Тема 3: Ценообразование. Прибыль и рентабельность в энергетике.

3.1. Особенности ценообразования в энергетике. Понятие о прибыли и рентабельности.

Различают 2 основных вида цен:

1. оптовые цены предприятия.

2. Оптовые цены пром-ти.

1 - применяется для оплаты продукции реализованными предприятиями изготовителями: вкл. в себя прибыль и издержки произ-ва, необходимые для образования фондов экономического стимулирования.

2 - Сущ-ет для приобретения продукции торговли организациями в больших объемах. Как правило она м.б. несколько ниже оптовой цены предприятия.

В зависимости от порядка размещения расходов на транспортировку, различают следующие виды оптовых цен:

1. Франко-станция отправления – означает, что поставщик несет расходы на доставку продукции со своего склада до станции отправления.

2. Франко-станция назначения – включает транспортные расходы на доставку продукции до места нахождения потребителя.

При установке цены на э/э необходимо учитывать специфику энергетического произв-ва, и в первую очередь зависимость режима работы электоро энергосистемы от режима потребления энергии.

Поэтому одним из важнейших требований при определении цены э/э явл-ся стимулирование потребителей, т.е. чтобы потребители были заинтересованы больше потреблять э/э тем самым выравнивая график нагрузки.

Различают:

1. Балансовую (общую) прибыль.

2. Расчетную (чистую) прибыль.

Балансовая прибыль образуется как разность между доходом от реализации продукции и издержками.

Д = Эотп.* Тээ.+Qотп.* Ттэ.,

Где Э и Q – отпуск э/э и тепла потребителям. Часть балансовой прибыли поступает в бюджет Гос-ва, образуя чистый его доход. Поэтому остальная прибыль у предприятия наз-ся чистой или расчетной прибылью:

Прасч. = Пт. – Н - Пкр.,

Где Пкр. – плата за кредит,

Н – налоги.

Чистая прибыль остается в планово-экономическом отделе (ПЭО) и распространяется между разными фондами. Размеры этих фондов рассчитываются по нормативам в зависимости от уровня используемых фондообразующих показателей.

На практике важно иметь представление об эффективности произ-ва, что показывает рентабельность.

Рентабельность – есть отношение среднегодовой прибыли к среднегодовой стоимости ОФ и нормируемых оборотных средств.

Re = П/(ко.ф.+кнор(общ).).

В зависимости от прибыли различают рентабельность:

1. балансовую.

2. чистую.

Для энергетики нормативный коэф. эффективности Ен.= 0.12 – нормативная величина рентабельности.

Произв-во с Ен.> 0.12 – будет рентабельным, если меньше, то нерентабельное.

3.2 Система тарифов на электроэнергию.

В настоящее время сущ-ет:

1. одноставочная.

2. двухставочная.

3. многоставочная.

Одноставочный тариф – это простейшая система тарифов при которой размер платы за потребляемую э/э определяются по 1 ставке, пропорционально кол-ву потребленной э/э. этот тариф дифференцирован. Для различных потребителей он разный. Дифференциация одноставочного тарифа обусловлена разными затратами, разным кол-вом потребляемой э/э, разными субъектами хозяйствования.

Применяется для:

1 . бытовых потребителей.

2. Гос. учреждений.

3. общественных организаций.

4. для маломощных пром. предприятий (с присоединенной мощностью менее 750 кВт*А).

5. для с/х потребителей.

6. так же для потребителей, график, нагрузки которых имеет достаточно определенный хар-р (ж/д и городской транспорт).

Недостатками явл-ся то, что он не учитывает режима потребления э/э, Для разных потребителей он одинаковый.

Двухставочный тариф применяется для подавляющего большинства предприятий и размер годовой платы определяется по выражению:

П=Рмах.*а + Эгод.*в ,где

Рмах. – мах. заявленная мощность предприятия, участвующая в максимуме нагрузке энергосистемы.

Эгод. – кол-во потребленной э/э.

а и в – основная и дополнительная ставки за э/э.

Цена 1 кВт*ч при 2-х ставочном тарифе определяется из выражения:

Тээ(2-х).= Рмах./(Рмах(ээс).*hмах.)*а + в =(К/ hмах.)*а + в, где

Рмах(ээс). – мах. нагрузка энергоэлектросистемы.

hмах. – число часов мах. нагрузки для предприятия.

К – отношение Рмах./ Рмах(ээс). – коэф. участия в максимуме нагрузке.

Достоинства то, что применение платы за потребленную и мах. мощ-ть э/э стимулирует потребление и смещает во времени мах. нагрузки, принимающие участие в мах. нагрузке энергосистемы.

Вместе с тем для отдельных энергоемких предприятий в основном хим. и металлургической пром-ти.

2-х ставочной тариф оказывается не совсем приемлемым из-за большого числа часов мах. мощности.

Д ля таких предприятий применяют многоставочные тарифы, дифференцированные по времени суток, по присоединенной мощности, по виду отросли, и по зонам.

При расчете размера основной ставки учитывают постоянные расходы энергосистемы, поэтому в основном зависимость основной ставки, получается, от установленной мощ-ти ЭС и ОФ (объема) электросетей, т.е. чем больше установленная мощ-ть, и чем больше ОФ, тем ставка выше.

Величина дополнительной ставки зависит в первую очередь от переменной слагаемой использования т-ва.

На январь 2004 г. установлены следующие величины основной ставки:

1. для предприятий с присоединенной мощностью свыше 750 кВт*А – величина составляет – 9314 рублей за кВт установленной мощности.

2. для предприятий с установленной мощностью менее 750 кВт*А – величина составляет 105 рублей за кВт заявленной мощности.

Величина дополнительной ставки ~4-5 центов за кВт*ч.