8. Расчет и себестоимости единицы энергии

Порядок расчетов. Целью данного раздела курсового проекта является обобщение технических и экономических показателей работы ЭК, когда себестоимость производства, передачи и распределения единицы энергии в энергосистеме определяется стратегией использования ресурсов и управления режимами работы энергетических предприятий.

Основными документами по планированию и учету затрат энергоснабжающей организации являются:

1. Смета затрат, которая формируется из статей расходов.

2. Калькуляция себестоимости энергии.

В рамках данного курсового проекта основой расчета издержек и себестоимости единицы энергии является формирование экономических элементов «Сметы затрат на производство, передачу и распределение энергии». Для упрощения расчетов предлагается принять следующую структуру издержек: топливо, заработная плата, начисления на заработную плату, амортизация, отчисления в ремонтный фонд, прочие издержки.

Ниже представлены расчетные выражения для определения составляющих издержек электростанций, не рассчитанных в других формах:

• издержки на заработную плату = * * * , руб;

• - начисления на заработную плату (социальное и медицинское страхование, отчисления в Пенсионный фонд и Фонд занятости) – 30,2 % от заработной платы;

• амортизация = * * /100*10³, руб;

• отчисления на ремонт (отчисления в ремонтный фонд учитывают все виды затрат в соответствии с их классификацией - капитальные, средние, текущие, типовые и сверхтиповые и т.д.) = * * /100*10³, руб;

• прочие издержки: = 0.2…0.25*( + + + ), руб.

В приведенных выше выражениях использовались следующие условные обозначения: - удельные капитальные вложения, руб/кВт; - установленная мощность, МВт; , - норма отчислений на амортизацию (на реновацию) и на ремонт соответственно, %; - штатный коэффициент, чел/МВт; - средняя заработная плата на 1 человека за период, руб; - районный коэффициент (по заработной плате).

Все перечисленные статьи затрат относятся к условно-постоянным:

= + + + + , руб;

Результаты расчета условно-постоянных издержек по станциям системы представляются в виде таблицы 8.1.

Таблица 8.1.

Расчет условно – постоянных издержек по предприятиям ЭС

Статьи калькуляции	Расчетная формула	ГЭС	КЭС	ТЭЦ	ПЭС
Заработная плата	= * *	–
Начисления на з/п		–
Амортизация	= * *
Ремонт	= * *	–
Прочие	= 0.2…0.25*( + + + )	–
Эксплуатационные издержки ГЭС			–	–	–
Итого, тыс.руб.

Себестоимость единицы электрической энергии КЭС, отпущенной с шин:

= ( + )*10²/ *(1 - /100), коп/кВт*ч.

Себестоимость единицы электрической энергии ГЭС:

= *10²/ *(1 - /100), коп/кВт*ч.

Себестоимость энергии ТЭЦ. Проблема разнесения издержек такого комплексного объекта, как ТЭЦ, по видам продукции остается актуальной и сегодня. По существу, это отдельная самостоятельная задача, которая может быть проработана в курсовой работе по заданию преподавателя.

Ниже приведена последовательность расчета себестоимости единицы электрической и тепловой энергии ТЭЦ, где по энергетическому методу расход топлива распределен между видами энергии. С учетом соотношений расходов топлива распределяются условно-постоянные издержки ТЭЦ и определяется себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин ТЭЦ:

= ( * + * / )*10²/ , коп/кВт*ч.

Себестоимость производства единицы тепловой энергии, отпущенной с коллекторов:

= ( * + * / )/ , руб/Гкал.

.

Расчет себестоимости энергии (на стадиях планирования и отчетности) выполняется в интервале год-квартал.

Определение себестоимости энергии по энергосистеме. Себестоимость единицы электрической энергии, полезно отпущенной потребителям, включает все издержки ЭЭС, отнесенные на производство электроэнергии, ее передачу, долю общесистемных затрат на управление, стоимость покупной энергии и мощности:

=[( + + + )* + )]/[( + )*(1- /100)], коп/кВт*ч.

где ( + ) - энергия, отпущенная в сеть от собственных электростанций и покупная энергия; - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на электроэнергию (может быть принят равным =1.2); - коэффициент, учитывающий величину расхода электроэнергии на технологический транспорт; - издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии.

Издержки на передачу электрический энергии содержат ту же структуру постоянных затрат, что и издержки ЭЭС. Удельные показатели - капитальные вложения ( ), штатный коэффициент ( ) в исходных данных заданы на 100 условных технических единиц (УТЕ), учитывающих сложность управления объектом. За 1 УТЕ принята сложность управления 1 километром одноцепной ВЛ - 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. При углубленной проработке этого вопроса объем ПЭС в условных единицах рассчитывается с учетом протяженности сетей, уровней напряжения, технических параметров ВЛ и подстанций. Сложность управления 1 МВт приведенной установленной мощности электрической станции соответствует по сложности управления 100 УТЕ электрической сети.

Себестоимость единицы тепловой энергии, полёзно отпущенной потребителям энергосистемы от ТЭЦ:

= * / *(1- /100), руб/Гкал,

где - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС по предприятию тепловых сетей – ПЭС и на долю общесистемных затрат, отнесенных на тепловую энергию и предприятию тепловых сетей (для ориентировочных расчётов можно принять =1.3); - коэффициент, учитывающий величину расхода тепловой энергии на технологический транспорт ( = 10 %).

Для дефицитных АО-Энерго. Выработка электрической энергии ТЭЦ определяется на основе минимизации затрат на производство электрической энергии по переменной составляющей удельных затрат с учетом обеспечения технологического минимума нагрузки ТЭЦ в теплофикационном режиме:

- если переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу собственных ТЭЦ АО-Энерго выше отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ОРЭМ, объем покупки с ОРЭМ должен быть максимальным, а выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных станций – минимальна (сверх вынужденной конденсационной выработки);

- если переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу ниже отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ОРЭМ, выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных ТЭЦ должны быть максимальны.

Таким образом, переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу (руб/ МВтч или коп/кВтч) ТЭЦ сравнивается с отпускным тарифом оптового рынка. При ее оценке учитывается топливная составляющая производства электроэнергии в конденсационном режиме, увеличенная на коэффициент, учитывающий все оставшиеся переменные издержки (воду, химические реагенты и др.), величина которого составляет в среднем 1.1. Топливная составляющая производства энергии в конденсационном режиме определяется величиной удельного расхода условного топлива конденсационного режима и цены топлива. В результате решается вопрос о целесообразности производства электрической энергии на ТЭЦ в конденсационном режиме.

Для дефицитных АО-Энерго в курсовом проекте определяется объем покупной электрической энергии и мощности для зимнего и летнего периодов в соответствии с расчетами приходной части баланса мощности и энергии. Необходимо, кроме того, учесть возможности энергосистемы в наличии собственных резервных мощностей и проведении ремонтной компании.

Для избыточных АО-Энерго. Для избыточных энергосистем особую значимость приобретает стратегия энергокомпании на рынке электроэнергии, так как на первый план выходят такие экономические критерии, как максимум прибыли.

Для таких энергокомпаний необходимо сформировать предложения по продаже свободных объемов энергии и мощности на ОРЭМ с учетом цен, сложившихся на оптовом рынке.

С учетом необходимости формирования стоимости единицы мощности и энергии для потребителей ЭК в работе могут быть приняты следующие допущения:

- постоянные издержки энергокомпании относятся на мощность;

- переменные издержки – на энергию;

- прибыль, отнесенная на электрическую энергию, относится как на мощность, так и на энергию

По ГЭС в связи с недостаточной проработанностью механизмов рентных платежей, в том числе водного налога, условно-постоянные издержки переносятся на мощность и энергию в соотношении 0.95 – 0.05.

С целью снижения ставки на мощность в курсовом проекте предложено валовую прибыль, относимую на электроэнергию, распределять как на мощность, так и на электрическую энергию в равных долях – 0,5÷0,5. Такой подход позволяет снизить стоимость реализации мощности, тем самым обеспечивая большую вероятность участия генерации АО-Энерго на ОРЭМ.

Ниже приведены расчетные формулы для оценки уровней двуставочных тарифов на энергию.

Дефицитная АО-Энерго

Одноставочный тариф на электроэнергию, отпущенную потребителю включает годовые издержки по собственным энергообъектам и общесистемные расходы, прибыль и плату за покупку мощности и энергии на ОРЭМ (коп. /кВтч).

Тариф на мощность формируется с учетом совмещенных зимних и летних максимумов нагрузки потребителей, условно-постоянных затрат и доли прибыли (руб./кВт в месяц).

, руб/кВт в месяц

В тариф на электрическую энергию включены условно-переменные издержки, плата за покупную энергию на ФОРЭМ и долевая прибыль (коп./ кВтч).

Избыточная АО-Энерго

При формировании одноставочного тарифа и тарифа на мощность собственных потребителей с целью снижения условно-постоянных издержек необходимо учесть доходы от продажи мощности на ОРЭМ. Ниже приведены расчетные формулы для определения двуставочных тарифов избыточных энергокомпаний.

, руб/кВт в месяц

где - доходы от продажи мощности на ОРЭМ, величина которых определяется соответствующим тарифом на оптовом рынке и объемом максимальной нагрузки, реализуемым на оптовом рынке ( ). Учет доходов позволяет снизить долю постоянных издержек в тарифах собственных потребителей.

Все числовые расчеты тарифов должны быть представлены в пояснительной записке к работе!

Результаты расчета себестоимости и тарифов используются для формирования основных бюджетов – Бюджета доходов и расходов (форма 3) и Бюджета движения денежных средств (форма 4).