5. Расчет издержек предприятия на зарплату рабочим энергетического предприятия

Заработная плата промышленно-производственного персонала:

• рабочие подстанций, рабочие энергоснабжающей организации.

,

где N_уст – установленная мощность подстанции или станции, производящей электроэнергию.

Ф – фонд з/п на одного рабочего по средней тарифной ставке;

n_N – удельное число ППП (количество людей необходимое для обслуживания единицы мощности).

• Рабочие, обслуживающие ЛЭП

,

где L – длинна ЛЭП;

Ф – фонд з/п на 1 человека по средней тарифной ставке;

n_L – удельная численность персонала необходимого для обслуживания 1 км ЛЭП.

6. Отчисления в социальные фонды

Предприятие делает отчисления в общественные фонды социально страхования и обеспечения для покрытия затрат государства на социальную инфраструктуру (здравоохранение, пенсионное обеспечение, социальную помощь)

,

где Ф_пр – фонд з/п всего предприятия (среднегодовой);

_i – ЕСН (социальные отчисления) в процентах (26 %) в т.ч..

• в ФОМС (на здравоохранение)- 2,8%

• в ФСС (выплаты неработающему населению, пенсии по инвалидности, стипендии, отпуск) - 3,2%

• в пенсионный фонд на выплаты пенсий по старости-20 %.

7. Производительность труда и показатели ее характеризующие

Под производительностью труда понимается эффективность (результативность) труда в процессе производства продукции. Для измерения производительности труда в энергетике используют различные подходы.

В общем виде производительность труда представляет собой отношение объема произведенной продукции к затратам овеществленного и живого труда. Показателем оценки производительности труда является отношение выработки электроэнергии за год (Wгод) или средней установленной Nу к среднесписочной численности ППП Чср.сп.:

- для электростанции

= или = ;

- для энергообъединения (энергсистемы)

= ,

где - приведенная мощность i-й электростанции, входящей в энергообъединение, -среднесписочная численность j-го объекта (электростанций, сетевых предприятий), входящих в энергообъединение; и - соответственно условная мощность электрических и тепловых сетей, которые определяются по следующим формулам

= ,

= ,

где и - годовые объемы работ по обслуживанию электрических и тепловых сетей энергосистем.

Однако для энергетиков такое определение производительности труда нехарактерно, поскольку этот показатель зависит не столько от затрат труда, а большей частью от сезонности, природных климатических условий и др.

Более показательной является оценка производительности труда по коэффициенту обслуживания (методика 1982 г)

или

где N_прв – приведенная мощность электростанций; – количество единиц обслуживаемого энергетического оборудования, приведенное к общим единицам (единицам ремонтности, человеко- или нормо-часам).

Приведенная мощность электростанций

Nпрв = Nу +ΔNтип + ΔNтоп,

где Nу- установленная мощность;

ΔNтип и ΔNтоп – поправки на тип электростанции и на вид сжигаемого топлива:

ΔNтип = Nтэц (_ТЭЦ -1) + Nгэс (_ГЭС-1),

ΔNтоп = Nб.у (_б.у -1) + Nсл (_СЛ-1) + Nм (_М-1) + Nг (_Г -1)

где _ТЭЦ, _ГЭС, _б.у, _СЛ, _М, _Г – поправочные коэффициенты, которые берутся из соответствующих таблиц-справочников;

Nтэц, , Nгэс, Nб.у, Nсл, Nм, Nг –установленные мощности соответственно электростанций по типу и по виду сжигаемого топлива.

Таблица

Поправочные коэффициенты на тип электростанции и вид сжигаемого топлива

Тип электростанции	Поправка на тип	Вид топлива	Поправка на вид сжигаемого топлива
ГРЭС	ГРЭС = 1,0	Каменный уголь, антрацит	к.у = 1,0
ТЭЦ	ТЭЦ = 1,2	Бурый уголь (б.у)	б.у = 1,2
ГЭС	ГЭС =0,5	Сланец	СЛ = 1,3
		Мазут	М = 0,9
		Газ	Г = 0,8

В 1986 г. Минэнерго СССР была предложен следующая формула расчета коэффициента обслуживания:

,

где - средняя за рассматриваемый период (год, квартал, месяц) установленная мощность, МВт; Чср.сп – среднесписочная численность ППП;

и - фактический и плановый коэффициенты эффективности использования установленной мощности электростанций.

При расчете плановой величины коэффициента обслуживания фактический коэффициент эффективности принимается равным плановому.

Схема управления энергетикой России

До 1992 года электроэнергетика принадлежала государству, существовала вертикальная схема управления электроэнергетикой

Министерство
ЕЭС России
Потребители

В результате проведенной в 1992-99 году реформы, электроэнергетика была частично приватизирована. В 100 процентной собственности государства осталась только атомная энергетика. Государство сохранило от 20-52 % акций электроэнергетики, поэтому существует контроль за развитием энергетики и ценообразованием.

Законодательное и нормативно-правовое управление электроэнергетикой осуществляется при помощи федеральных законов, принимаемых Гос. Думой, указов Президента РФ, постановлений и распоряжений Правительства РФ, а ценовое регулирование обеспечивается постановлениями и распоряжениями ФЭК и РЭК. Стратегическое управление отраслью осуществляется через принадлежащий государству контрольный пакет акций РАО «ЕЭС России».

АО-Энерго в основном под контролем предприятия РАО «ЕЭС России».

ЕЭС России включает несколько сотен электростанций общей мощностью 196,7 млн. кВт, в том числе ТЭС и ТЭЦ –131,9 млн. кВт, ГЭС - 43,6 млн. кВт, АЭС – 21,3 млн. кВт, ЛЭП общей протяженностью 2,5 млн. км.

Общая работа около 500 тепловых, 9 атомных и более 100 гидроэлектростанций позволяет реализовать преимущества совместной работы:

• снижение суммарной нагрузки максимума нагрузки электростанций на 5 млн. кВт,

• сокращение потребности в установленной и резервной мощности электростанций на 10-12 млн. кВт,

• возможность распределения нагрузки между электростанциями с целью сокращения расходов топлива,

• маневрирование топливно-энергетическими ресурсами,

• применение крупноблочного высоковольтного генераторного оборудования,

• поддержание высокого уровня надежности и живучести эенргообъединений.

Управление режимами ЕЭС России осуществляется из ЦДУ, а режим работы электростанций ОЭС – из ОДУ (объединенных ДУ).