Анализ структуры капитала, трудовых ресурсов, технологии производства продукции ОАО «Мосэнерго»

Уставный капитал отражен в сумме номинальной стоимости обыкновенных акций, приобретенных акционерами. Величина уставного капитала соответствует установленной в Уставе Общества. По состоянию на 31 декабря 2013 года общее число объявленных обыкновенных акций составляет 39 749 359 700 штук (39 749 359 700 штук по состоянию на 31 декабря 2012 года и 31 декабря 2011 года) номинальной стоимостью 1 рубль каждая. Все выпущенные обыкновенные акции полностью оплачены, исключая собственные акции, выкупленные у акционеров. В 2013 году уставной капитал не изменялся [7].

Устав Общества предусматривает создание резервного фонда в размере 5 % от величины уставного капитала Общества. Согласно Решению годового общего собрания акционеров ОАО «Мосэнерго» от 5 июня 2013 года за 2012 год чистая прибыль Общества в размере 67 264 тыс. рублей и была направлена на формирование резервного фонда (в 2011 году и 2010 году в сумме 519 259 тыс. рублей и 381 314 тыс. рублей, соответственно). Величина резервного фонда составила на 31.12.2013–1 987 468 тыс. рублей (5 % от величины уставного капитала). По счету добавочного капитала учитываются следующие статьи:

Таблица 1

Статьи добавочного капитала

Уменьшение добавочного капитала по переоценке внеоборотных активов в 2013 году на 248 090 тыс. рублей возникло вследствие выбытия объектов основных средств и перевода суммы дооценки по ним в нераспределенную прибыль Общества (в 2012 году и 2011 году на сумму 1 097 793 тыс. рублей и 789 414 тыс. рублей, соответственно), а так же на сумму 1 703 334 тыс. рублей в 2012 году связано с переоценкой основных средств проведенных Обществом на 31 декабря 2012 год [4].

При найме сотрудников и их отборе на руководящие должности предприятие руководствуется только профессиональными качествами кандидатов, не учитывается принадлежность к каким-либо социальным группам и не ведется соответствующая статистика. Каждый вновь принимаемый работник проходит адаптационную программу вхождения в должность. Для работников, принятых с испытательным сроком, составляется задание на период испытательного срока, по итогам которого проводится процедура оценки. Текучесть кадров (соотношение числа работников, уволенных по уважительным причинам, и среднесписочной численности персонала в отчетном периоде) в генерирующих компаниях Группы Газпром энергохолдинг в течение 2012–2013 г. в среднем находится на уровне 8–10 % [2]. Привлечению и закреплению квалифицированного персонала способствуют следующие факторы:

-                   конкурентоспособный уровень заработной платы (выше среднего уровня по регионам присутствия);

-                   наличие ряда льгот и компенсаций работникам, предусмотренных внутренними документами организаций;

-                   реализация программ развития персонала (обучение, карьера).

Действующая в генерирующих компаниях Группы Газпром энергохолдинг система оплаты труда предусматривает наличие постоянной и переменной частей заработной платы. Постоянная часть заработной платы включает в себя фиксированную часть оплаты труда работников и выплаты компенсационного характера в зависимости от условий и характера труда. Переменная часть включает в себя надбавки и доплаты стимулирующего характера, в том числе премии, которые начисляются по итогам отчетного периода (месяца, квартала, года) с учетом результатов выполнения ключевых показателей эффективности (KPI), которые служат инструментом оценки эффективности работы и мотивации работников. Особенность системы оплаты труда в ОАО «Мосэнерго» состоит в наличии системы грейдов (позиционных должностей), отражающих различия между работниками в зависимости от выполняемого объема работы, уровня ответственности и других факторов, в соответствии с которыми формируется фиксированная часть оплаты труда. Уровень оплаты труда для сотрудников, находящихся на должностях начального уровня в компаниях, превышает МРОТ соответствующих регионов и не зависит от пола и возраста сотрудников. Средний уровень оплаты труда в компаниях также поддерживается на уровне выше среднерегионального [6].

Технологический процесс производства тепла и электроэнергии обуславливает использование различных видов топлива (газа, мазута и угля) в качестве основного сырья, а также значительный расход воды на технологические и хозяйственные нужды. Все используемое сырье и материалы полностью соответствует существующим национальным стандартам и не содержит полихлорированных бефинилов (ПХБ) и аналогичным им веществ. На электростанциях ОАО «Мосэнерго» в качестве основного топлива используется газ, который является одним из наиболее чистых видов ископаемого топлива. По сравнению с другими видами топлива при его сжигании образуется значительно меньше веществ, загрязняющих атмосферу. Кроме газа в качестве основного и резервного топлива на двух теплоэлектростанциях Московской области (ТЭЦ-17 и ТЭЦ-22) возможно использование твердого топлива. До 2005 г. в топливном балансе по Московской области как твердое топливо фигурировали торф и уголь, а последующие годы — только уголь. На большинстве электростанций ОАО «Мосэнерго» аварийным и резервным топливом является мазут [3].

На сегодняшний день Россия и Европа располагает современными техническими и конструктивными решениями, позволяющими значительно повысить уровень надежности и экономичности тепловых сетей. Большей частью таких решений пройдено опытное опробование, показана высокая эффективность, что привело к широкому внедрению в тепловых сетях «Мосэнерго». Прежде всего, новые технологические и конструктивные решения в себя включают:

1.         Использование конструкции теплопровода типа «труба в трубе» из пенополиуретановой изоляции с гидрозащитной полиэтиленовой оболочкой.

Данные конструкции предусматривают использование не только изначально изолированных пенополиуретаном и заключенных в полиэтиленовую оболочку труб, но и всех компонентов (отводов, тройников, неподвижных опор, шаровой арматуры бескамерной установки, компенсаторов и др.), которые прокладываются непосредственно в грунте, безканально. Внешние вредные воздействия на трубопровод практически полностью отсутствуют в результате в ППУ изоляции повреждаемость трубопровода намного ниже, чем у традиционных конструкций.

Кроме этого, встроенная система контроля состояния изоляции (без резкого увеличения стоимости), способствующая оперативному выявлению наличия повреждений и определению его места с высокой точностью, оснащая трубопроводы, еще больше повышает надёжность. В настоящий момент тепловые сети ОАО «Мосэнерго» располагают более чем 19 км теплотрасс типа «труба в трубе». На 78 участках, которые оснащены системами контроля, текущая проверка состояний изоляции происходит один раз в неделю на контрактной основе независимыми организациями. При этом в течение года выявлены 10 случаев, когда срабатывала система контроля, вызванная как при повреждении полиэтиленовой трубы во время производства строительных работ, так и при неисправности устройств контроля.

Что касается теплоизоляционных свойств новых технологий, то в 1997 г. были проведены испытания на выявление тепловых потерь участка теплопровода длиной 683 м диаметром 125 мм показавшие, что фактические тепловые потери в 1,7 раза меньше нормативных, которые рассчитаны по «Нормам проектирования тепловой изоляции» и СНиП 2.04.14–88. Имеется наличие полностью разработанной НТД для проектирования, сооружения и ремонта тепловых сетей с ППУ изоляцией типа «труба в трубе».

В Москве найдено применение конструкциям, как приобретаемым за рубежом (АББ, Манесман, Тарко), так и изготавливаемым на московском заводе ЗАО «МосФлоулайн». Причем отдельные элементы теплопроводов (система контроля, шаровая арматура, компенсаторы) комплектуют по кооперации, как российские предприятия, так и с европейские. Конечно, чтобы применять такие конструкции требуется повышение технологических дисциплин при строительствах и ремонтах тепловых сетей, но из-за этого не стоит применять устаревшие конструкции, не обеспечивающие необходимую надежность теплоснабжения [5].

2.         Исключение потерь сетевой воды, применяя шаровые запорные аппаратуры безкамерной установки. При этом происходит компенсация более высокой стоимости шаровой арматуры из-за отсутствия затрат на сооружения камер.

3.         В качестве секционирующих задвижек применяются шаровые запорные арматуры, имеющие большой диаметр и гидравлические сопротивления намного ниже, чем у шиберных арматур. При этом для сооружения тепловых сетей в диаметре 800 мм и более пропадает необходимость построения наземных павильонов.

4.         Полное исключение потерь сетевой воды, вызванное применением вместо сальниковых — сильфонных компенсаторов, которые не требуется обслуживать. В 1993 г. во время нового строительства, реконструкции и капитального ремонта тепловых сетей были полностью исключены сальниковые компенсаторы, и начаты массовые установки сильфонных компенсаторов производства Санкт-Петербургского АО «Металкомп». Всего в 1997 г. установлено 386 единиц сильфонных компенсаторов. Общее число установленных на сетях сильфонных компенсаторов составляет 1353 единицы, в том числе диаметром 800–1400 мм-556 единиц. В результате применения сильфонных компенсаторов была сокращена удельная утечка сетевой воды с 3,55 л/м³·ч в 1994 г. до 2,75 л/м³·ч в 1997 г., а абсолютные величины подпитки составили 92,4 млн.т в 1994 г., 89,9 млн.т — в 1995 г., 82,9 млн. т — в 1996 г. и 75,4 млн.т в 1997 г.

5.         Снижение скоростей внутренних коррозий трубопроводов тепловых сетей.

Внутренняя коррозия повреждает тепловые сети около 30 % от общего числа. Исследования, которые были проведенны ВТИ, показали, что наиболее эффективное снижение скорости внутренней коррозии наблюдается при повышении рН сетевой воды до 9,5–9,8. В двух районах, которые теплоснабжаются от ТЭЦ 12 и ТЭЦ 22, рН сетевой воды уже доведены до 9,5–10,0. На оставшихся ТЭЦ происходит проведение работ по повышению рН до 9,5–9,8 [8].

6.         Применяются частотные преобразователи для автоматического регулирования производительности насосных станций, которые изменяют частоту вращения агрегатов, автоматизацию систем управления и защиты НПС, применяя микропроцессорную технику, позволяющую значительно повысить надежность работы и обеспечить управление и самозапуск НПС с РДП без постоянного контроля дежурного персонала на них. В тепловых сетях во время реконструкций насосных станций были внедрены частотные регулирования производительности.

7.         Применяются в эксплуатационных районах системы АСДУ которые базируются на вычислительной технике, позволяющей обеспечить качество теплоснабжения на более высоких уровнях. Для того чтобы повысить надежность и экономичность централизованных теплоснабжений городов в новом тысячелетии (до 2000 г.), специалисты должны были разработать целевую комплексную нормативно-техническую документацию. Созданный целостный пакет нормативных документов может позволить вывести из тупика системы централизованных теплоснабжений и способствует организации в России производства по изготовлению элементов и узлов, которые обеспечивают надежную работу тепловых сетей [1].

Литература:

1.                  Банк России [Электронный ресурс]: сайт. — М., 2000–2010. — Режим доступа: http://www.cbr.ru.

2.                  Балашов А. И Управление человеческими ресурсами. Учебное пособие. Стандарт третьего поколения. — СПб.: 2011.

3.                  Ефинов Е. Н., Патрушива С. М., Панфелова Л. Ф., Хажиева Л. И. Информационные системы. Экономика. Учебное пособие. — М.: Март, 2010.

4.                  Зарницына К. Управление проектами на предприятии: оценка эффективности // Проблемы теории и практики управления. — 2013. — № 7. — С. 106–111.

5.                  Котляров И. Д. Маркетинг: учебное пособие. — М.: ЭКСМО, 2010.

6.                  Ким С. А. Маркетинг: Учебник. — М.: Издательский дом «Дашков и К», 2010.

7.                  Юрьева Т. В. Управление проектами и приоритетными программами // Экономический анализ: теория и практика. — 2012. — № 36. — 23–29.

8.                  Юров А. В. Наличное денежное обращение в России: на пути совершенствования и развития // Деньги и кредит. — 2009. — № 8. — С. 14–16.