондов. Соответственно сокращается величина налогооблагаемой прибыли, предприятие получает косвенные налоговые льготы. Ситуация меняется во второй половине срока службы: амортизационные отчисления сокращаются по сравнению с равномерным (линейным) методом, а налоговые платежи относительно возрастают. При этом общая сумма начисленной амортизации (и предназначенных к уплате налогов) за весь срокслужбы остается такой же, как и при традиционном линейном методе; меняется лишь ее распределение по годам нормативного срока службы.

По сравнению с равномерным (линейным) методом начисления регрессивная амортизация позволяет преодолеть инерционность и неопределенность перспективных сроков службы, в частности, лучше учесть моральныйизнос техники.

Применение регрессивных методов амортизации преследует две основные цели:

• расширение инвестиционных возможностейпредприятий за счет собственных средств;

• повышение экономической заинтересованности в ускорении обновления оборудования.

Обычный линейный метод амортизации (без сокращения амортизационного периода ) относительно снижает эффективность новой техники, когда замена происходит до истечения нормативного срока службы действующего оборудования. Дело в том, что, в капитальных затратах на новую технику необходимо дополнительно учитывать недоамортизацию заменяемой. Значит, чем меньше недоамортизированная часть стоимости устаревшей техники, тем выгодней становится вариант замены по сравнению с модернизацией действующего оборудования.

Сравним равномерный (линейный) и регрессивный методы начисления амортизации (рис. 5.1).

При первом годовые амортизационные отчисления А_л постоянны в течение всего нормативного срока службы Т_н. При регрессивном методе амортизационные отчисления снижаются с величины А_р^I в первый год до величины А_р^II в последний год.

Рис.5.1. График линейного и регрессивного методов начисленияамортизации

Предположим, по истечении фактического срока службы Т_ф оборудование выводится из эксплуатации, причем Т_ф < Т_н. Тогда при регрессивном методе невозмещенная через амортизационный фонд часть стоимости оборудования равняется заштрихованной площади Р_р. При линейном методе величина недоамортизации возрастает на величину, определяемую заштрихованной площадью ΔР_л.

Регрессивная амортизация зачастую предпочтительней ускоренной с сокращенным амортизационным периодом, так как не ведет к увеличению цены на продукцию и осуществляется в течение всего нормативного срока службы, обеспечивая синхронный кругооборот основных фондов в стоимостной и натурально-вещественной форме, т.е. возмещая износ средств труда. Наиболее известны два метода регрессивной амортизации: уменьшаемого остатка и суммы лет срока службы.

В первом случае предварительно повышенная по сравнению с линейным методом норма амортизации, постоянная в течение всего нормативного срока службы, уменьшается на остаточную стоимость основных фондов в каждом году. При этом методе к концу срока службы остается некоторая величина непогашенной стоимости, которую необходимо как-то распределить. Поэтому часто во второй половине срока службы применяют равномерное начисление, т.е. комбинируют регрессивный и линейный методы.

По методу суммы лет, наоборот, снижается норма амортизации, которая каждый год умножается на полную первоначальную стоимость основных фондов, списываемую в этом случае к концу срока службы полностью. Метод суммы лет наиболее эффективен при досрочной замене морально устаревшей техники, так как минимизирует потери от более раннего списания средств труда.

В электроэнергетике в принципе может использоваться любой из перечисленных методов, но наибольшее распространение получили равномерный (линейный) и регрессивные.

При выборе оптимального метода амортизации в энергокомпании приходится учитывать весь комплекс факторов. Наиболее важные из них - это темпы роста компании, возраст основных фондов, предпочтения в распределении налоговых платежей, стоимость заемного капитала, интенсивность конкуренции на энергетическом рынке.

В частности, регрессивная амортизация наиболее выгодна развивающимся энергокомпаниям, интенсивно внедряющим новые мощности. В то же время для нового и действующего оборудования бывает целесообразно использовать различные методы.

Ограничениями на применение регрессивной амортизации могут быть требуемый уровень текущей рентабельности производства и объемы средств, необходимых для осуществления конкретных инвестиционных проектов. Следует отметить, что эффективное применение регрессивных и ускоренных методов амортизации требует организации жесткого государственного контроля за использованием амортизационных отчислений на цели производственного инвестирования.

Развитие рыночных отношений предполагает либерализацию государственной амортизационной политики. В качестве примера можно привести систему интервальных сроков службы основного капитала, применяемую в США и других зарубежных странах (табл. 5.2). Суть этой системы состоит в следующем.

1. Для отдельных классификационных групп основных фондов установлены интервальные сроки службы, т.е. предприниматель может выбрать для себя в качестве нормативного любой срок из указанного диапазона. Минимальный и максимальный сроки службы отличаются от базового норматива на ± 20 %.

Таблица 5.2 ИНТЕРВАЛЬНЫЕ СРОКИ СЛУЖБЫ ОСНОВНЫХ ФОНДОВ ДЛЯ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

Тип энергопредприятия	Диапазон сроков службы, лет	Годовая норма отчислений на ремонт, % к стоимости оборудования
Нижний предел	Базовый норматив	Верхний предел
Гидроэлектростанции				1,5
Тепловые электростанции				2,5
Предприятия электрических сетей				2,0

2. Выбрав перспективный срок службы, предприниматель имеет право использовать любой из трех методов амортизации: линейный, уменьшающегося остатка, суммы лет. При этом автоматически санкционируется смена метода.

3. Установлены пределы отнесения затрат на ремонт и модернизацию к текущим или капитальным в виде нормы отчислений на ремонт от стоимости основных фондов (для каждой классификационной группы). Затраты, превышающие эту норму, относятся к капитальным, увеличивают стоимость фондов и возмещаются за счет амортизации. Они называются затратами на модернизацию.

4. Годовая сумма амортизационных отчислений определяется от первоначальной стоимости основных фондов без вычета ликвидационной стоимости. Но суммарный амортизационный фонд не может быть больше разницы между первоначальной и ликвидационной стоимостями.

Предприниматель должен оценить ликвидационную стоимость в момент ввода оборудования в эксплуатацию. Разрешено не учитывать ее, если она не больше 10 % первоначальной стоимости. Если же фактическая ликвидационная стоимость оказалась больше оценочной на 10 % первоначальной стоимости, амортизационный фонд может быть скорректирован.

Например, первоначальная стоимость агрегата 1000 дол. Ликвидационная стоимость 200 дол. Предприниматель принимает предстоящий срок службы (полезного использования) равным 8 годам.

Тогда годовые амортизационные отчисления составят

(1000-200)/8=100 дол.

Так как при расчете годовых амортизационных отчислений ликвидационная стоимость не учитывается, то считается, что предприниматель использует нормативный срок службы (амортизационный период), равный 10 годам (1000/100). Именно этот срок должен уложиться в установленный интервал для средств труда данного вида.

Следует отметить, что зарубежные компании редко откладывают сколько-нибудь значительные суммы в амортизационный фонд. Чаще в нем содержатся высоколиквидные активы, например, государственные облигации. Но капитал, вложенный в саму компанию, обычно дает гораздо больший доход. Как правило, новое оборудование закупается на амортизационные отчисления, полученные с действующего и не требующего пока замены оборудования.

Амортизационная политика в российской электроэнергетике должна отражать соответствующие особенности воспроизводства основных фондов. В этой связи рекомендуются следующие направления совершенствования механизма амортизации.

1. Начисление амортизации целесообразно производить за весь срок фактической эксплуатации объекта основных фондов. Это предложение противоречит зарубежной практике, однако учитывает реалии российской электроэнергетики: дефицит инвестиционных средств для воспроизводства основных фондов. В этих условиях основным источником должен стать амортизационный фонд. Но в структуре фондов превалирует оборудование, уже имеющее значительные сроки службы, а вводы новых мощностей в ближайшие годы, судя по всему, будут происходить невысокими темпами. Значит, уменьшение сроков начисления амортизации приведет к сокращению накапливаемых амортизационных средств, и положение с финансированием обновления основных фондов еще более ухудшится.

2. Необходимо произвести дооценку балансовой стоимости основных фондов энергокомпаний до их реальной восстановительной стоимости и впоследствии регулярно переоценивать эти активы. Переоценка необходима, так как увеличивает балансовую стоимость основных фондов, годовые амортизационные отчисления и уставной капитал акционерных обществ.

В условиях недооценки активов энергокомпаний привлечение средств инвесторов для воспроизводства путем дополнительной эмиссии акций для общества не всегда выгодно. Это обусловлено тем, что доля инвесторов в акционерном капитале будет несоразмерно велика по сравнению с их реальным вкладом в развитие производственных мощностей.

Между тем причина недостаточной переоценки основных фондов для энергокомпаний заключается в необходимости платить повышенный налог на имущество при фактически фиксированных тарифах. Отсюда следуют два пути решения: либо повышение тарифов на величину увеличения амортизационной составляющей себестоимости, либо снижение налога на имущество. Наиболее рациональный вариант - снизить налог. Но это снижение не должно уменьшать выплаты по налогу на имущество до переоценки основных фондов.

3. Для вновь вводимых основных фондов энергокомпании надо дать возможность выбирать амортизационный период в рамках установленного диапазона.

Для укрупненных групп основных фондов централизованно устанавливаются рекомендуемые нормативные сроки службы, а также допустимые отклонения от них, определяющие верхний и нижний пределы амортизационного периода. Окончательный срок службы энергокомпания выбирает исходя из эксплуатационных особенностей оборудования и сооружений (вид топлива, режим работы, параметры и т.д.), а также с учетом прогнозов морального износа техники, входящей в данную классификационную группу.

Таким образом, государство сохраняет свое влияние на воспроизводственные процессы в электроэнергетике и в то же время предоставляет энергокомпаниям определенную свободу маневра в управлении этими процессами, что предполагает повышение их эффективности.

4. Энергокомпании самостоятельно выбирают метод начисления амортизации из числа рекомендуемых для электроэнергетики.

При начислении амортизации могут использоваться главным образом линейный или регрессивные методы, а также их различные сочетания. Выбирая оптимальную амортизационную политику, энергокомпания должна учитывать возраст оборудования (новое, преодолевшее половину срока службы, превысившее его нормативную продолжительность) и свои приоритеты в распределении налоговых платежей в течение амортизационного периода.

Следует подчеркнуть, что регрессивные методы амортизации используются не просто для учета, а прежде всего для целей налогообложения. Именно в этом состоит их стимулирующее значение. При этом сумма годовых амортизационных отчислений и налоговых платежей за весь срок службы данного вида основных фондов должна быть одинакова для линейного и регрессивного методов.

Вместе с тем очень важно, что либерализация амортизационного механизма, заключающаяся в выборе нормативов сроков службы и методов амортизации, предполагает организацию специального контроля со стороны соответствующих государственных служб за целевым использованием возрастающих амортизационных фондов энергокомпаний.

Дата добавления: 2015-07-11