- •3.2. Курс лекций по дисциплине
- •Тема 1. Топливно-энергетический комплекс (тэк) и его организационно-производственная структура
- •1.1. Виды и формы предприятий отраслей тэк
- •1.2. Состав и структура тэк
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы:
- •Тема 2. Основные направления развития электроэнергетики России
- •2.1. Основные этапы развития электроэнергетики России
- •2.2. Современное состояние электроэнергетики и перспективы развития
- •Инвестиционные потребности электроэнергетики, млрд.Дол.
- •Прогноз цен на основные энергоносители (без учета инфляции)
- •2.3. Реструктуризация электроэнергетики
- •2.4. Субъекты электроэнергетики России, формируемые в процессе реформы Генерирующие компании
- •Оптовые генерирующие компании (огк)
- •Территориальные генерирующие компании (тгк)
- •Состав тгк
- •Региональные генерирующие компании (ргк)
- •Инфраструктурные компании
- •Федеральная сетевая компания и Межрегиональные магистральные сетевые компании
- •Распределительные компании
- •Администратор торговой системы (атс)
- •Сбытовые компании
- •Холдинг гарантирующих поставщиков, изолированных ао-энерго
- •Ремонтные и сервисные структуры
- •Формирование конкурентного рынка электроэнергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема3. Производственные фонды энергетики
- •Ориентировочная структура основных производственных фондов в промышленности, %
- •3.2. Амортизация основных производственных фондов
- •3.3. Оборотные фонды и оборотные средства
- •Структура нормируемых оборотных средств энергетических предприятий, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 4. Нормирование и оплата труда на энергетическом предприятии
- •4.1. Организация труда в электроэнергетике
- •4.2. Планирование численности персонала
- •4.3. Заработная плата на энергетических предприятиях
- •4.4. Пути повышения производительности труда в энергетике
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 5. Себестоимость производства и передачи энергии
- •5.1. Классификация производственных затрат
- •5.2. Деление текущих затрат на условно-постоянные и условно-переменные
- •5.3. Себестоимость электрической энергии на конденсационных электростанциях
- •5.4. Себестоимость электрической и тепловой энергии на теплоэлектроцентралях
- •Особенности зарубежных методов разнесения затрат Франция
- •Германия
- •5.5. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии
- •Структура потерь электроэнергии, %
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Глава 6. Финансирование электроэнергетики и электроснабжения в условиях рыночных отношений
- •6.1. Капиталовложения и их структура
- •6.2. Стадии проектирования. Характеристика затрат
- •6.3. Сметы на строительство энергопредприятий
- •6.4. Приближенные методы определения стоимости строительства
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 7.Экономическая оценка инвестиций
- •7.1. Методика определения экономической эффективности инвестиционных проектов
- •Методы дисконтирования Чистая приведенная стоимость (Net Present Value)
- •Индекс рентабельности инвестиций (Profitability Index)
- •Внутренняя норма прибыли (Internal Rate of Return)
- •Дисконтированный срок окупаемости (Discounted Payback Period)
- •Простые (статические) методы
- •Простая норма прибыли
- •Простой срок окупаемости капитальных вложений
- •7.2. Источники финансирования капитальных вложений
- •7.4. Бизнес-план
- •Социальная реакция отражает информацию о социальной реакции на строительство (расширение, реконструкцию) энергообъекта, характеризующая:
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 8. Ценообразование в электроэнергетике
- •8.1. Понятие цены и тарифа
- •8.2. Методика расчета потребительских тарифов на энергию
- •8.3. Основные направления совершенствование тарифов
- •8.4. Прибыль и рентабельность в электроэнергетике
- •8.5. Ценовая политика энергокомпании
- •Контрольные вопросы:
- •Используемая литература
- •Тема 9. Основы организации ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.1 Организация ремонтного обслуживания энергетического оборудования.
- •9.2.Основные принципы организации планово – предупредительного ремонта.
- •9.3.Способы ремонта энергооборудования.
- •9.4.Планирование ремонтов.
- •Контрольные вопросы.
- •Список используемой литературы:
- •Тема 10. Энергетический маркетинг
- •10. 1. Особенности маркетинга в электроэнергетике
- •10.2. Маркетинговые исследования на энергетическом предприятии
- •Примеры предварительных и заключительных маркетинговых исследований
- •10.3. Прогнозирование спроса на электроэнергию
- •10.4. Эластичность спроса на электроэнергию
- •Эластичность спроса в зависимости от цен на электроэнергию в одном из
- •10.5. Связи с общественностью
- •Контрольные вопросы:
- •Список используемой литературы
- •Тема 11. Управление спросом на энергию
- •11.1. Способы управления спросом
- •11.2. Стимулирование деятельности по управлению спросом
- •11.3. Мониторинг энергоэффективности
- •Контрольные вопросы Список используемой литературы:
- •Тема 12. Организация сбыта энергии
- •12.1. Функции и организация структуры энергосбытовых подразделений
- •12.2. Система учета энергопотребления
- •12.3. Надежность энергоснабжения
- •12.4. Качество энергии
- •Контрольные вопросы:
- •Список использованной литературы
- •1.Сборник задач и деловые игры по экономике и управлению энергетическим производством/ п.П. Долгов и др.- м.: Высш. Шк. ,1991
- •Тема 13. Управление энергетическим предприятием
- •13.1 Видение перспективы
- •13.2. Концепция управления
- •13.3 Миссия энергетического предприятия
- •13.4. Корпоративные цели
- •13.5. Стратегия менеджмента
- •1. По объекту
- •3. По менеджерскому поведению
- •4. По темпу осуществления организационных изменений
- •5. По предметному содержанию
- •13.6. Политика менеджмента
- •Вопросы и задания для обсуждения
- •Список используемой литературы:
5.3. Себестоимость электрической энергии на конденсационных электростанциях
Себестоимость продукции − стоимостная оценка используемых в процессе производства продукции природных ресурсов, сырья материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию.
Себестоимость энергетической продукции и издержки ее производства входят в состав основных показателей деятельности энергопредприятий.
Издержки производства планируются составлением сметы затрат. Планирование издержек необходимо и для определения расчетного объема финансовых средств энергоснабжающих организаций, включающего себестоимость и прибыль по основным видам энергетической продукции за планируемый период. Смета затрат составляется, как правило, на год с использованием прогнозных цен, тарифов и других стоимостных оценок. Периодически смета уточняется (ежеквартально или ежемесячно) в связи с изменением цен, тарифов, уровня оплаты труда и других факторов, обусловленных состоянием экономической и финансовой среды. При проведении анализа финансово-хозяйственной деятельности сопоставляются в том числе плановые и фактические показатели себестоимости энергетической продукции.
Состав издержек зависит от типа, состава и уровня энергетического объекта.
В качестве объектов могут рассматриваться РАО «ЕЭС России», АО-энерго, электростанции, предприятия электрических сетей (ПЭС), предприятия тепловых сетей (ПТС).
Затраты РАО «ЕЭС России» включают:
, (5.3.1)
где ΣИс − затраты по отдельным энергосистемам (АО-энерго), входящих в состав РАО «ЕЭС России»; − издержки по сетям РАО «ЕЭС России»; − издержки по электростанциям, входящим в состав РАО «ЕЭС России» как самостоятельные хозяйственные единицы; − издержки на содержание ЦДУ ЕЭС России; − общехозяйственные издержки РАО «ЕЭС России».
Указанный состав издержек обусловлен соединением в единый комплекс генерирующих, передающих и распределяющих звеньев.
Уровни издержек и себестоимости по отдельным энергосистемам зависят от состава, входящих в АО-энерго электростанций, участвующих в покрытии единого графика нагрузки.
Работа по единому графику нагрузки обусловливает колебание уровня себестоимости электроэнергии, производимой на отдельных электростанциях и в энергосистеме в целом в зависимости от степени их участия в покрытии единого для объединений энергосистем графика нагрузки.
Себестоимость электроэнергии зависит от:
природных факторов (наличия гидроресурсов, запасов органического топлива и т.д.);
режима электропотребления;
конфигурации сети, ее протяженности, плотности электрических нагрузок;
структуры генерирующих мощностей;
оптимизации режимов работы электростанций.
При определении издержек производства для АО-энерго учитываются затраты по всем электростанциям, ПЭС и ПТС, входящим в их состав:
, (5.3.2)
где − суммарные издержки по электростанциям, входящим в состав АО-энерго; − суммарные издержки по ЛЭП и подстанциям (ПЭС), входящим в состав АО-энерго; − суммарные издержки по ПТС, входящим в состав АО-энерго; − общесистемные издержки АО-энерго; − издержки на оплату покупной электроэнергии от параллельно работающих АО-энерго.
При составлении сметы издержек по энергетической системе учитываются следующие статьи затрат:
, (5.3.3)
где Ит − издержки на топливо на технологические цели; Ив − затраты на воду, включая платежи в бюджет за водопользование; Исм − затраты на сырье и материалы, в основном для проведения ремонтных работ; Ивсп − затраты на вспомогательные (смазочные, обтирочные и прочие) материалы; Иусл − затраты на услуги производственного характера; Иот − затраты на оплату труда; Исоц − отчисления на социальные нужды; Иам − амортизация основных средств; Ипок − стоимость покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды; Ипр − прочие затраты.
Потребность в средствах на оплату топлива на технологические цели определяется на основании нормативов удельных расходов топлива на производство электрической энергии и теплоты, рассчитываемых на базе нормативных энергетических характеристик энергетического оборудования и планируемого режима работы оборудования, с учетом прогнозируемых цен на топливо и тарифов на перевозки. Нормативные энергетические характеристики энергетического оборудования электростанций утверждаются РАО «ЕЭС России» (АЭС − по согласованию с концерном «РОСЭНЕРГОАТОМ»).
Годовой планируемый расход топлива, определяемый по нормативным удельным расходам топлива, составит:
, (5.3.4)
где − нормативные удельные расходы топлива на единицу электроэнергии и теплоты; Эг, Qг − планируемые объемы производства электроэнергии и теплоты.
Издержки на топливо с учетом потерь при транспортировке определяются по формуле
Ит=Вг(1 + αп)Цт/αк, (5.3.5)
где αп − коэффициент, учитывающий потери топлива при транспортировке; Цт − прогнозная цена топлива с учетом транспортных расходов, руб/т, руб/тыс. м ; αк − калорийный эквивалент.
Затраты на сырье, основные и вспомогательные материалы рассчитываются по действующим нормам и нормативам с учетом прогнозируемых на планируемый период цен и тарифов на используемые сырье и материалы.
Расчет затрат на услуги производственного характера производится исходя из необходимости проведения регламентных (ремонтных и других) работ с учетом прогнозируемых цен и тарифов на оказываемые услуги.
Расчет расходов на оплату труда персонала, занятого в основной деятельности, определяется по отраслевым тарифным соглашениям. Методика расчета средств, направляемых на оплату труда, утверждается ФЭК России.
Издержки на заработную плату персонала ТЭС могут быть определены на основе среднего фонда оплаты труда и штатного коэффициента:
Иот=nштNуФ, (5.3.6)
где nшт − удельная численность персонала; Nу − установленная мощность ТЭС; Ф − годовой фонд заработной платы одного работающего, млн. руб/(чел.∙год).
Отчисления на социальные нужды, в том числе отчисления на социальное страхование, в фонд занятости, в пенсионный фонд, на обязательное медицинское страхование и другие отчисления, предусмотренные, действующим законодательством производятся на основе установленных нормативов отчислений от фонда оплаты труда, с учетом нормативных правовых актов, действующих на территории России:
, (5.3.7)
где − нормативы отчислений в социальные фонды.
Расчет амортизации основных средств на их полное восстановление (реновацию) производится по нормам амортизационных отчислений, утвержденных Правительством России по видам основных средств и балансовой стоимости этих основных средств:
, (5.3.8)
где − норма амортизационных отчислений по i-й группе основных средств; Кi − балансовая стоимость по i-й группе основных средств.
Стоимость покупной энергии на производственные и хозяйственные нужды, в том числе стоимость покупной электроэнергии и мощности и теплоэнергии, получаемых с ФОРЭМ (Федерального оптового рынка электроэнергии и мощности) или от других производителей энергии рассчитывается исходя из утвержденного Федеральной энергетической комиссией (ФЭК) баланса энергии и мощности и уровня утвержденных ФЭК тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемую с ФОРЭМ.
В составе прочих издержек учитываются следующие составляющие:
, (5.3.9)
Ицс − целевые средства энергоснабжающих организаций, которые формируются в соответствии с нормативами установленными действующим законодательством (в настоящее время в их состав включаются страховой фонд, инвестиционные средства, фонд средств на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, для финансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий); − амортизация по нематериальным активам, которая может быть определена по формуле ; ИПДВ − плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ, определяемая в соответствии с действующими экологическими нормативами Минэкологии, по формуле
, (5.3.10)
где − масса выброса за период, в размере не превышающем предельно допустимое значение по i-му элементу загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу, в водные источники или в почву; Пi− норматив платы за выбросы не превышающем предельно допустимое значение по i-му элементу; Кэс − коэффициент экологической ситуации района выброса;
Плата за сверхнормативные выбросы покрывается за счет чистой прибыли энергоснабжающих организаций.
Икр− оплата процентов за полученный кредит и по бюджетным ссудам, в части относимой в соответствии с действующим законодательством на себестоимость, не включаются в себестоимость проценты по инвестиционным кредитам, которые учитываются либо в составе капиталовложений до ввода объектов в эксплуатацию, либо покрываются за счет чистой прибыли;
Ипк − затраты на подготовку и переподготовку кадров;
Иап − абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, которая определяется по нормативам, утвержденным ФЭК России;
Изт − средства на создание сезонных запасов топлива, определяемые на основе проектных показателей по закладке топлива на осенне-зимний период и по содержанию госрезервов;
Инпр − непроизводственные расходы, в состав которых входят налоги и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себестоимости (например, транспортный налог, налоги, уплачиваемые в дорожные фонды);
Ирем − отчисления в ремонтный фонд, в случае его формирования.
Отчисления в ремонтный фонд рассчитываются в долях от балансовой стоимости основных средств энергопредприятий, млн. руб/год:
Ирем=kремК, (5.3.11)
где kрем − коэффициент отчислений в ремонтный фонд;
Потребность в финансовых средствах на проведение всех видов ремонтов рассчитывается на основе норм и программ проведения всех видов ремонтных работ и норм расходования материальных и трудовых ресурсов. Формирование ремонтного фонда обусловлено обеспечением более равномерного включения ремонтных затрат в течение года в издержки производства и устранения существенных колебаний по этой причине себестоимости энергетической продукции по месяцам года, в связи с тем, что основная масса ремонтов проводится в период весенне-летнего спала электрической нагрузки потребителей.
Идр − другие прочие затраты, определяемые исходя из действующих нормативных документов и отраслевых особенностей отнесения затрат на себестоимость продукции.
Состав издержек и методика определения отдельных составляющих зависит от типа энергетического объекта.
Процесс передачи и распределения электроэнергии совпадает во времени с процессом производства, поэтому затраты по ПЭС, осуществляющим транспорт электроэнергии учитываются в общих затратах энергосистемы (если они не являются автономными предприятиями). В любом случае издержки предприятий электрических сетей складываются из затрат по ЛЭП и передающим подстанциям:
ИПЭС=ИЛЭП+Ип ст, (5.3.12)
где Илэп − издержки по линиям электропередач; Ип ст − затраты на подстанциях.
В состав электрических сетей входят ЛЭП различных напряжений и назначений:
основные сети напряжением 220 − 750 кВ;
распределительные сети напряжением 6 − 110 кВ.
Функции распределительных сетей сводятся к передаче энергии от опорных подстанций к потребителям. Основные сети кроме этого выполняют ряд межсистемных задач: повышение надежности, устойчивости и экономичности энергосистемы.
В издержки на транспорт электроэнергии не включаются затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе электростанций. Эти затраты учитываются в составе издержек производства электроэнергии. Расходы на содержание подстанций потребителей также не подлежат учету в составе себестоимости передачи электроэнергии.
Передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и при трансформации. Поэтому стоимость потерь электроэнергии включается в состав ежегодных издержек.
Таким образом, издержки на передачу и трансформацию электроэнергии состоят из следующих элементов:
ИПЭС=Иэкс+Ипот
где Иэкс − годовые эксплуатационные расходы; Ипот − затраты, связанные с потерями электроэнергии при передаче и трансформации.
В свою очередь эксплуатационные затраты складываются из составляющих:
Иэкс=Иам +Иоб рем, (5.3.12)
где Иам − амортизационные отчисления на реновацию; Иоб рем − затраты на обслуживание, включающие издержки на заработную плату с начислениями, затраты на ремонты, стоимость израсходованных вспомогательных материалов и прочие затраты.
Издержки на обслуживание определяются по нормам затрат на обслуживание, выраженных в процентах от стоимости основных средств ПЭС (воздушных и кабельных линий, трансформаторных подстанций, распределительных пунктов и т.д.). Таким образом,
Иэкс = (Иам +Иоб рем ) КПЭС, (5.3.13)
где Ипэс− стоимость основных средств ПЭС; Иам− средняя норма амортизационных отчислений на реновацию ПЭС; Иоб рем − норма затрат на обслуживание и ремонты ЛЭП и подстанций.
Стоимость потерь электроэнергии оценивается по средней цене потерянного киловатт-часа (Цэ) и количеству потерянной электроэнергии (Эпот):
Ипот=ЭпотЦт, (5.3.14)
Количество потерянной электроэнергии может быть определено на основе технических характеристик ЛЭП и подстанций.
В целях более глубокого анализа процесса формирования себестоимости в энергосистемах используются аналитические группировки издержек по ряду признаков:
по отношению к технологическому процессу − основные и накладные;
по степени экономической однородности − одноэлементные и комплексные;
по способу включения издержек в себестоимость отдельных продуктов комплексного производства − прямые и косвенные;
по отношению к изменению объема производства − условно-постоянные и условно-переменные.