Шпаргалка - Экономика энергетики - файл n1.docx

Шпаргалка - Экономика энергетики
скачать (355.3 kb.)
Доступные файлы (1):
n1.docx356kb.03.11.2012 16:17скачать

n1.docx


  1. Основные фонды.

Основные производственные фонды.

Структура основных производственных фондов.(ОПФ.).

ОПФ -наз-ют фонды которые частично переносят свою стоимость на вновь создаваемую продукцию и при этом остаются неизменными.

Различают основные производственные (ОПФ) и непроизводственные (ОНПФ) фонды.

К ОПФ относят :

1. производственные здания

2. сооружения

3. основное технологическое оборудование

4. машины

5. эстакады

К ОНПФ относят:

1. здания, сооружения, не задействованные в производстве

2. административные здания

3. дет. Сады

4. санатории

5. ЛЭП и т.д.

Структура распределения ОПФ на ТЭЦ и КЭС.

Основное технологическое оборудование (машины) – 30-32%

Сооружения – около 15% (градирни, эстокады и др. .)

Здания - около 12%

Вспомогательное оборудование – около 15%

Прочее – 26-28%

На ОПФ и нормирующие средства начисляют амортизацию, которая входит в себестоимость продукции. Производство использует показатели использования ОПФ для оценки эффективности работы в производстве:


  1. Оборотные фонды.

Оборотные фонды и эксплуатационные расходы в электроэнергетике.

Структура оборотных средств в электроэнергетике.

Оборотными фондами наз-ют предметы труда, которые целиком употребляются в пр-се произв-ва и полностью переносят свою ст-ть на вновь создаваемую продукцию, при этом меняя свою натуральную форму в пр-се произв-ва.

Оборотные фонды состоят из 2 частей:

1. Предметы труда, которые находятся в виде произв-ых запасов.

2. Предметы труда, которые находятся в пр-се произв-ва.

К 1-й части относятся: сырье, т-во, основные и вспомогательные материалы, запасные части.

Ко 2-й части относят: незавершенное произв-во, т.е. материалы, узлы или другие незавершенные эл-ты.

Так же к оборотным фондам относят расходы будущих периодов, т.е. затраты на проектирование новых видов изделий.

Фонды обращения:

К ним относят готовую продукцию на складах, продукцию в пути, денежные ср-ва, которые могут находится на счете в банке или дебиторская задолженность.

В пр-се произв-ва ОФ превращаются в готовую продукцию, готовая продукция в деньги, деньги опять в ОФ. Поэтому ОФ и оборотное обращение наз-ся оборотными средствами.


  1. Моральный и физический износ ОФ

В пр-се ОПФ подвергоется износу. Сущ-ет 2 вида износа:

1. Физический. 2. Моральный.

Физический износ энергетического оборудования в основном определяется условиями работы это :- высокие т-ры, высокие давления, большие скорости, агрессивность среды и др.

Поэтому различают :механический износ, термический износ, коррозионный износ, усталостный износ и др.

Так же физ. износ м.б. от воздействия внешних факторов.

Моральный износ бывает 2 видов :

1-ый связан с тем, что в пр-се произв-ва идет прогресс в технологии и организации труда. Поэтому по прошествии ряда лет ранее введенные в эксплуатацию ОПФ (средства труда) требуют на свое воспроизводство меньших затрат.

2-ой вид выражается в том, что появляются новые ОПФ, которые при тех же затратах имеют ту же производительность, а то и большее.

Амортизацией – наз-ся постепенный перенос ОПФ на производимую продукцию для частичного и полного их права. Это происходит путем ежегодных денежных отчислений и так в течении всего амортизационного периода.

Иам. = Ирем. + Иренавация + Имодерн. = Кпер. + Кл. + Кмод.

Ирем. – в настоящее время в амортизационные отчисления не входит.

Норма амортизационных отчислений определяется

Рам.(ср.) = ?Рi? i

Рi – норма отчисления i-го эл-та. ? i – доля с i-го эл-та в общей среднегодовой ст-ти ОПФ.

Рi = (Иам.i/ Кнув.i*Тсл.)*100% = 1/ Тсл.*100% , Тсл. – срок службы i-го эл-та.


  1. Стоимостная оценка ОФ.

Первоначальная стоимостьОПФ – понимают первоначальные затраты на их создание в действующих ценах текущего времени.

В пр-се ОПФ изнашиваются поэтому, учитывая износ, принимают остаточную ст-ть ОПФ.

Различают ликвидную стать – это сумма, которая м.б. получена от реализации ОПФ по окончанию срока службы. Кликв. = 5-10%отКперв.

Восстановительная ст-ть – это ст-ть воспроизводства в год переоценки.

Балансовая ст-ть – это ст-ть, отличающаяся от первоначальной ст-ти за счет ввода новых ОПФ и выбытия старых.

Кост. = (Кперв. – Кликв.)*(1 – t/100) + Кликв. , где t – время работы ОПФ, лет

Кбал. = Кперв. + Кввед. + Квыб.

Кбал.(ср.) = Кбал.(н.г.) + ?(Кввед*Трi/12) - ?(Квыб.*(12 – Трi/12)) , где Кввед – вновь вводимые фонды в i-й месяц. Квыб. – выбываемые фонды в i-й месяц. Трi – время работы вводимых или выводимых фондов.

Кбал.(ср.) = ((Кбал.(н.г.)+ Кбал.(к.г.)) /2 + ? Кбал.i(к.м.) )*1/12

Кбал.i(к.м.) – балансовая ст-ть на начало месяца.

Квост. = Кперв.*(1± ?t/100)*(1+?׳t/100)

? и ?׳годовое снижение (увеличение) ст-ти ОПФ в каждом периоде


  1. Амортизация ОФ. Виды амортизации.

Амортизация ОПФ.

В пр-се ОПФ подвергоется износу. Сущ-ет 2 вида износа:

1. Физический. 2. Моральный.

Физический износ энергетического оборудования в основном определяется условиями работы это :- высокие т-ры, высокие давления, большие скорости, агрессивность среды и др.

Поэтому различают :механический износ, термический износ, коррозионный износ, усталостный износ и др.

Так же физ. износ м.б. от воздействия внешних факторов.

Моральный износ бывает 2 видов :

1-ый связан с тем, что в пр-се произв-ва идет прогресс в технологии и организации труда. Поэтому по прошествии ряда лет ранее введенные в эксплуатацию ОПФ (средства труда) требуют на свое воспроизводство меньших затрат.

2-ой вид выражается в том, что появляются новые ОПФ, которые при тех же затратах имеют ту же производительность, а то и большее.

Амортизацией – наз-ся постепенный перенос ОПФ на производимую продукцию для частичного и полного их права. Это происходит путем ежегодных денежных отчислений и так в течении всего амортизационного периода.

Иам. = Ирем. + Иренавация + Имодерн. = Кпер. + Кл. + Кмод.

Ирем. – в настоящее время в амортизационные отчисления не входит.

Норма амортизационных отчислений определяется

Рам.(ср.) = ?Рi? i

Рi – норма отчисления i-го эл-та. ? i – доля с i-го эл-та в общей среднегодовой ст-ти ОПФ.

Рi = (Иам.i/ Кнув.i*Тсл.)*100% = 1/ Тсл.*100% , Тсл. – срок службы i-го эл-та.

Методы амортизационных отчислений:

  1. Линейный, когда амортизационные отчисления отчисляются ежегодно одинаково.

  2. Падающий, когда амортизационные отчисления в начале отчисляются больше, чем в конце.

  3. Производственный, когда амортизационные отчисления отчисляются пропорционально производимой продукции.

Рiгод = (Qiотл.(сл) /?Qi)*100%

Различают ОПФ, находящиеся в сфере производства:

1. Новейшие – которые запроектированы на основе последних требований научно технического прогресса (НТП).

2. Новые – выпускаемые промышленностью уже освоенные в эксплуатации, имеющие высокие технико-экономические показатели.

  1. Устаревшие – которые даже при очередной модернизации не могут обеспечить требуемых технико-экономических показателей.


  1. Нематериальные активы.

Кроме ОФ амортизируются и нематериальные активы, под которыми понимаются объекты имущества, не имеющие материально-вещественного содержания, или это содержание не имеет решающего значения для продуктивного их использования (авторские права, изобретения товарные знаки и т.д.).


  1. Фондоотдача, фондоёмкость, фондовооруженнсть.

Эффективность использования ОФ оцениваются с использованием показателей: фондоотдача (отношение стоимости реализуемой продукции к стоимости ОФ), фондоёмкость (отношение стоимости ОФ к стоимости реализуемой продукции) и фондовооруженность (отношение стоимости реализуемой продукции к численности персонала). В энергетике дополнительно применяют коэффициенты экстенсивного использования ОФ (отношение времени работы оборудования к календарному времени), интенсивного использования ОФ (отношение средней мощности загрузки оборудования к установленной его мощности) и коэффициент использования (произведение упомянутых выше коэффициентов или отношение вырабатываемой к предельно возможной выработки энергии за календарный период). Для разнородного оборудования перечисленные коэффициенты рассчитываются как средневзвешенные величины. На практике вместо коэффициента использования применяется эквивалентный показатель числа часов использования установленной мощности (отношение выработки электроэнергии за календарный период к установленной мощности).

  1. Оборотные средства.

Фонды обращения:

К ним относят готовую продукцию на складах, продукцию в пути, денежные ср-ва, которые могут находится на счете в банке или дебиторская задолженность.

В пр-се произв-ва ОФ превращаются в готовую продукцию, готовая продукция в деньги, деньги опять в ОФ. Поэтому ОФ и оборотное обращение наз-ся оборотными средствами.

оборотные средства делятся на:

1. Нормируемые.

2. Ненормируемые.

К Нормируемым относят:

1. Запасные части.

2. Запасы т-ва.

3. Сырье.

4. Вспомогательные материалы.

5. Малоценный инвентарь и инструменты.

Удельный вес для электроэнергии нормируемых по всем оборотным ср-вам и в основном это относят к запасам т-ва.

К ненормируемым ср-вам относят:

1. ценности, находящиеся в сфере обращения.

2. продукция, не оплаченная в срок.

3. денежные ср-ва в кассе, в банке.

4. дебиторская задолженность и т.д.

Нормируемые оборотные ср-ва для того, чтобы обеспечить бесперебойный пр-сс произв-ва рассчитывается исходя из предыдущих лет работы, по длительности поставки т-ва, от установленной мощ-ти.

Различают текущий и страховой запас.

Текущий запас предназначен для бесперебойного снабжения произв-ва. Величина текущего запаса зависит от частоты поставки т-ва и определяется интервалом между 2 смежными поставками.

Страховой запас обеспечивает бесперебойность произв-ва на случай непредвиденных обстоятельств.

Внор.(тэц, тек) = (Эотп.*вээ. + Qотп.*втэ.)*(Тн.*Qн(р)(нат.) /Qн(р)(усл.)) (т.у.т.) - запас условного рабочего т-ва,

Где Эотп. , Qотп. – кол-во электроэнергии и тепла отпускается от ТЭЦ в сутки, вээ., втэ – удельный расход т-ва на отпуск электроэнергии и тепла соответственно. Тн. – норма запаса текущего (сутки).

Структура оборотных средств по типам энерго - предприятий.

Вид обор. ср-в / тип

ТЭС (КЭС), %

ГЭС, %

Электрические

сети, %

1. Вспомогательный материал

23

31

54

2. топливо

22

0.3

0.9

3. запасные части

30

39

5

4. малоценный инвентарь

21

28

39

5 прочее

4

0.7

1.1

6. итого

100

100

100



  1. Оценка эффективности использовани оборотных средств.

Показатели и пути экономического использования оборотных средств (ОС).

Эффективность использования ОФ хар-ся их оборачиваемостью, которая измеряется 2-я показателями:

1. Кол-во оборотов, которые определяются путем деления ст-ти реализованной за год продукции на нормируемые ОС.

nоб. = Преал./ Кнор.(о.с.)

2. Срок одного оборота.

tоб. = Т/ nоб. Т – период (год), nоб. – кол-во оборотов.

Помимо 2-х основных показателей могут использоваться еще 2 показателя.

3. Ст-ть использованных ОС на 1 рубль реализованной продукции.

4. Прибыль от реализации продукции на 1 рубль.

Экономия ОС в рез-те ускорения их оборачиваемости м.б. определена по ф-ле:

?Коб. = П(ф)*( Коб(пл.)/П(пл.) - Коб(ф.)/П(ф.))

П(ф.) и П(пл.) – фактическая и плановая реализация продукции.

Коб(пл.) и Коб(ф.) – средняя ст-ть ОС.

Для повышения экономичности использования ОС существуют производственно-технические и организационно-экономические организации.



  1. Себестоимость энергии.

Определение себестоимости выработки энергии

Себестоимость продукции – это денежное выражение издержек, состав которых определяется законодательными и нормативными документами, одним из основных которых является [5]. В соответствии с экономическим содержанием все издержки, образующие себестоимость продукции группируются по экономическим элементам, то есть по экономически однородным по составу затратам на выпуск и реализацию продукции независимо от места их образования. Это: 1) материальные затраты (за вычетом стоимости возвратных отходов); 2) расходы на оплату труда и отчисления на социальные нужды; 3) амортизация ОФ; 4) прочие затраты.

В соответствии с функциональной ролью в производственном процессе издержки, включаемые в себестоимость, группируются по следующим статьям калькуляции: 1) сырьё и материалы; 2) покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты производственного характера; 3) возвратные отходы (вычитаются); 4) топливо и энергия на технологические цели; 5) основная заработная плата производственных рабочих; 6) дополнительная заработная плата производственных рабочих; 7) налоги, отчисления в бюджет и внебюджетные фонды; 8) расходы на подготовку и освоение производства; 9) износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы; 10) общепроизводственные расходы; 11) общехозяйственные расходы; 12) потери от брака; 13) прочие производственные расходы; 14) коммерческие расходы.
Производство энергии всегда связано с эксплуатационными расходами, которые определяют себестоимость энергии. При расчете себестоимости выделяют следующие статьи затрат:

сырье и основные материалы;

топливо и энергия для технологических целей;

вспомогательные материалы;

основная и дополнительная зарплата производственных рабочих;

социальное страхование;

подготовка и освоение производства;

расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (эксплуатационные расходы);

цеховые расходы;

общезаводские расходы;

внепроизводственные расходы.

Анализ вышеприведенных статей расходов показывает, что основную долю всех затрат составляют затраты на топливо

(до 60%).

Один из основных вопросов в энергетике для экономистов – исчисление себестоимости. И, действительно, энергия – не вещественный продукт. В отличие от промышленности форми-рование себестоимости в энергетике имеет ряд особенностей.

1. Себестоимость энергии исчисляет франко-потребитель, т.е. учитываются затраты не только на производство, но и на передачу и распределение энергии. Это обусловлено жесткой и неразрывной связью между производством и передачей энергии.

2. Отсутствие незавершенного производства ведет к тому, что издержки производства за определенный отрезок времени полностью могут быть отнесены на себестоимость произведенной энергии.

3. Значительное влияние режима производства энергии обусловливает необходимость деления затрат на условно-переменные и условно-постоянные. При этом первые пропорциональны объему производства, а вторые мало зависят от режима производства. В результате появляется зависимость производства и распределения энергии от числа часов использования установленной мощности.

4. На величину себестоимости энергии оказывает влияние наличие расходов по содержанию резерва мощности на электростанциях и в электросетях (например, топливо для обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей).

5. Уровень себестоимости энергии может значительно изменяться по отдельным типам электростанций и по энергообъединениям.

Для технико-экономических расчетов, связанных с перспективными оценками затрат, используется классификация по экономическим элементам. Процентное соотношение экономических элементов в общей сумме издержек представляет их структуру. В отличие от структуры себестоимости продукции в других отраслях промышленности в энергетике не выделяют затраты на сырье и основные материалы.


  1. Калькулирование себестоимости.

В соответствии с функциональной ролью в производственном процессе издержки, включаемые в себестоимость, группируются по следующим статьям калькуляции: 1) сырьё и материалы; 2) покупные комплектующие изделия, полуфабрикаты производственного характера; 3) возвратные отходы (вычитаются); 4) топливо и энергия на технологические цели; 5) основная заработная плата производственных рабочих; 6) дополнительная заработная плата производственных рабочих; 7) налоги, отчисления в бюджет и внебюджетные фонды; 8) расходы на подготовку и освоение производства; 9) износ инструментов и приспособлений целевого назначения и прочие специальные расходы; 10) общепроизводственные расходы; 11) общехозяйственные расходы; 12) потери от брака; 13) прочие производственные расходы; 14) коммерческие расходы.

В электроэнергетике применяют попередельный способ калькулирования по стадиям производства (топливно-транспортный цех, котельный, турбинный и т. д. цеха).

Все издержки, входящие в себестоимость, делятся на условно-постоянные, которые не изменяются с изменением объёмов производства, и условно-переменные, общая величина которых находится в прямой зависимости от объёмов производства. В зависимости от роли, выполняемой в процессе производства, издержки делятся на основные, которые непосредственно связаны с процессом производства, и накладные, которые связаны с обслуживанием производственного процесса. Выделяют прямые издержки производства, которые могут быть непосредственно отнесены на себестоимость того или иного продукта, и косвенные, которые являются общими для нескольких видов продукции.

При поэлементной классификации затрат структуру себестоимости электрической энергии на конденсационной электрической станции (КЭС) можно представить в укрупнённом виде.

1.Издержки на топливо (основная составляющая материальных издержек), можно представить:

.

где - цена топлива; - средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии; - объём электроэнергии, отпущенный с шин КЭС.

2. Издержки на амортизационные отчисления равны:



где - средневзвешенная норма амортизации ОФ КЭС; - стоимость ОФ КЭС; - удельные капиталовложения в ОФ станции; - установленная мощность КЭС.

3. Издержки на заработную плату и отчисления на социальное страхование можно представить:


где штатный коэффициент, или удельная численность персонала на КЭС, чел/МВт; - среднегодовая заработная плата одного работника КЭС; - доля отчислений на социальное страхование.

4. Прочие издержки. По данному элементу учитываются все прочие издержки, не учтённые в предыдущих элементах. Так как их доля в себестоимости не велика, то себестоимость электроэнергии на КЭС можно представить:



где число часов использования установленной мощности КЭС за год; - коэффициент, учитывающий прочие издержки в себестоимости.

Структура издержек на ТЭЦ аналогична структуре на КЭС, однако определение себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ представляет собой более трудную задачу вследствие комбинированного характера производства энергии. В настоящее время при формировании цен применяют так называемый экономический метод (метод отключений) распределения издержек между электрической и тепловой энергией, при котором издержки на выработку электрической энергии принимается равными издержкам на замыкающей энергетический баланс энергосистемы станции. Оставшиеся издержки относятся на выработку тепловой энергии. При определении удельных расходов топлива на выработку электрической и тепловой энергии используется физический метод. При использовании этого метода предполагается, что получаемая из отборов теплофикационных турбин тепловая энергия отпускается непосредственно из котлов. В результате расход топлива на отпускаемую тепловую энергию определяется по формуле:



где - КПД нетто котельного цеха; - соответственно, отпущенная тепловая энергия и теплота сгорания топлива. Расход топлива на электрическую энергию определяется по выражению:



где - суммарный расход топлива на ТЭЦ.

Расход электроэнергии на СН ТЭЦ распределяется между выработкой электрической и тепловой энергии. В результате расход топлива на теплоснабжение определится:



где - удельный расход топлива на 1 отпущенный кВт.ч, определяемый как:



где - выработка электроэнергии на ТЭЦ.

Таким образом, при применении физического метода распределения издержек на топливо не учитывается, что для производства электрической энергии используется тепло высокого потенциала, а тепловой энергии – отработанное тепло низкого потенциала. Приравнивание количества тепла высокого и низкого потенциалов приводит к тому, что вся экономия топлива от комбинированного производства энергии относится лишь к производству электрической энергии. В дальнейшем издержки топливно-транспортного и котельного цехов распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально расходу топлива на эти цели. Издержки турбинного и электрических цехов относятся полностью на производство электрической энергии, а теплофикационного отделения – на производство тепловой энергии. Общестанционные издержки распределяются пропорционально их цеховой себестоимости.

Расчет себестоимости в электрических и тепловых сетях производится по тем же составляющим, что и на стациях. В настоящее время стоимость расхода энергии на её транспорт (потери) учитывается по аналогии с СН КЭС косвенно, путём отнесения всей суммы издержек к полезно отпущенной энергии. Однако при технико-экономическом обосновании сетевых элементов учёт стоимости потерь обязателен. Себестоимость электрической энергии по энергосистеме в целом определяется:


где - соответственно, издержки на производство, транспорт электроэнергии и общесистемные издержки, относимые на электроэнергию; - электроэнергия отпущенная в сети энергосистемы; - соответственно, объём и стоимость покупаемой и продаваемой в другие энергосистемы электроэнергии.


  1. Себестоимость энергии на КЭС.

Себестоимость на КЭС можно представить в укрупненном виде следующим образом:Полные издержки состоят:

Иэт.(КЭС) = Ит + Иам. + Из/п. + Ирем. + Ипр. ,где

Ит. – издержки на т-во. Иам. – издержки на амортизацию.

Из/п. – издержки на з/п. Ирем. – издержки на ремонт.

Ипр. – прочие издержки.

1.1 Ит. = ВКЭС(год)*Цт или Ит. = ?ВiЦт. Цт. – цена т-ва.

ВКЭС(год) – годовой расход на КЭС.

Топливная составляющая себестоимости:

СЭЭ(т) = Ит/Эотп. = (ВКЭС(год)* Цт)/(Ny*hu) = (Эотп*вээ* Цт)/ Эотп. = вээ* Цт Эотп – отпуск электроэнергии. вээ – удельный расход т-ва.

вээ = 0.123/?ээ.

Топливная составляющая в себестоимости на КЭС может достигать 70-80%

1.2 Иам(год) = Рам.(ср.) Ко.ф.

Рам.(ср.) – средняя норма амортизации по КЭС на ОФ.

Сээ(ам.)= Иам./ Эотп. = (Рам.(ср.)* Ny*kуд.) / Ny*hu = (Рам.(ср.) kуд ) / hu

Kуд. – удельная ст-ть основных фондов (ОФ).

Kуд. – для различных электростанций (ЭС).

Удельные кап. вложения на сегодняшний день составляют:

На КЭС Kуд. = 300 – 400 у.е./кВт На ТЭС Kуд. = 400 -500 у.е./кВт

На АЭС Kуд. = 1000 – 2000 у.е./кВт НА ТЭЦ Kуд. = 500 – 1000 у.е./кВт

1.3 Из/п. = Z*Зср.г. = kшт.*Ny*Зср.,

где Z – число производственных рабочих на предприятии

kшт. – штатный коэф. (чел./МВт).

Зср.г. – среднегодовая з/п 1 рабочего.

Доля з/п себест-ти э/э:

Сэ/э(з/п) =(kшт.* Ny8 Зср.г.) /( Ny* hu) = (kшт.*Зср.г.) / hu

1.4. Ирем. = (0.15 – 0.3) Иам(год).

1.5. Ипр. = (0.2 – 0.3)*[ Иам. + Из/п. + Ирем.]

Сэ/э(КЭС) = вээ(КЭС)*Цт. + [1.2*(Рам.* kуд.)/ hu + (kшт.* Зср.г.)/ hu]*1.3

Cээ(КЭС) = Сперем. + Спост.


  1. Себестоимость энергии на ТЭЦ.

Основным произв-вом тепла явл-ся отпуск тепла потребителем, то полные затраты на ТЭЦ должны разделяться между э/э и теплом.

Согласно принятому “физическому” методу разделения затрат на ТЭЦ, последние разделяются пропорционально отпущенному теплу на э/э и тепло потребителю или пропорционально расходу т-ва.

Преимущества:

1. Благодаря разделению вся экономия т-ва относится к э/э .

2. Еще одна особенность физ. метода, что весь расход э/э на собственные нужды ТЭЦ оказывается первоначально отнесенным к произ-ву э/э.

Недостатки:

1. Для произ-ва э/э используется тепло высокого потенциала, а тепловой энергии – низкого потенциала или отработанный пар.

2. Приравнивание кол-ва теплоты высокого и низкого потенциалов приводит к тому, что вся экономия от комбинированного произ-ва относится лишь к произ-ву э/э.

Общие издержки на ТЭЦ точно так же как и на КЭС состоят из 5 составляющих:

Иобщ..(ТЭЦ) = Ит + Иам. + Из/п. + Ирем. + Ипр.

Поэтому для их определения можно использовать ф-лы для КЭС (п.2.4.)

Расход т-ва на ТЭЦ согласно физ. методу можно записать:

ВТЭЦ(год) = Вээ + Втэ Вээ. – расход т-ва на выработку э/э.

Втэ - расход т-ва на отпуск тепла.

Втэ.= Qотп./(год)./(Qн(р).*?ка.) Вээ. = ВТЭЦ. - Втэ.

2-й способ разделения т-ва:

вээ(пол). = 0.123/ ?ээ.

В полноценные издержки на ТЭЦ согласно физ. метода запишутся:

Ипост. = Ипост(ТЭЦ).* Вээ./ Втэц.

Ипост(ээ). – полные постоянные издержки на ТЭЦ и на тепловые издержки.

Ипост(ээ). = Ипост(ТЭЦ).* Вээ./ Втэц. = Ипост(тэц). – Ипост(ээ).

Для более объективного определения постоянных издержек, последние разделяют на цеховые:

Издержки паро-производящего цеха – Ип.п.

Издержки турбинного цеха – Итр.ц.

Издержки электроцеха – Иэл.ц.

Обще-станционные издержки – Иобщ.ст.

Теплотехнические издержки – Ит.м.

Ипост(ТЭЦ). = Ип.п. + Итр.ц. + Иэл.ц. + Иобщ.ст. + Ит.м.

Тогда постоянные издержки отнесенные к э/э будут определены как полные издержки электроцеха . Доля паро-производящего цеха отнесенного к э/э , доля турбинного цеха Ит.ц., доля Иобщ.ст(ээ).

Ипост(ээ). = Иэл.ц. + Ип.п(ээ). + Итр.ц. + Иобщ.ст(ээ).

Ип.п(ээ). = Ип.п(полн.).* Вээ./ Втэц.

Иобщ.ст(ээ). = Иобщ.ст(полн).* Иээ(произв)./ Ипроизв.(полн)., а полные производственные издержки, это:

Ипроизв.(полн). = Ипост(ТЭЦ). + Ипер(ТЭЦ).

Издержки паропроизводящего цеха распределяются пропорциональна расходу т-ва и определяется как:

Ипп(ээ). = Ипп.*Вээ./Втэц.

Ипп(тэ). = Ипп.*Вээ./Втэц.

Обще станционные издержки делятся пропорционально производственным затратам.

Иобщ.ст.(ээ). = Иобщ.ст.*(Ипроизв. (ээ)./ Ипроизв. (ээ). + Ипроизв. (тэ).).

Иобщ.ст.(ээ). = Иобщ.ст.(тэц).*(Ипроизв. (тэ)./ ?Ипроизв. ).

Ипроизв. (ээ). = Ип.п.(ээ). + Ит.ц. + Иэл.ц. + Ит(ээ).

Ипроизв. (тэ). = Ип.п.(тэ). + Ит.отд. + Ит(тэ).

Ипол.(тэц). = Ипер. + Ипост.

Ипер. = Ит(тэ). + Ит(ээ).

Ипост(ээ). = Ипост.* Вээ./Втэц.

Корректировка расхода т-ва на ТЭЦ на собственные нужды. Расход т-ва на собственные нужды определяется:

Всн.(тэц). = ∆Всн.(ээ). + ∆Всн.(тэ).

Эсн. = ?сн.*Эвыр.(тэц).

Всн. = ∆Эсн.*вээ(тэц)ср.

вээ(тэц)ср. – ср. удельный расход т-ва на выработку 1 кВт*ч.

вээ(тэц)ср. = Вгод(тэц)./ Эвыр.

Всн.(ээ). = ∆Всн.(тэц).* Вээ./Втэц.

Корректировка расхода т-ва с учетом собственных нужд:

В?ээ.= Вээ. - ∆Всн.(тэ).

В?тэ. = Втэ. + ∆Всн.(тэ).

Эвыр. = ∆Эк. + ∆Эт.

Т –во которое идет на выработку э/э м.б. разделено:

В?ээ. = Вээ(т).+ Вээ(к).

Эвыр(тэц). = Эт. + Эк.

Вээ(т). и Вээ(к). – расходы т-ва по теплотехнической и конденсационной выработки.

Эт. и Эк. - расходы т-ва по теплотехническому и конденсационному циклу.

Эт. = ?ээ(тк).*Qотп(тк). + ?ээ(тф).*Qотп(тф).

?ээ(тк). и ?ээ(тф). – удельная выработка э/э, по технологическому и теплофикационному циклу.

Отпуск тепла на технологию теплофикацию, тогда:

Эк. = Эвыр. - Эт.

Qээ(тэц). = Qтэц. - Qотп. - ∆ Qсн.

Qээ(тэц). = Qээ(т). + Qээ(к).

Qээ(т). = Gотб.(тф).*(i0 – iотб(тф).) + Gотб.(тх).*(i0 – iотб(тх).)

Вээ(т). = Qээ(т)./ Qн(р).?ка.

вээ(т). = Эээ(т)./ Вээ(т).

вээ(к). = Эээ(к)./ Вээ(к).

Вээ(т). =В?ээ.* Эээ(т)./ Эвыр(тэц).

Вээ(к). =В?ээ.* Эээ(к)./ Эвыр(тэц). qээ. = Qээ./ Эвыр.

  1. Себестоимость энергии в энергосистеме.

Издержки э/э не ограничены произв-вом. Они включают так же затраты на передачу и распределение э/э. В энергетике, в отличие от других отраслей произв-ва и пром-ти, пр-сс передачи и распределения э/э совпадает с пр-сом произв-ва. Поэтому затраты на транспортировку э/э явл-ся органической частью ее себестоимости. Основные составляющие передачи и распределения такие же как и на произ-ве, кроме затрат на т-во. Поэтому основная доля приходится на амортизационные отчисления.

Ипер. = Иам. + Из/п. + Ирем. + Ипр. Иам. = 90%.

Особенностью эксплуатационных затрат, явл-ся то, что они почти не зависят от передаваемой мощ-ти. Рассчитываются они по нормативам с учетом мощ-ти подстанции и протяженности ЛЭП. К себестоимости передач (трансформации) не относят затраты на содержание повышающих подстанций. Эти затраты входят в произв-во э/э.

Не входят в себестоимость передачи затраты на содержание и обслуживание подстанций, потреблений, т.к. последние не входят в баланс энергосистемы.

В силу малой доли, всех оставшихся затрат, полные затраты на передачу и распределение э/э.

Ипер. = Иам.(1+?), где ?=0.12 – коэф., учитывающий прочие расходы.

Для того чтобы уменьшить себестоимость э/э в энергосетях , нужно уменьшать ст-ть основных фондов, поэтому Иам(?). = ?Раi*камi.

Для снижения себестоимости при передаче и распределении э/э проектируют наиболее экономичные схемы снабжения.

В состав электросетей входят воздушные и кабельные линии электропередач, трансформаторные подстанции (ТП), распределительные пункты установки продольной и поперечной комплектации. С учетом всего вышеназванного, затраты в энергосетях можно записать, как составляющие каждой из этих долей.

Иэл.с. = Ин.пер. + Ипов.тр.. + Иком.. + Ир.п.

Основные линии электропередачи сущ-ют следующие напряжения: 220, 330, 750 – на передающих сетях: 550, 1150 кВт. На распределительных: 6, 10, 35, 110 кВт.

Передача и распределение э/э связана с потерями при транспортировки и при трансформации. Потери в проводах состоит из потерь на нагрев и корону.

Потери на нагрев можно определить на:

Ип. = (РІ + QІ)/ИІ*r*?*Тээ.

Где Р и Q соответственно активная и реактивная мощ-ти.

r – активное сопротивление, И – напряжение, ? – время или число часов мах. потерь. Тээ. – стоимость 1 кВт*ч, потерянной э/э.

Потери на корону: Ик.=l*Т* Тээ.*?

? – удельные потери на корону, l – длина линии эл. передачи,

Т – число часов работы линий под напряжением.

Потери трансформатора складываются из потерь на нагрев и на ХХ (холостой ход). Потери на нагрев (в меди) можно определить:

Им(тр).=Рк.з.*(SІ/Sном.І)* ?* Тээ.

Где Рк.з. – мощ-ть короткого замыкания, S – фактическая (полная), передаваемая мощ-ть, Sном.І - номинальная передаваемая мощ-ть. Потери хх: Ихх(тр).= Рк.з.*Т* Тээ.

Полная себестоимость э/э в электро энергосистеме:

Сээ. = (Ист. + Иа.с. + Иобщ. + Ипок.)/Эотп.

Себестоимость электрической энергии по энергосистеме в целом определяется:


где - соответственно, издержки на производство, транспорт электроэнергии и общесистемные издержки, относимые на электроэнергию; - электроэнергия отпущенная в сети энергосистемы; - соответственно, объём и стоимость покупаемой и продаваемой в другие энергосистемы электроэнергии.


  1. Прибыль.

Прибыль – это обобщенный показатель хозяйственной деятельности и её обычно определяют как разницу между совокупной выручкой (за минусом косвенных налогов) и совокупными издержками. Базой всех расчётов служит балансовая прибыль – основной финансовый показатель производственно-хозяйственной деятельности предприятия. Использование термина ”балансовая прибыль” связано с тем, что конечный финансовый результат работы предприятия отражается в его бухгалтерском балансе, который составляется по итогам отчётного периода. Для целей налогообложения рассчитывается специальный показатель – прибыль, облагаемая налогом. Остающаяся в распоряжении предприятия после внесения налогов и других платежей в бюджет часть налоговой прибыли называется чистой прибылью. Она характеризует конечный результат деятельности предприятия.

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.

  1. Рентабельность.

Рентабельность – это относительный показатель экономической эффективности, который характеризует эффективность применения или потребления ресурсов; он показывает величину прибыли, полученной предприятием в расчёте на единицу применения или потребления ресурсов. Различают рентабельность производства (ОФ) – это отношение балансовой прибыли к среднегодовой стоимости ОФ и нормируемых оборотных средств. Рентабельность капитала отражает эффективность вложений в инвестиционную деятельность и равна отношению чистой прибыли к капиталу, инициировавшему получение этой прибыли. В хозяйственной практике чаще используют показатель рентабельность продукции – отношение прибыли от реализации к себестоимости производства и реализации продукции.

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


  1. Принципы рыночной экономики.

Рыночная экономика ориентирована на удовлетворение потребностей рынка и не регулируется планом, формируемым государством. Различают три основных принципа рыночной экономики, наличие которых в совокупности и позволяет говорить о наличии рыночных отношений.

  1. Рыночные отношения – это саморегулирующая система, центральным местом которой является принцип ценообразования, основанный на равновесии спроса и предложения.

  2. Рыночным отношениям должен сопутствовать механизм санкций за ошибочные управленческие решения, который предполагает наличия частной собственности на средства производства.

  3. Рыночным отношениям обязательно должно сопутствовать соревнование товаропроизводителей (конкуренция), так как монополизм в условиях рыночных отношений приводит к более тяжёлым последствиям, чем в плановой экономике.

Так как электроэнергетика является естественной монополией, то ценообразование на электрическую и тепловую энергию всегда и везде регулируется государством. В настоящее время электроэнергия продаётся потребителям по одно- и двухставочным тарифам. Одноставочные тарифы – это простейшая форма тарифов, при которой размер платы за электроэнергию определяется по одной ставке (цене) пропорционально количеству потреблённой энергии. Одноставочные тарифы дифференцируются для различных групп потребителей.

Двухставочный тариф, по которому оплачивают электроэнергию промышленные потребители с присоединённой трансформаторной мощностью 750кВА и выше, состоит из основной платы (ставки) за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и дополнительной платы (ставки) за каждый киловатт-час потреблённой энергии. Размер годовой оплаты по двухставочному тарифу определяется по формуле:



где - основная ставка; - дополнительная ставка; - нагрузка потребителей, заявленная для участия в максимуме энергосистемы; - количество потреблённой энергии.

Нагрузка, участвующая в максимуме энергосистемы, может не совпадать с максимальной нагрузкой самого потребителя энергии. В результате цена 1 кВт.ч, определяемая на основе двухставочного тарифа, рассчитывается по формуле:


где - коэффициент участия в максимуме энергосистемы.

В настоящее время технические возможности особенно крупных потребителей позволяют применять позонные тарифы на электроэнергию, при которых устанавливаются дифференцированные ставки в зависимости от времени суток потребления электроэнергии. При их формировании должно выполняться условие:




где - электроэнергия потреблённая за -й час суток и суммарное потребление за сутки, соответственно; - соответственно, тариф за электроэнергию в -й зоне суток и средний утверждаемый государством тариф за электроэнергию.

При создании определённых условий конкуренции на уровне генерации энергии и допуске на оптовый рынок электроэнергии крупных потребителей, возможно формирование договорных цен. Однако функции регулирования оптового рынка электроэнергии по-прежнему должны выполнять государственные органы власти.

Для всех потребителей тепловой энергии установлен одноставочный тариф, который дифференцирован для различных групп потребителей. Дифференциация тарифов учитывает параметры отпускаемого тепла (горячая вода и пар различного давления). Тарифы рассчитываются с учётом 100% возврата конденсата и дифференцированы по регионам.


  1. Ценообразование на энергию.

Рыночная экономика ориентирована на удовлетворение потребностей рынка и не регулируется планом, формируемым государством. Различают три основных принципа рыночной экономики, наличие которых в совокупности и позволяет говорить о наличии рыночных отношений.

  1. Рыночные отношения – это саморегулирующая система, центральным местом которой является принцип ценообразования, основанный на равновесии спроса и предложения.

  2. Рыночным отношениям должен сопутствовать механизм санкций за ошибочные управленческие решения, который предполагает наличия частной собственности на средства производства.

  3. Рыночным отношениям обязательно должно сопутствовать соревнование товаропроизводителей (конкуренция), так как монополизм в условиях рыночных отношений приводит к более тяжёлым последствиям, чем в плановой экономике.

Так как электроэнергетика является естественной монополией, то ценообразование на электрическую и тепловую энергию всегда и везде регулируется государством. В настоящее время электроэнергия продаётся потребителям по одно- и двухставочным тарифам. Одноставочные тарифы – это простейшая форма тарифов, при которой размер платы за электроэнергию определяется по одной ставке (цене) пропорционально количеству потреблённой энергии. Одноставочные тарифы дифференцируются для различных групп потребителей.

Двухставочный тариф, по которому оплачивают электроэнергию промышленные потребители с присоединённой трансформаторной мощностью 750кВА и выше, состоит из основной платы (ставки) за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы, и дополнительной платы (ставки) за каждый киловатт-час потреблённой энергии. Размер годовой оплаты по двухставочному тарифу определяется по формуле:



где - основная ставка; - дополнительная ставка; - нагрузка потребителей, заявленная для участия в максимуме энергосистемы; - количество потреблённой энергии.

Нагрузка, участвующая в максимуме энергосистемы, может не совпадать с максимальной нагрузкой самого потребителя энергии. В результате цена 1 кВт.ч, определяемая на основе двухставочного тарифа, рассчитывается по формуле:


где - коэффициент участия в максимуме энергосистемы.

В настоящее время технические возможности особенно крупных потребителей позволяют применять позонные тарифы на электроэнергию, при которых устанавливаются дифференцированные ставки в зависимости от времени суток потребления электроэнергии. При их формировании должно выполняться условие:




где - электроэнергия потреблённая за -й час суток и суммарное потребление за сутки, соответственно; - соответственно, тариф за электроэнергию в -й зоне суток и средний утверждаемый государством тариф за электроэнергию.

При создании определённых условий конкуренции на уровне генерации энергии и допуске на оптовый рынок электроэнергии крупных потребителей, возможно формирование договорных цен. Однако функции регулирования оптового рынка электроэнергии по-прежнему должны выполнять государственные органы власти.

Для всех потребителей тепловой энергии установлен одноставочный тариф, который дифференцирован для различных групп потребителей. Дифференциация тарифов учитывает параметры отпускаемого тепла (горячая вода и пар различного давления). Тарифы рассчитываются с учётом 100% возврата конденсата и дифференцированы по регионам.

  1. Принципы формирования налоговой системы.

Налоговая сис-ма выполняет 2 ф-ции:

1. фискальную. 2. регулирующую.

Фиксальная ф-ция призвана обеспечить поступление доходов в бюджеты различного уровня.

Регулирующая ф-ция играет роль реализации стратегии экономического развития и осуществления социально-экономических, научных, инвестиционных ф-ций.

Налоговая сис-ма любой страны – это рез-т длительного опыта ее использования в конкретных условиях.

Экономико-математические методы в обосновании налоговой сис-мы играет вспомогательную роль. Современная налоговая включает следующие налоги

В зависимости от налогообложения и взаимоотношения налогоплательщика и Гос-ва налоги подразделяются на:

1. прямые. 2. косвенные.

Прямые налоги взимаются непосредственно с дохода, полученного налогоплательщиком. Прямые налоги подразделяются на :

4. реальные.

5. личные.

Реальны налоги взимаются исходя из внешних признаков налогоплательщика. К ним относятся:

1. налог на землю.

2. налог на недвижимость.

3. промысловый налог.

4. налоги на ценные бумаги.

Личные налоги взимаются в фактически полученного налогоплательщиком дохода, и к ним относятся:

1. подоходный налог.

2. налог на прибыль с юридических лиц.

3. налог на доходы.

4. налог с капиталов.

5. налог на сверхприбыль.

6. налог с наследства и дарения.

Подоходный налог может взиматься по глобальному способу и шедулярному.

При глобальном способе налогообложением подлежит весь совокупный доход налогоплательщика.

При шедулярном способе весь доход делится на части в зависимости от источников его поступления, и к каждой части применяется отдельная ставка.

Налоги могут взиматься безналичным и декларационным способом. В 1-ом случае (безнал.) налогоплательщик получает сумму за вычетом налога, а платежи налогов за него осуществляет работодатель.

При декларационном способе налогоплательщик сам рассчитывает сумму налогов, осуществляет платежи, а налоговые органы только контролируют.

Косвенные налоги – это налоги, которые включаются в цену товара и тем самым увеличивают эту самую цену и выплачиваются после реализации товаров или услуг. Косвенные налоги взимаются на внутренним рынке. Косвенные налоги включают в себя:

6. акцизы.

7.фискально-монопольные налоги.

8. таможенные пошлины.

Акцизы подразделяются на:

9. индивидуальные акцизы.

10. универсальные акцизы.

Индивидуальные акцизы взимаются с определенных групп товаров, повышенного спроса.

Величина акциза равна:

, где

С – полная себест-ть подакцизного товара. П – балансовая прибыль.

Т – транспортные расходы. Ц – цена подакцизного товара.

h – ставка индивидуального акциза.

К универсальным акцизам в настоящее время относится налог на добавочную ст-ть – НДС.

Добавочная ст-ть включает в себя:

1. оплату труда персоналу.

2. взносы в фонды социального страхования. 3. прибыль.

Фискально-монопольные налоги – это косвенные налоги, которые устанавливаются на товары массового спроса, произв-во и/или реализация которых монополизирована гос-вом.

Различают полные и неполные фискально-монопольные налоги.

Полные налоги, когда произв-во и реализация монополизированы гос-вом.

Неполные налоги, когда монополизирована одна из этих сфер.

Таможенные пошлины, различаются по происхождениям, целям и ставкам.

По происхождению различают:

1. импортные – основной вид пошлин. 2. экспортные – на сырьевые товары. 3. транзитные.

По целям различают:

1. фискальные. 2. протекционные и сверх протекционные.

3. антидемпинговые. 4. реферекциальные.

По ставкам выделяют:

1. специфические таможенные пошлины, которые устанавливаются в твердой суме с единицы товара.

2. одволорные – устанавливаются в виде фиксированного процента с цены товара.

3. смешанные.

4. взносы в фонды социального страхования явл-ся специальными платежами физических и юридических лиц Гос-ва.

В мировой практике взносы в фонды социального страхования взимаются либо в процентах к валовому заработку в виде единого взноса. Либо в виде нескольких налогов в зависимости от которых оказываются те или иные услуги. Особенность взносов в фонды закл-ся в том, что не предусматривает никаких скидок, исключений и льгот. Так же как и оплата труда включается в себест-ть товара.


  1. Абсолютная и сравнительная эффективность.

Различают общую и сравнительную эффективность капвложений. Сравнительная эффективность капвложений характеризует преимущества одного варианта затрат по сравнению с другим.

Основные важнейшие показатели сравнительной эффективности следующие:

1. капвложения.

2. годовые эксплуатационные издержки.

3. срок окупаемости.

4. коэф. эффективности.

5. приведенные затраты.

Вместе с тем, существуют еще дополнительные показатели эффективности:

1. Сравнение одного варианта с другим в виде натурального показателя, т.е. расход т-ва, сырья, энергии.

Общая (абсолютная) экономическая эффективность хар-ет эффективность полных капзатрат, направленных на увеличение выпуска продукции и выражается отношением экономического эффекта к затратам.

Показатели абсолютной эффективности:

1. коэф. эффективности капвложений.

Е= ∆Э/К

Показатель абсолютной эффективности дает возможность планировать прирост продукции при известных капвложениях.

В практике его еще называют – рентабельность.

  1. Условия сопоставимости сравниваемых вариантов.

Энергетическая сопостовимость-сравниваемые варианты должны быть равноценны по их эффекту. Т.е. объем и качество-одинаковы. При сравнении учитываются затраты, непосредственно на сооружение объекта и затраты на сложные объекты( эл. Сети, теплосети) На 1р кап вложений должен приходиться 1р издержек. Прежде чем приступить, к технико-экономическим расчетам необходимо, провести анализ (технический) для сапостовимости различных вариантов.

Важной предпосылкой нахождения оптимального решения явл-ся использование объективного критерия оптимальности. В основу которого д.б. положены экономические соображения.

В качестве важнейших экономических показателей, используемых энергетических объектов, явл-ся капиталовложения и годовые эксплуатационные расходы.

Каждый из этих показателей в отдельности не может явл-ся обобщающим показателем, поэтому при проектировании в технико-экономических расчетах применяется показатель, который наз-ют приведенными затратами, определяемые как:

Зпр. = Ен.*кпол.+Игод., где Ен. =0.12 нормативный коэф. эффективности, кпол. – полные капиталовложения в объект, Игод. – годовые издержки.

При большинстве энергетических объектов в силу значительных капиталовложений, срок строительства м.б. несколько лет.

Капиталовложения, вкладываемые в разные годы строительства, капиталы будут иметь разную ценность. Точно так же как и последующие издержки. Для нахождения объективного критерия оптимальности должны соблюдаться условия энергетической и экономической сопостовляемости вариантов.

1-е обозначает, что сравниваемые варианты д.б. равноценны по их энергетическому эффекту. Объем и качество выпускаемой продукции д.б. одинаковыми или равными.

2-й вариант означает, что каждый из сравниваемых вариантов д.б. поставлен в оптимальные для него условия.

Во вторых при сравнении необходимо учитывать затраты, вызываемые непосредственно сооружением объекта, но и затраты на сложные объекты (теплосети, электросети и т.д.). Необходимо иметь в виду, что рубль капиталовложений д.б. равным рублю издержек.


  1. Учёт фактора времени в технико-экономических расчётах.

Зпр.= Ен.К+И – подразумевает, что капвложения осуществляются в течение года, предшествующего началу эксплуатации и эксплуатационные издержки остаются неизменными в течение всего срока эксплуатации. В действительности же капвложения в строительство объектов проходит в течение нескольких лет, а эксплуатационные издержки различные по годам. Кроме того, объекты,вводимые очередями, имеют частичные эксплуатационные издержки с дополнительными капвложениями в следующие годы. Поэтому, очевидно, что для правильного экономического сопоставления вариантов, необходимо наличие способа, объективного количественного соизмерения затрат. Одна из причин неравномерности разновременных капвложений, явл-ся то, что фонд капвложений ограничен. Поэтому для инвестора не безразлично, когда отвлекаются его средства. Основной методикой для приведения разновременных капвложений будет явл-ся приведение их к единому моменту времени. Это м.б. любой период строительства объекта или его эксплуатации.

Чаще всего эти затраты приводят к вводу окончания строительства или нормальному использованию. Капвложения, вкладываемые в 1-е годы до эксплуатации, считаются “замороженными”. Поэтому ущерб в рез-те м.б. оценен по следующему выражению:

К= Ен.* Кi.,

а с учетом вышеназванного ущерба, капвложения м.б. записаны как: Кпр.=К(1+ Ен.),

при не использовании капвложений в течение 2 лет, приведенные капвложения будут иметь вид: Кпр.=(1+ Ен.),

при сроке строительства Т лет, приведенные капвложения: Кпр.=К(1+ Ен.)(Тср.),

Для общих капвложений, общее выражение имеет вид: Кпр.=?Кt.*(1+ Ен.)(т-t),

При этом по всем вариантам строительства, приведенные затраты оказываются больше, чем их сметная стоимость. Если приводить капвложения к начальному моменту строительства, то приведенные затраты окажутся меньше сметной стоимости, а выражения запишется:

Кпр.=Кt(1+ Ен.)(-t).

Таким образом, осуществляется на приведение к начальному, конечному или промежуточному моменту времени, сравнительная экономичность вариантов не изменяется. При рассмотрении различных вариантов важное значение имеет объективный коэф. эффективности. Выбор правильного коэф. позволяет выбрать самый верный, оптимальный вариант.



  1. Приведенные затраты.





  1. Формула проф. Болотова.

Умножая приведенные затраты на величину получим выражение, приведенное к моменту окончания строительства , которое получило название по имени автора: формула проф. Болотова:



Необходимо отметить, что сравниваемые между собой варианты должны быть приведены к одному моменту времени. Это может быть момент окончания строительства объекта, который вводится в строй в более позднее время, более поздний момент времени, но ни в коем случае более ранний.


  1. ЧДД

ЧДД – наз-ют сумма текущих эффектов за весь расчетный период. Приведенная к начальному году или к любому другому году приведения:

, где

Rt – рез-ты достигнутые на t-ом шаге расчетов или в t-ом году, Зt – приведенные затраты, оцениваемые на t-ом шаге.

Затраты определяются: , где

к – кап. вложения, И – издержки, Тсл – горизонт расчета или срок службы оборудования.

Если ЧДД положителен – то проект при данной норме дисконты – эффективен, и наоборот, Е - ставка дисконтирования, банковская ставка.

На практике часто используется модифицированные, измененные формулы ЧДД. Это зависит от года приведения. Для этого из состава приведенных затрат исключают кап. вложения к, которые определяются как:

, тогда ЧДД может записаться в виде: .

В том случае, когда сравниваются варианты, которые хар-ся стабильными по годам расчетного периода показателями, а кап. вложения осуществляются в 1 год (нулевой), то ЧДД м.б. записан:

, где

R – неизменные по годам расчетного периода рез-ты, З – неизменные по годам расчетного периода затраты, - норма реновации основных фондов, определяется с учетом факторов времени в относительных единицах:

(1).

Затраты определяются как: , где - кап. вложения в нулевой год.

Данное условие (1) требует, чтобы к концу расчетного периода равному (T – t), была накоплена сумма равная основным фондом.

Если Е = 0, то сумма в равенстве будет равна сроку амортизации: ,

.

Определим сумму, которая явл-ся убывающей геометрической прогрессии, первый член суммы которой равен: ,

в знаменателе будет: , т.е .

Сумма Т- чисел геометрической будет определяться как:

.

Норма реновации: .

Если в конце расчетного периода остается ликвидная ст-ть, то она должна учитываться, когда выражение ЧДД будет записано:

.

При сравнении вариантов по ЧДД необходимо чтобы период расчета был во всех вариантах одинаков. Для приведения различных периодов используют различные приемы:

1. дополнительный вариант с меньшим сроком Т.

2. увеличивают период расчета, у которого срок службы меньше.

3. определяют по каждому варианту, своего рода среднюю величину эффекта (затрат по годам расчетного периода с учетом фактора времени), т.е.?

, где

.

Пример.

Известно: Е = 0.12, кап. вложения К1 = 100, К2 = 90. Издержки И1 = 10, И2 = 13, норма реновации , реновационные отчисления Иа1 = 5, Иа2 = 4.5. Годовой рез-т в 1 и 2 варианте одинаковы: R1 = R2 = const.

Решение:

.





.



.







  1. Индекс доходности.

Индекс доходности (ИД) по существу является коэффициентом рентабельности первого вида, рассчитанный с учётом фактора времени:



Если ЧДД положителен, то ИД>1 и проект эффективен и наоборот. При оценке абсолютной экономической эффективности оценки с применением ЧДД и ИД тождественны. При использовании критериев ЧДД и ИД для сравнительной экономической эффективности, их оценки могут давать различные результаты. При этом менее капиталоёмкие варианты могут проигрывать по критерию ЧДД. Поэтому ИД предпочтительно использовать для более узкой задачи, например, для ранжирования вариантов по эффективности при наличии ограничений по капитальным вложениям.


  1. Срок окупаемости.





  1. ВНД.

Внутренняя норма доходности (ВНД) представляет собой ту норму дисконта, при которой величина приведенных эффектов равна величине приведенным единовременным затратам. ВНД () находится исходя из условия:


Если критерии ЧДД и ИД показывают, эффективен проект или нет при некоторой норме дисконта, то ВНД проекта определяется в процессе расчета и затем сравнивается с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемый капитал. Величина ВНД может определяться методом интерполяции:



где - коэффициенты дисконтирования, при которых значение ЧДД меняется с положительного на отрицательное.


  1. Учёт инфляции в технико-экономических расчётах.

Инфляция – это повышение общего уровня цен в экономике или на отдельные виды ресурса. Если пренебречь разнородностью инфляции и принять её равной по годам расчётного периода (аналогично коэффициенту дисконтирования), то учёт инфляционных процессов в технико-экономических расчётах возможен исходя из условия:



где- коэффициенты дисконтирования с учётом и без учёта инфляции; среднегодовой темп инфляции.

При небольших темпах инфляции и небольшом значении коэффициента дисконтирования можно принять: .

1. Основные фонды. 1.

2. Оборотные фонды. 2.

3. Моральный и физический износ ОФ 3.

4. Стоимостная оценка ОФ. 4.

5. Амортизация ОФ. Виды амортизации. 5-6.

6. Нематериальные активы. 7

7. Фондоотдача, фондоёмкость, фондовооруженнсть. 8

8. Оборотные средства. 9-10

9.Оценка эфективности использовани оборотных средств.11

10. Себестоимость энергии. 12-14

11. Калькулирование себестоимости. 15-18

12. Себестоимость энергии на КЭС. 19

13. Себестоимость энергии на ТЭЦ. 20-22

14. Себестоимость энергии в энергосистеме. 23-24

15. Прибыль. 25

16. Рентабельность. 26

17. Принципы рыночной экономики. 27-28

18. Ценообразование на энергию. 29-30

19. Принципы формирования налоговой системы. 31-33

20. Абсолютная и сравнительная эффективность. 34

21. Условия сопоставим сравниваемых вариантов. 35

22.Учёт фактора времени в технико-экономич. расчётах. 36-37

23.Приведенные затраты. 38

24. Формула проф. Болотова. 39

25. ЧДД 40-42

26. Индекс доходности. 43

27. Срок окупаемости. 44

28. ВНД. 45

29. Учёт инфляции в технико-экономических расчётах. 46




Учебный материал
© bib.convdocs.org
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации