Экономика электроэнергетики

Экономика электроэнергетики

1. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор проекта надежного энергоснабжения района

1.2 Баланс электрической энергии компании

1.3 Баланс тепловой энергии компании

1.4 Определение выручки от реализации продукции ТГК

2. ФОРМИРОВАНИЕ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ТГК

2.1 Материальные затраты

2.2 Затраты на оплату труда

2.3 Отчисления на социальные нужды

2.4 Амортизация основных производственных средств

2.5 Плата за выбросы загрязняющих веществ в пределах ПДВ, относимая на себестоимость продукции

2.6 Командировочные расходы

2.7 Представительские расходы

2.8 Расходы на рекламу продукции и услуг

2.9 Затраты на подготовку и переподготовку кадров

2.10 Арендная плата

2.11 Водный налог

2.12 Абонентная плата за услуги РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развитию ЕЭС России

2.15 Земельный налог

2.16 Транспортный налог

2.17 Расходы на научные исследования и опытно-конструкторские работы

3. АНАЛИЗ БЕЗУБЫТОЧНОСТИ ТЕРРИТОРИАЛЬНОЙ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ

3.1 Распределение постоянных и переменных затрат ТГК между электрической и тепловой энергией

3.2 Построение графиков безубыточности по электрической и тепловой энергии

3.3 Анализ безубыточности ТГК

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ПРИЛОЖЕНИЯ

Актуальность темы

исследования. Реформа энергетики сформировала две области функционирования предприятий энергетики — конкурентную и монопольную. Если к первой области следует отнести Федеральный Оптовый Рынок

Электрической энергии и мощности (далее ФОРЭМ) — область конкурентной энергетики, то ко второй области следует отнести предприятия энергетики, функционирующие в области естественной монополии на региональном уровне. Если первая область, в силу конкурентных процессов на рынке электрической энергии, показывает рост эффективности производства энергии, то этого нельзя сказать о секторе региональной энергетики, где наблюдается постоянный рост тарифов, рост аварийности и снижение энергоэффективности. В соответствии с Федеральным законом РФ от 23 ноября 2009 года № 261 — ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» для предприятий энергетики определены следующие приоритеты: надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами, снижение рисков и недопущение кризисных ситуаций в сфере энергоснабжения, снижение удельных затрат на производство и потребление энергоресурсов. Сегодня в энергетической отрасли на предприятиях регионального уровня по ряду причин, в том числе и в связи с несовершенством организационно-экономического механизма управления предприятиями отрасли, продолжают сохраняться негативные тенденции. Особо отмечается конструктивное старение, рост степени износа оборудования и значительное его отставание от зарубежных аналогов, что не способствует обеспечению необходимых темпов экономического роста. Проведенный нами анализ показывает, что для электроэнергетической отрасли характерна отрицательная динамика показателей эффективности, в связи со снижением объемов инвестиционных потоков в отрасли, особенно в региональных энергетических комплексах. По нашему мнению, негативные тенденции в развитии предприятий связаны с форсированным переходом отрасли к рыночным отношениям.

Анализ ряда теоретических исследований проблем региональной энергетики свидетельствует о недостаточной разработанности методологических подходов к формированию институциональной среды функционирования предприятий энергетики, которая не соответствует особенностям управления естественными монополиями.

Необходимость создания высокоэффективного организационно-экономического механизма управления предприятиями энергетики в направлении повышения эффективности и устойчивого их функционирования определили выбор темы настоящего исследования.

Целью работы является практическое освоение методик повышения эффективности менеджмента генерирующей компании в части управления затратами, а так же обеспечения конкурентоспособности компании на рынке энергии и мощности.

Задачей работы является анализ установленной мощности, годовой выработке электроэнергии, отпуске тепла, перспективах спроса на энергию и развития генерации данной компании по конкретным данным.

Объектом исследования являются предприятия энергетики.

Предметом изучения являются организационно-экономические отношения, возникающие в процессе управления предприятием энергетики.

1. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ

1.1 Выбор проекта надежного энергоснабжения района

На территории Алтайского края функционируют 12 крупных и средних предприятий (организаций) и структурных подразделений промышленных предприятий, занимающихся вопросами производства, передачи и распределения электроэнергии и тепла, с общей установленной электрической мощностью 1654,7 МВт и тепловой мощностью 6730,5 Гкал/час.

Электросетевой комплекс края включает в себя 6 предприятий, в ведении которых находится более 67 тысяч километров линий электропередачи и более 15 тысяч подстанций различного класса напряжения. Основными электросетевыми компаниями края являются филиал ОАО «Межрегиональная распределительная сетевая компания Сибири» — «Алтайэнерго» и ОАО «Алтайкрайэнерго».

Из генерирующих основным является Барнаульский филиал ОАО «Кузбассэнерго» образовавшийся в результате реформирования ОАО «Алтайэнерго». В составе Барнаульского филиала ОАО «Кузбассэнерго» — Барнаульские ТЭЦ-1, 2, 3, Барнаульская теплоцентраль (БТЦ), Бийские тепловые сети. Суммарная установленная электрическая мощность предприятий Барнаульского филиала ОАО «Кузбассэнерго» составляет 772,2 МВт, а установленная тепловая мощность — 3503 Гкал/ч. Электрическая и тепловая мощность остальных генерирующих предприятий Алтайского края: ООО «Бийскэнерго» — 535 МВт/1613,5 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Алтай-кокс» — 200 МВт/466 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Алтайские гербициды» — 32,5МВт/227 Гкал/ч, ТЭЦ ОАО «Кучуксульфат» — 18 МВт/201 Гкал/ч, МУП «Рубцовский тепловой комплекс» — 61 МВт/365 Гкал/ч + 275 Гкал/ч, ГТ ТЭЦ-1 г. Барнаула — 36МВт/80 Гкал/ч.

В крае вырабатывается лишь половина необходимого количества электроэнергии, остальное он получает из Объединённой энергосистемы Сибири.

Повышение энергоэффективности в крае обеспечивается посредством выполнения комплекса программных энергосберегающих мероприятий. Их основной целью является сокращение потребления первичного топлива, электрической и тепловой энергии при сохранении надежного и качественного энергоснабжения потребителей, а также минимизация негативного воздействия на окружающую среду. С этой целью разработана и утверждена постановлением Администрации края от 28.12.2009 № 549 краевая программа «Повышение энергетической эффективности экономики Алтайского края и сокращение издержек в бюджетном секторе» на 2010 — 2012 годы.

В данной работе мы будем рассматривать Барнаульский филиал ОАО «Кузбассэнерго», а именно Барнаульскую ТЭЦ-1 .

Местоположение Барнаул, Алтайский край.

Ввод в эксплуатацию 1936 год.

Основное топливо природный газ, каменный уголь.

Котельные агрегаты 7 котлов.

Турбины 3 турбины.

Электрическая мощность 22 МВт

ТЭЦ-1 — крупное энергетическое предприятие в Барнауле, Барнаульский филиал ОАО «Кузбассэнерго». Находится в Октябрьском районе города.

Согласно плану ГОЭЛРО, сооружение ТЭЦ-1 в Барнауле началось в 1932 году и к весне 1936 года уже был запущен первый турбогенератор. В это время предприятие являлось ведомственной котельной Барнаульского меланжевого комбината.

С началом Великой Отечественной войны статус ТЭЦ-1 изменился, её перевели в подчинение наркомата электростанций и сделали самостоятельным предприятием. За годы войны проектная мощность станции была увеличена в три раза — с 12 000 до 36 тысяч кВт. Дальнейшее развитие осуществлялось по мере роста энергетических потребностей города. В 1949 году работало 7 котлоагрегатов общей производительностью 480 тонн пара в час и 5 турбин мощностью 36 МВт. В 1953 году установлен ещё один турбогенератор, увеличивший мощность ТЭЦ до 40 МВт.

С 1998 года 3 котла работают на природном газе. Налажено производство строительного камня из шлаковых отходов.

Сейчас ТЭЦ-1 и снабжает теплои электроэнергией население поселка Восточный, Вагоноремонтный завод и хлебокомбинат N 1.

На предприятии работает около 150 человек.

1.2 Баланс электрической энергии компании

энергоснабжение район выброс амортизация

Баланс энергии для территориальной генерирующей компании имеет вид:

ЭвырТГК+ЭпокОРЭ= ЭпродОРЭ + Эсн, млн.кВт.*ч/год

где:

ЭвырТГК — выработка электроэнергии электростанциями, входящими в состав ТГК;

ЭпокОРЭ — покупка электроэнергии на оптовом рынке электроэнергии и мощности;

ЭпродОРЭ — продажа электроэнергии территориальной генерирующей компанией на ОРЭ.

= +

=

где:

— полезный отпуск электроэнергии ТГК.

— продажа электроэнергии, купленной ТГК на оптовом

рынке.

Выработка электроэнергии электростанциями рассчитывается:

млн.кВт.*ч/год

где:

Nуn-установленная мощность станций n-го типа,

hуnчисло часов использования установленной мощности станций n-го типа, час/год.

По данным Приложения 1 имеем:

= 820*0,98*5400+ 820*0,012*3290+ 820*0,008*3100=

= 4 392 149,6 млн.кВт.*ч/год = 4392,15 Млрд.квт.час

Расход электроэнергии на собственные нужды электростанций ТГК определяется:

Эсн=Эснэ+ Эснq, млн. кВт*ч/год

где:

Эснэ — расход электроэнергии на собственные нужды КЭС, ГЭС и ТЭЦ, относимый на производство электроэнергии;

Эснq — расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ и котельных, относимый на отпуск тепла потребителям.

Расход электроэнергии на собственные нужды, относимый на производство электроэнергии, рассчитывается:

млн. кВт*ч/год

где:

n — тип электростанций;

— коэффициент расхода энергии на собственные нужды электростанций n-го типа, %;

— выработка электроэнергии электростанциями n-го типа, кВт.*ч/год.

В нашем случае:

=0,073*820*0,98*5400+0,064*820*0,012*3290+0,01*820*0,008*3100 = 319 054,39 млн.кВт.*ч/год

Расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ и котельных, относимый на отпуск тепла потребителям, определяется:

млн.кВт.*ч/год

где:

— удельный расход электроэнергии на отпуск Гкал тепла с коллекторов, кВт*ч/Гкал;

— годовой отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельных, Гкал/год.

Таким образом:

= 2550*50 = 127 500 млн.кВт.*ч/год

Расход электроэнергии на собственные нужды:

= 319 054,39 + 127 500= 446 554,39 млн.кВт.*ч/год

Отпуск электроэнергии с шин электростанций, входящих в состав ТГК, определяется:

млн. кВт*ч/год

где:

млн. кВт*ч/год

млн. кВт*ч/год

Используя данные, полученные выше, имеем:

= 4 392 149,6−446 554,39 = 3 945 595,21 млн. кВт*ч/год

В распределительных устройствах электростанции, в т. ч. шинах, измерительных и силовых трансформаторах, выключателях и разъединителях имеют место потери электроэнергии, определяемые по формуле:

кВт*ч/год.,

где:

— доля потерь электроэнергии в сетях электростанций, принимаемая в курсовом проекте 0,2%

В нашем случае потери электроэнергии:

3 945 595,21 * 0,02 =78 911,9 млн. кВт*ч/год

Полезный отпуск электроэнергии собственного изготовления ТГК определяется:

млн. кВт*ч/год

3 945 595,21−78 911,9= 3 866 683,31 млн. кВт*ч/год.

По результатам расчета в табл. 1 формируется баланс электроэнергии ТГК.

Таблица 1

Баланс электроэнергии ТГК

1.3 Баланс тепловой энергии компании

На территории, обслуживаемой ТГК, работают сбытовые компании, которым ТГК продает тепло с коллекторов ТЭЦ и котельных. Отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ () и котельных () равен полезному отпуску тепла ТГК, т. е. отпуску тепла в сети теплосетевых компаний (). В этом случае баланс тепла имеет вид:

.

= 2 550 000 Гкал/год

1.4 Определение выручки от реализации продукции ТГК

Выручка от реализации электрической энергии определяется следующим образом:

руб/год

где:

— продажа электроэнергии ТГК на оптовый рынок по регулируемым тарифам, кВт*ч/год;

— регулируемый тариф на продажу электроэнергии на оптовый рынок, руб/кВт*ч. — принимаем 700 руб за МВтч

Имеем = 3 866 683,31*700 = 2 706 678,317 млн. руб

Выручка от реализации тепловой энергии на розничном рынке рассчитывается по формуле:

руб/год.

— продажа тепловой энергии ТГК на розничном рынке

Гкал/год.

— регулируемый тариф на продажу тепла компанией, руб./Гкал.- принимаем 400 руб за Гкал

Имеем =2550*400 = 1 020 000 млн руб.

Выручка от реализации продукции ТГК:

=2 706 678,317+1 020 000=3726678,317 млн руб.

Таким образом, выручка от реализации продукции ТГК составляет 3 726 678,317 млн руб.

2. ФОРМИРОВАНИЕ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ТГК

Затраты на производство продукции в смете группируются в соответствии с их экономическим содержанием по одноименным экономическим элементам: материальные затраты — Имат; затраты на оплату труда — Иот; отчисления на социальные нужды — Исоц.н.; амортизация основных производственных средств — Иам; прочие затраты — Ипроч.

Совокупные затраты ТГК, относимые на себестоимость продукции равны сумме затрат по элементам сметы:

ИсебТГК=Имат+Иот+Исоц.н.+Иам+Ипроч, руб./год

2.1 Материальные затраты

В составе материальных затрат учитываются:

1) Затраты на приобретаемое со стороны сырье и основные материалы.

2) Затраты на вспомогательные материалы.

3) Плата за воду, забираемую организациями электроэнергетики из водохозяйственных систем и водных источников.

4) Затраты на оплату услуг производственного характера, выполняемых сторонними организациями.

5) Затраты на топливо, приобретаемое со стороны и расходуемое на технологические цели (т.е. на производство тепловой и электрической энергии), на хозяйственные и прочие нужды.

6) Затраты на покупную энергию всех видов.

1) Затраты на сырье и основные материалы. Затраты на основные материалы рассчитываются исходя из объема потребления основных материалов и цен на них:

руб./год

где:

— соответственно объем потребления основных материалов (тонн/год) — считается через удельный расход на 1 МВтч;

— вид основных материалов;

— цена основных материалов k-ого вида (руб./тонну).

Затраты наH2SO4, — NaOH равны:

=4 392 149,6*(0,72*13,9+0,23*8,5)/1000= 52 543,29 млн руб.

2) Затраты на вспомогательные материалы. Расходы на оплату покупаемых со стороны вспомогательных материалов определяются:

руб./год

где:

m — вид вспомогательных материалов;

Vm — годовой объем потребления m-го вспомогательного материала (тонн/год);

Цm — цена m-го вспомогательного материала (руб./тонну).

Затраты на трансформаторного масла равны:

= 4 392 149,6*0,011*21,2= 1 024 249,287 тыс. руб. =

1024,25 млн руб.

3) Плата за воду. Плата за воду, забираемую из водохозяйственных систем (плата за водопользование) определяется как:

руб./год

где:

— расход воды i-ой электростанцией (в основном расход на охлаждение конденсаторов ТЭЦ и КЭС). (тыс. м3/год);

— тариф на воду, забираемую из водохозяйственных систем (руб./тыс. м3) (см. Налоговый Кодекс гл. 2.5.2. «Водный налог») — принимаем 300 руб./тыс. м3

Расход воды на охлаждение конденсаторов турбин КЭС при прямоточной системе охлаждения конденсаторов определяется:

м3/год

где:

— удельный расход воды на охлаждение конденсаторов турбин КЭС (м3/МВт*ч);

=120*4392,15=527 058 тыс. м3/год

Расход воды на охлаждение конденсаторов турбин ТЭЦ при оборотной системе водоснабжения рассчитывается:

тыс. м3/год

где:

— удельный расход воды на охлаждение конденсаторов турбин

ТЭЦ (м3/МВт*ч)

— коэффициент, учитывающий расход воды на ТЭЦ на подпитку оборотной системы охлаждения конденсаторов, равный 10%.

— выработка электроэнергии ТЭЦ по конденсационному режиму

МВт*ч/год

где:

— теплоэлектрический коэффициент ТЭЦ.

=(1−0,68)*2550=816 тыс. м3/год

=124*816*0,1=10 118,4 тыс. м3/год

В нашем случае:

= (527 058+10118,4)*300/1000= 161 152,92 тыс. руб. = 161,15 млн руб.

4) Услуги производственного характера. Услуги производственного характера рассчитываются исходя из объема услуг производственного характера (дополнительная обработка топлива и материалов, транспортные услуги), оказываемых сторонними организациями территориальной генерирующей компании.

410 млн руб./год

5) Затраты на топливо, приобретаемое со стороны. Затраты на топливо (Итоп) определяются исходя из годового расхода топлива на производство электроэнергии и отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельных (Вгод), а также цены топлива (Цтоп) без учета НДС.

Итоп=Вгод*Цтоп, руб./год

Годовой расход топлива рассчитывается по типам электростанций, входящих в состав ТГК.

т у. т/год

т у. т/год

т у. т/год

т у. т/год

где:

 — удельный расход топлива на выработанный кВт*ч (г у. т/кВт*ч)

 — выработка электроэнергии соответственно КЭС и ТЭЦ (кВт*ч/год);

 — отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельных (Гкал/год); - 2550 Гкал/год, 90,2% и 9,8%.

 — удельный расход топлива на отпущенную с коллекторов ТЭЦ и котельных Гкал тепла, (кг у. т/Гкал).

Цтоп — цена топлива, (руб./т у.т.).

Результаты расчетов заносятся в табл. 2.

Таблица 2

Годовой расход топлива и топливные затраты ТГК

На основе расходов топлива на производство электроэнергии на ТЭЦ и КЭС определяется средневзвешенный удельный расход топлива на полезно отпущенный от ТЭС кВт*ч электроэнергии:

г у. т/кВт*ч

— годовой расход топлива ТЭЦ на производство электроэнергии, т.у.т./год

На основе расходов топлива на отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельных определяется средневзвешенный для ТГК удельный расход топлива на отпущенную с коллекторов Гкал тепла:

кг у. т/Гкал

6) Затраты на покупную энергию. В данном элементе отражаются затраты компании на покупку электрической энергии на оптовом рынке энергии и мощности (Ипокэ):

руб./год.

где:

Тпок регэ — регулируемый тариф на покупку электроэнергии с оптового рынка (руб./кВт*ч.). (см. сайт ТГК и АТС)

— покупка электроэнергии на оптовом рынке (кВт*ч/год).

В итоге материальные затраты ТГК определяются по формуле:

Имат = И осн.мат. + Ивсп.мат. + Пв +Иусл + Итоп + Ипокэ, руб./год

Результаты расчета сводятся в табл. 3.

Таблица 3

Материальные затраты

2.2 Затраты на оплату труда

В элементе «Затраты на оплату труда» отражаются затраты на основную и дополнительную оплату труда производственного персонала.

Иот=Чф*Зср*12, руб/год

где:

Чф — среднегодовая списочная численность персонала ТГК (чел.);

Зср — основная и дополнительная среднемесячная оплата труда работников компании (руб./мес.*чел).

12 — число месяцев в году (мес./год)

= 1560*11,0*12 = 205 920 тыс. руб.

2.3 Отчисления на социальные нужды

Элемент затрат «Отчисления на социальные нужды» (Единый социальный налог) предусматривает обязательные отчисления работодателя в государственный пенсионный фонд, в фонд социального страхования РФ и в фонды обязательного медицинского страхования.

руб./год

где:

бЕСН — налоговая ставка единого социального налога, в %;

Иот — затраты на оплату труда персонала, руб./год.

= 0,26 * 205 920 тыс. руб. = 53 539,2 тыс. руб.

2.4 Амортизация основных производственных средств

В элементе затрат «Амортизация основных производственных средств» отражаются амортизационные отчисления от стоимости основных производственных средств, рассчитанные исходя из восстановительной стоимости ОПС и норм амортизации по группам основных средств, с учетом времени зачисления на баланс вводимых в эксплуатацию и списания с баланса основных производственных средств.

руб./год

где:

f — группа основных производственных средств (здания, сооружения, оборудование);

ОПСнгf — восстановительная стоимость f-ой группы основных производственных средств на начало года;

Рамf — норма амортизационных отчислений f-ой группы основных производственных средств в долях от единицы;

ОПСвведf — первоначальная стоимость f-ой группы вновь введенных в эксплуатацию основных производственных средств;

nf — число месяцев, в течение которых на стоимость f-ых основных производственных средств начисляется амортизация;

ОПСвыводf — восстановительная стоимость f-ой группы списываемых с баланса основных производственных средств;

mf — число месяцев не начисления амортизации от стоимости

f-ых списываемых с баланса ОПС.

Восстановительная стоимость групп ОПС на начало расчетного года определяется:

ОПСвосстнг=ОПСвосстк.г.предш. * кпереоц, руб.

где:

ОПСвосст к.г.предш. — восстановительная стоимость по группам ОПС на конец года, предшествующего расчетному году;

кпереоц. — индексы переоценки стоимости ОПС.

Восстановительная стоимость групп ОПС на конец расчетного года определяется:

руб.,

где восстановительная стоимость выводимых из эксплуатации и списываемых с баланса ОПС определяется:

руб.

Остаточная стоимость ОПС на начало расчетного года переоценивается в соответствии с коэффициентами переоценки:

ОПСостнг=ОПСостк.г.предш. * кпереоц, руб.

где:

ОПСост к.г.предш. — остаточная стоимость по группам ОПС на конец года, предшествующего расчетному;

Остаточная стоимость ОПС на конец расчетного года определяется с учетом ввода и вывода ОПС в течение года:

руб.

руб.

где:

И — годовые амортизационные отчисления в расчетном году по f-ой группе ОПС; руб/год.

Результаты расчета стоимости ОПС и амортизационных отчислений заносятся в приложении 2.

2.5 Плата за выбросы загрязняющих веществ в пределах ПДВ, относимая на себестоимость продукции

Плата за выбросы загрязняющих веществ в пределах ПДВ, относимая на себестоимость продукции рассчитывается по формуле:

ПвыбПДВ=ПДВ * НПДВ * Крег, руб./год

где:

MПДВ — масса выбросовго загрязняющего вещества в пределах ПДВ, т. выбросов/год; (MПДВ=90% от M)

НПДВ — норматив платы за выбросыго загрязняющего вещества в пределах ПДВ, руб/т выбросов;

Крег — коэффициент, учитывающий экологическую ситуацию в регионе;

— вещества, выбрасываемые в окружающую среду.

Плата за превышение выбросов загрязняющих веществ сверх ПДВ:

ПвыбсверхПДВ=сверхПДВ * НсверхПДВ * Крег, руб./год

где:

MсверхПДВ — выбросыго загрязняющего вещества сверх ПДВ, определяемые по формуле

MсверхПДВ = М — М, т/год

(MсверхПДВ =10% от M)

НсврхПДВ — норматив платы за превышение предельно-допустимых выбросовго загрязняющего вещества, руб./т.выбросов.

Плата за сброс загрязняющих веществ в поверхностные и подземные водные источники определяется по формуле:

Псбр = tсброс*Нtcбp*Крег, руб./год

Масса сбрасываемых загрязняющих веществ определяется:

т/год

где:

— удельный сброс t-ого загрязняющего вещества, (10−3т /м3 воды);

— расход воды электростанциями ТГК, (м3 воды/год).

Плата за размещение золошлаковых отходов:

Масса золошлаковых отходов зависит от зольности сжигаемого топлива (зол) и определяется:

тонн золошлаковых отходов/год

где:

Вгод — годовой расход твердого топлива, тут/год.

— зольность твердого топлива в %.

Масса золошлаковых отходов, складируемая на золоотвалах определяется:

т. зшо/год

где:

— масса золы, выбрасываемая в атмосферу с уходящими газами, определяемая при расчете платы за выбросы.

Плата за складирование ЗШО, относимая на себестоимость (ПлимЗШО) рассчитывается исходя из объема золошлаковых отходов в пределах лимита (МлимЗШО), базового норматива платы за складирование тонны золошлаковых отходов (НЗШО) и регионального коэффициента (Крег):

ПлимЗШО = МлимЗШО * НЗШО * Крег, руб./год

Масса сбрасываемых загрязняющих веществ находится в пределах нормативов, а масса зшо в пределах лимита.

Результаты расчета экологических платежей заносятся в табл. 4.

Таблица 4

Экологические платежи

2.6 Командировочные расходы

Командировочные расходы в смете затрат учитываются в размере законодательно установленных нормативных расходов.

Иком=(Нсут+Нжил)*nсут*Чком + 2 *Нпроезда*Чком, руб./год

где:

Нсут, Нжил — соответственно нормы суточных расходов и нормы оплаты жилой площади, руб./сут.чел.;

nсут — длительность командировки, сут.;

Чком — количество работников компании, побывавших в командировках, чел./год

Нпроезда — стоимость проезда, условно принимаемая в курсовом проекте в размере 2000 руб. в одну сторону.

В нашем случае 30 человек по 8 дней

=(700 + 1200)*8*30 + 2*2000*30 = 576 тыс. руб.=0,576 млн руб.

2.7 Представительские расходы

Представительские расходы включаются в смету затрат в соответствии с установленным Налоговым Кодексом предельным размером:

руб./год

где:

Иот — расходы на оплату труда, (руб./год);

предст — 1% - предельный размер представительских расходов, % (см. Налоговый Кодекс, гл. 25)

= 205 920×0,01 тыс. руб. = 2059,2 тыс. руб.

2.8 Расходы на рекламу продукции и услуг

В соответствии с НК РФ затраты на рекламу не должны превышать предельных размеров, исчисляемых по нормативам:

руб./год

где:

рекл — 1% - предельный размер расходов на рекламу. (см. Налоговый Кодекс, гл. 25)

= 205 920×0,01 тыс. руб. = 2059,2 тыс. руб.

2.9 Затраты на подготовку и переподготовку кадров

Затраты, связанные с подготовкой и переподготовкой кадров, в курсовом проекте принимаются в размере 2% от затрат на оплату труда.

руб./год.

= 205 920×0,02 тыс. руб. = 4118,4 тыс. руб.

2.10 Арендная плата

Арендная плата — равна сумме платы, указанной в договоре аренды. В нашем случае равна 30 млн руб.

2.11 Водный налог

Гидроэлектростанции, использующие воду для производства электроэнергии, платят водный налог, определяемый:

руб/год

где:

— ставка водного налога, руб./МВт*ч. (Налоговый Кодекс, гл. 25.2)

— выработка электроэнергии ГЭС, МВт*ч/год.

=11 675*35,14 = 410,26 млн руб.

2.12 Абонентная плата за услуги РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развитию ЕЭС России

Оплата услуг РАО определяется:

руб./год

где:

НРАО — норматив платы за услуги РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и развитию ЕЭС России, руб./МВт*час; (см. сайт РАО «ЕЭС России»)

— полезный отпуск электроэнергии территориальной генерирующей компанией на оптовый рынок энергии и мощности, МВт*ч/год.

3866,68* 0,15 = 580,002 млн руб.

2.13 Оплата услуг системного оператора (СО)

Оплата услуг системного оператора (СО) расчитывается по формуле:

руб/год

где:

— норматив платы за услуги СО, руб/МВт*мес. (см. сайт СО)

0,01*3*12=0,36 млн руб.

2.14 Оплата услуг НП «Администратора торговой системы»

руб/год

где:

— норматив платы за услуги НП АТС, руб/МВт*ч (см. сайт НП АТС)

3866,68*0,01*12 = 464 млн руб.

2.15 Земельный налог

Земельный налог устанавливается в виде отчислений от кадастровой стоимости земельных участков, занятых под производственные объекты.

руб./год

где:

i — количество участков земли, занятых под энергетические объекты ТГК, га;

Si — площадь земельного участка, занимаемая i-ым объектом, га.

га

где:

Si — удельная площадь земли, отводимая под i-ый объект, га/МВт; (см. Приложение 1)

N — установленная мощность i-го объекта ТГК, МВт;

Цiземкадастровая стоимость земли несельскохозяйственного назначения, руб./га год;

— налоговая ставка по земельному налогу. (см. Налоговый Кодекс, гл. 31)

При расчете земельного налога для всех вариантов удельная площадь земли, отведенная под энергетические объекты принимается равной:

Кадастровая стоимость 3,8 руб. за га.

= 0,1*3866,68*3,8 = 1,47 млн руб.

2.16 Транспортный налог

руб./год

где:

fвиды транспортных средств, находящихся на балансе ТГК; (не более 20 транспортных средств в виде грузовых и легковых автомобилей, задаются самим студентом).

Нтр. — ставка транспортного налога, руб./л.с.; (см. Налоговый Кодекс, гл. 28)

Ртранс. ср-в — мощность транспортного средства в лошадиных силах.

= 3654 * 0,12 = 43,8 тыс. руб. = 0,438 млн руб.

2.17 Расходы на научные исследования и опытно-конструкторские работы

Расходы на научные исследования и опытно-конструкторские разработки, осуществляемые в форме отчислений на формирование Российского фонда технологического развития, а также иных отраслевых и внеотраслевых фондов НИОКР, не должны превышать величины, регламентированной Налоговым Кодексом РФ.

руб./год

где:

— доля отчислений в фонд НИОКР от выручки от реализации продукции. (см. Налоговый Кодекс, гл. 25) — 1,5%

= 3 726 678,317* 0,015 = 55,9 млн руб.

15. Другие затраты

В состав других затрат включаются:

— расходы на изучение конъюнктуры рынка,

— почтово-телеграфные,

— канцелярские расходы,

— плата сторонним организациям за пожарную и сторожевую охрану,

— оплата услуг вычислительных центров, банков,

— расходы на оплату юридических, аудиторских, консалтинговых услуг,

— содержание Государственного Энергонадзора,

— другие затраты, входящие в состав себестоимости, и не учтенные в раннее рассчитанных затратах.

Другие затраты принимаются в курсовом проекте в размере 0,5% от затрат, относимых на себестоимость продукции.

Прочие затраты ТГК без учета Идр определяются суммированием составляющих:

Суммарные затраты на производство продукции ТГК рассчитываются по формуле:

где Ипроч — прочие затраты, включая Идр.

Учитывая, что в прочих затратах Идр составляют 0,5% от затрат, относимых на себестоимость продукции, суммарные затраты ТГК, относимые на себестоимость продукции, определяются:

Результаты расчета заносятся в таблицу (приложение 3).

3. АНАЛИЗ БЕЗУБЫТОЧНОСТИ ТЕРРИТОРИАЛЬНОЙ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ

3.1 Распределение постоянных и переменных затрат ТГК между электрической и тепловой энергией

ТГК производит электрическую и тепловую энергию, поэтому в курсовом проекте строятся два графика безубыточности — по электроэнергии и теплу.

Построение графика безубыточности предполагает деление затрат на переменные и постоянные:

На первом этапе суммарные затраты, относимые на себестоимость продукции (), делятся на переменные (зависящие от объема производимой продукции) и постоянные (независящие от объема производимой продукции) и определяется их удельный вес в .

На втором этапе переменные затраты разносятся между электроэнергией и теплом, при этом прямые переменные затраты, вызванные производством одного вида продукции, полностью относятся на данный вид продукции, в т. ч.:

на производство электроэнергии относятся:, ,, , .

на отпуск тепла относятся: топливные затраты ТЭЦ на отпуск тепла и топливные затраты котельных все другие переменные затраты ТГК

распределяются между электроэнергией и теплом пропорционально годовому расходу топлива на производство электроэнергии и отпуск тепла. Коэффициент отнесения переменных затрат на производство электроэнергии определяется как:

;, руб./год.

Коэффициент отнесения переменных затрат на отпуск тепла рассчитывается по формуле:

;, руб./год.

где:

 — соответственно расход топлива на производство электроэнергии () и на отпуск тепла () территориальной генерирующей компанией.

2 706 678,317/3 726 678,317=0,73

1 020 000/3726678,317=0,27

В результате, переменные затраты, относимые: на производство электроэнергии составляют:

руб./год.

на отпуск тепла:

Постоянные затраты () распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально электрической и тепловой мощности ТГК, для чего предварительно тепловая мощность ТЭЦ и котельных выражается в единицах электрической мощности (в мегаваттах):

где: — максимальный часовой отпуск тепла с коллекторов ТЭЦ и котельных, Гкал/час;

0,86 — теоретически возможный расход тепла на производство МВт*ч электроэнергии, Гкал/МВт*ч.

3.2 Построение графиков безубыточности по электрической и тепловой энергии

В соответствии с объемом продаж электроэнергии и тепла на графики наносятся постоянные (Ипост), переменные (Ипер), суммарные затраты (И) и выручка от реализации электроэнергии и тепла (ВР) рис. 1.

Рис. 1. График безубыточности по электроэнергии Следовательно, при объеме продаж 60,5 достигается точка безубыточности, Рис. 2. График безубыточности по теплу Точка пересечения суммарных затрат и выручки от реализации продукции является точкой безубыточности, для которой характерно равенство ВР=И, при этом прибыль от реализации продукции равна нулю.

Следовательно при объеме продаж 39,18 досигается точка безубыточности по теплу.

3.3 Анализ безубыточности ТГК

Выражая выручку от реализации продукции через тариф и объем продаж, характерный для точки безубыточности (Эбезуб., Qбезуб), а затраты — через постоянные и переменные затраты, представляя последние как функцию от переменной составляющей себестоимости (Sпер) и объема продаж в точке безубыточности, получим уравнения, характерные для точки безубыточности:

где:

— переменные составляющие себестоимости электроэнергии и тепла, определяемые как

руб./кВт*ч

руб./Гкал.

— средний тариф на продажу компанией электроэнергии на оптовый рынок, руб./кВт*ч.

руб./кВт*ч.

Из уравнений определяются параметры графиков безубыточности:

маржинальный доход:

руб./год

руб./год

объем продаж, характерный для точки безубыточности:

кВт*ч/год

Гкал/год

где:

— маржинальный доход на единицу продукции (средний маржинальный доход)

руб./кВт*ч

руб./Гкал

выручка от реализации продукции, характерная для точки безубыточности:

руб./год

руб./год

минимально допустимое значение тарифа на электрическую и тепловую энергию:

руб./кВт*ч

руб./Гкал

коэффициент выручки:

запас финансовой прочности:

в натуральных единицах измерения:

кВт*ч/год

Гкал/год

в стоимостном выражении:

руб./год

руб./год

в относительных единицах измерения:

На основе расчета параметров графиков безубыточности (табл. 5) следует сделать вывод о поведении основных экономических показателей ТГК в зависимости от изменения объема продаж электроэнергии и тепла.

Финансовый результат работ ТГК определяется по показателям прибыли:

Валовая прибыль:

Пвал = ВРТГК — ИсебТГК, руб/год

где:

ВРТГК — выручка от продажи продукции, работ, услуг ТГК без учета НДС, руб/год

ВРТГК = ВРэ + ВРq +? Аб, руб/год

где:? Аб — сальдо абонентской задолженности, равное:

руб/год.

Прибыль от продаж:

Пот продаж= Пвал-Иком-Иупр, руб/год.

Таблица 5

Показатели безубыточности ТГК

Запас финансовой прочности ТГК по электроэнергии 3806,18 кВт*ч/год по теплу составит 2510,82 кВт*ч/год. Безубыточный объем продаж составит 60,5 млн. кВт*ч/год, по теплу составит 39,18 млн. кВт*ч/год.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Формирование направлений развития предприятий энергетики в регионе осуществляется на основании аналитической информации по энергетической эффективности предприятий по производству и транспорту энергии в регионе, уровня эффективности энергопотребления в регионе, социальной необходимости и удельных затрат на ввод новых мощностей или реализацию мероприятий по энергобережению, определяется необходимость развития или сокращения выработки энергоснабжающих предприятий

Система управления энергетической эффективностью в регионе формируется из нового организационно-экономического механизма управления предприятием энергетики, сформированного за счет совершенствования структуры и функций управления эффективностью энергетического предприятия, а так же внедрения новой организационной структуры, совершенствования институтов и функций управления энергосбережением в регионе.

Как показали исследования, организационно-экономический механизм управления конкретным предприятием энергетики во многом зависит от уровня энергетической эффективности предприятия. В зависимости от уровня энергетической эффективности предприятия менеджментом предприятия определяется модель управления предприятием.

В данном курсовом проекте разработаны показатели территориальных ТГК. Запас финансовой прочности ТГК по электроэнергии 3806,18 кВт*ч/год по теплу составит 2510,82 кВт*ч/год. Безубыточный объем продаж составит 60,5 млн. кВт*ч/год, по теплу составит 39,18 млн. кВт*ч/год.

1. Постановление Правительства РФ от 26.02.04 г. № 109 «О ценообразовании в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».

2. Приказ ФСТ от 06.08.04 г. № 20-э/2 «Об утверждении методических указаний по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке».

3. Налоговый Кодекс Российской Федерации в 2-х частях. М.: ГроссМедиа, 2006 г.

4. Методические указания к оформлению курсовых, дипломных проектов (работ), научных рефератов, отчетов о практике и научно — исследовательской работе студентов /Сост.: Н. И. Заичкин, Н. С. Куприянов. — М.: ГУУ, 2008

5. В. Н. Фомина. Экономика электроэнергетики. М., ИПК Госслужбы, 2005 г.

6. Экономика и управление в энергетике/ Под ред. Н. Н. Кожевникова. Москва, AKADEMIA, 2009 г.

7. Гительман Л. Д., Ратников Б. Е. Эффективная энергокомпания. Москва, ЗАО «Олимп-Бизнес», 2008 г.

8. Отв. ред. Э. Хоуп Экономика электроэнергетики: рыночная политика: Новосибирск, Издательство СО РАН, 2010 г.

9. Отраслевые журналы: «Энергорынок», «электрические станции», «Энергетик».

10. Web-сайты территориальных генерирующих компаний.

ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Исходные данные

ПРИЛОЖЕНИЕ 2

Таблица 4

Амортизационные отчисления, восстановительная и остаточная стоимость ОПС

ПРИЛОЖЕНИЕ 3

Затраты на производство электрической и тепловой энергии ТГК