Реформирование российской энергетики: период 2002-2009 гг.

  • Вид работы:
    Курсовая работа (т)
  • Предмет:
    Эктеория
  • Язык:
    Русский
    ,
    Формат файла:
    MS Word
    20,82 Кб
  • Опубликовано:
    2014-01-10
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!

Реформирование российской энергетики: период 2002-2009 гг.

Министерство образования и науки Российской Федерации

ФГУО ВПО НИ

ИРКУТСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Заочно-вечерний факультет

Кафедра экономики и менеджмента






КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине: Экономика отрасли

на тему:

Реформирование российской энергетики: период 2002-2009 гг.










Иркутск 2013 г.

Содержание

Введение

1. Современное состояние электроэнергетики России и перспективы дальнейшего развития

1.1 Программа реформирования электроэнергетики

1.2 Цели реформирования

1.3 Меры в ходе реализации реформы

2. Производственные задачи

2.1 Изучить историю энергетики

2.2 Проанализировать реформы энергетики

2.3 Здание на расчетную часть контрольной работы

Заключение

Список используемой литературы

Введение

В контексте исследуемых проблем особую актуальность приобретает изучение энергетики. Во-первых, энергетика входящая в состав топливно-энергетического комплекса, является системообразующей отраслью, играет ключевую роль в жизнеобеспечении экономики и населения страны, вносит существенный вклад в формирование ВВП страны. При этом российская экономика характеризуется значительно более высокими (в 3-4 раза) удельными энергозатратами на производство ВВП в сравнении с наиболее развитыми странами. Во-вторых, выбор энергетики в качестве объекта исследования позволяет, проанализировать максимально широкий спектр проблем и задач привлечения инвестиций в сферы деятельности субъектов естественных монополий. В-третьих, тесные производственно-технологические и обусловленные ими финансово-экономические связи энергетики актуализируют задачу гармонизации и синхронизации процессов реструктуризации и реформирования отросли. Электроэнергия в современном мире - не просто товар повседневного спроса. Она формирует образ жизни людей. Без нее невозможна работа промышленности и транспорта. Сбои в энергоснабжении могут не только повлиять на них, но и привести к техногенным катастрофам, создающим угрозу самой жизни. Именно поэтому реформа электроэнергетики неоднократно откладывалась не только в России, но и в мире. Хотя в профессиональном сообществе давно было общепризнанно, что альтернативы либерализации электроэнергетики нет, и обсуждались темпы проведения реформ, специфика страны и данного рынка, насколько радикальна может быть модель отделения генерации от сетей. В нашей стране реформа электроэнергетики началась позже, чем во многих других странах. Однако она была проведена до реформ в других монополиях, более быстрыми темпами и оказалась более радикальной. Оптимальным с точки зрения национальной безопасности и экономической эффективности является внутреннее инвестирование с привлечением средств населения России. Увеличение доли государства в капитале ОГК и ТГК также явится гарантией соблюдения интересов общества. Электроэнергетика - отрасль экономики Российской Федерации, включающая в себя комплекс экономических отношений, возникающих в процессе производства (в том числе производства в режиме комбинированной выработки электрической и тепловой энергии), передачи электрической энергии, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, сбыта и потребления электрической энергии с использованием производственных и иных имущественных объектов (в том числе входящих в Единую энергетическую систему России), принадлежащих на праве собственности или на ином предусмотренном федеральными законами основании субъектам электроэнергетики или иным лицам. Электроэнергетика является основой функционирования экономики и жизнеобеспечения.

1. Современное состояние электроэнергетики России и перспективы дальнейшего развития

В настоящий момент ситуация на рынке характеризуется следующими важнейшими обстоятельствами:

) резким ростом потребности развивающихся азиатских стран в энергоресурсах (до 45% перспективного прироста мирового спроса на нефть);

) увеличением разрыва между объемами потребления и объемами производства нефти и газа в экономически развитых странах (так, к 2020 г. от 60% до 70% газоснабжения Европы будет обеспечиваться за счет импорта, а для большинства крупнейших азиатских стран этот показатель превышен уже сегодня);

) недостатком перерабатывающих и транспортных мощностей и ограниченностью дополнительных мощностей по добыче нефти;

) недостаточной транспарентностью мировой торговли нефтью - малая толика непроверенной информации способна вызвать обрушение рынка, а нехватка и неполнота информации об основных показателях спроса и предложения в глобальном ТЭКе затрудняет планирование развития национальных хозяйств;

) недостаточностью инвестиций во все этапы производственной цепочки в нефтегазовой отрасли, что приводит к недостаточности темпов восполнения запасов сырья, неадекватному развитию перерабатывающих предприятий и изношенности и недостаточности транспортной инфраструктуры. Превращение отрасли из естественной монополии в олигополию происходит посредством преобразования активов энергохолдинга и обособление от ОАО РАО "ЕЭС России" всех компаний целевой структуры. Данное решение о реструктуризации приняло Правительство РФ в 2001 г. Поскольку совмещение естественно монопольных и не являющихся таковыми видов деятельности в рамках одной компании не способствует достижению прозрачности финансово-хозяйственной деятельности и не позволяет вывести из-под государственного тарифного регулирования потенциально конкурентные виды деятельности. Все это приводит к снижению надежности, безопасности и эффективности энергоснабжения. Нарастает угроза ограничений по удовлетворению будущего спроса на электрическую и тепловую энергию уже в ближайшие годы. Также главной целью было уменьшение тарифов на электроэнергию и образованию конкурентоспособного рынка. В последние годы в электроэнергетике России неуклонно обостряется проблема физического и морального старения оборудования электростанций и электрических сетей. Нарастают мощности энергооборудования ТЭС и ГЭС, отработавшие свой парковый ресурс. Старение оборудования - одна из главных причин ухудшения технико-экономических и экологических показателей электростанций. Требуется принятие незамедлительных мер по обеспечению надлежащего технического состояния генерирующего оборудования электростанций РАО "ЕЭС России". Сохранение тенденции снижения располагаемой мощности электрических станций даже в краткосрочной перспективе может привести к невозможности удовлетворения растущего спроса на электроэнергию. Низкая рентабельность и неплатежи, отсутствие государственной поддержки развития электроэнергетики привели к снижению за последние годы объема инвестиций в электроэнергетику в 6 раз. Учитывая сложную ситуацию в топливодобывающих отраслях и ожидаемый высокий рост выработки электроэнергии на тепловых электростанциях (почти на 40-80 % к 2020 г.), обеспечение электростанций топливом становится в предстоящий период одной из сложнейших проблем в энергетике.

электроэнергетика российская энергетика реформирование

1.1 Программа реформирования электроэнергетики

В 2001 г. Правительство РФ одобрило программу реформирования электроэнергетики на период до 2020 года. Программа энергетического реформирования выделила три ключевые задач, на решения которых направлены все усилия и которые концентрируют суть энергетической политики страны. Первая задача - коренное повышение энергетической эффективности экономики с тем, чтобы энергоемкость ВВП сократилась на 26-28% в период до 2010 года и еще на 25-30% в последующие годы. Из-за нашей энергетической расточительности даже при ее успешном решении удельная энергоемкость экономики страны 2020г достигнет лишь сегодняшнего среднемирового показателя, а не показателя лучших стран. Вторая коренная задача программы реформирования - обеспечить ожидаемое наращивание потребления первичных энергоресурсов и их экспорт. При росте энергопотребления с темпом 1,5-1,7 % ежегодно и почти стабильном экспорте энергоресурсов (рост не более чем на 10 % за период) требования к наращиванию производственной базы энергетики на первый взгляд оказываются вполне приемлемыми - 11 % в период до 2010 г. и 23 % за весь период до 2020 г. Но специалисты предполагают, что в этот период потребуется восстановить до 80 % ресурсной базы и заменить не менее 70 % существующего оборудования. Восстановление и наращивание производственной базы топливно-энергетического комплекса (ТЭК) потребует огромных затрат - более 500 млрд. долл. за 20-летний период. Третья задача реформы - обеспечить энергетическую безопасность, потерей которой грозит стремительное скатывание страны к моногазовой структуре топливно-энергетического баланса. Доля природного газа в энергопотреблении России составляла 40 % в 1990 г., и за последние 10 лет она достигла 50 %. Если продолжится та же линия использования дешевого газа, то возникнет предельно опасная ситуация. Она уже четко обозначилась тем, что 80 % котельно-печного топлива (не включающего светлые нефтепродукты) в европейской части страны составляет газ, и при этом через Урал из Сибири в европейскую часть страны ежегодно подается почти 1 млрд. т топлива.

1.2 Цели реформирования

Учитывая особую важность отрасли, цель реформирования электроэнергетики должна соответствовать общенациональным интересам, а именно обеспечению устойчивого функционирования и развития экономики страны и социальной сферы. Исходя из этого, стратегической задачей реформирования является переход электроэнергетического комплекса в режим устойчивого развития на базе прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования, достижение на этой основе надежного, экономически и экологически эффективного обеспечения платежеспособного спроса национальной экономики и населения на электрическую и тепловую энергию, как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе. Первоочередные меры. В области тарифного и иного регулирования должны быть предприняты следующие первоочередные меры: Преобразование региональных энергетических комиссий в подразделения ФЭК; Организационное и финансовое укрепление ФЭК, придание ей независимого статуса; Введение раздельного регулирования по видам деятельности; Изменение порядка расчета и определения тарифов; Ликвидация списка "неотключаемых" потребителей с целью полного исключения неплатежей в отрасли. Регулирующие органы. Статус ФЭК следует превратить из декларативно независимого в реально независимый. Необходимо преобразовать Региональные Энергетические Комиссии в филиалы ФЭК, которые будут использоваться для сбора и анализа необходимой информации на местном уровне, а также принятия регулирующих решений в рамках принимаемой на федеральном уровне методологии. Решения ФЭК и ее подразделений должны выноситься на основе открытых публичных слушаний. Необходимо изменить регламент рассмотрения предложений, предусмотрев увеличение объема информации о своей деятельности, предоставляемой энергокомпаниями, а также увеличить сроки рассмотрения материалов при установлении тарифов.

1.3 Меры в ходе реализации реформы

Важнейшей мерой реформирования должен стать поэтапный переход от регулирования полного тарифа на электроэнергию для всех категорий потребителей к регулированию тарифов на сетевые услуги. При этом обеспечивается свободный недискриминационный доступ к сетевой инфраструктуре рынка. После возникновения оптового рынка электроэнергии установление тарифа для потребителей, пока не получивших право выхода на свободный рынок, будет осуществляться путем сложения оптовой цены электроэнергии и регулируемых надбавок за сетевые услуги и сбыт электроэнергии. По мере открытия рынка для данной категории потребителей будет осуществлен переход на регулирование только тарифа на сетевые услуги. Абонентная плата, взимаемая РАО "ЕЭС России", должна быть поэтапно преобразована в плату за мощность сети, определяемую в соответствии с общей методологией установления тарифов в электроэнергетике. Реформа электроэнергетики в стране заканчивается и с 1 июля 2008 года, когда РАО "ЕЭС России" как монополия прекращает свое существование. Реорганизация ОАО РАО "ЕЭС России" станет логичным завершением реформирования электроэнергетики и создания новой демонополизированной структуры отрасли. В условиях развития конкурентных отношений между новыми самостоятельными участниками рынка электроэнергии ОАО РАО "ЕЭС России" прекращает свою деятельность в качестве "государственной монополии" и будет преобразовано в ряд государственных и частных компаний. В соответствии с решениями совета директоров ОАО РАО "ЕЭС России", реорганизация Общества проводится в два этапа: Первый этап, в рамках которого из ОАО "РАО "ЕЭС России" выделены ОАО "ОГК-5" и ОАО "ТГК-5", завершен 3 сентября 2007 года. Эти компании были выбраны для обособления в ходе реорганизации, поскольку в максимальной степени готовы к полноценному самостоятельному функционированию, а также реализации перспективных инвестиционных проектов и успешному проведению эмиссий дополнительных акций. В ходе второго этапа (окончание - 1 июля 2008 г.) завершатся структурные преобразования активов энергохолдинга, произойдет обособление от ОАО РАО "ЕЭС России" всех компаний целевой структуры. В ее состав входят следующие виды энергетических компаний: ФСК - Федеральная сетевая компания; Основные функции: Обеспечение выдачи мощности электрических станций в сеть и создание условий для присоединения к электрической сети участников оптового и розничных рынков на условиях недискриминационного доступа к электрическим сетям при наличии технической возможности для этого и соблюдении ими установленных правил доступа. Совершенствование технологий эксплуатации, технического обслуживания и ремонта. Обеспечение профессиональной подготовки эксплуатационного и ремонтного персонала с учетом внедрения новых технологий и инновационного оборудования. МРСК - межрегиональные распределительные сетевые компании; Выполняет функцию по технологическому управлению объектами электросетевого хозяйства региона, эта система делает процесс управления сетями более эффективными, улучшит надежность и качество электроснабжения потребителей и оптимизирует работу энергосистемы. МРСК-1 - компания, выделившаяся из РАО "ЕЭС России" и владеющая акциями МРСК; ФСТ - Федеральная служба по тарифам, федеральный орган исполнительной власти РФ, уполномоченный осуществлять правовое регулирование в сфере государственного регулирования цен (тарифов) на товары (услуги) в соответствии с законодательством РФ и контроль за их применением, за исключением регулирования цен и тарифов, относящегося к полномочиям других федеральных органов исполнительной власти, а также федеральным органом исполнительной власти по регулированию естественных монополий, осуществляющим функции по определению (установлению) цен (тарифов) и осуществлению контроля по вопросам, связанным с определением (установлением) и применением цен (тарифов) в сферах деятельности субъектов естественных монополий. Создана на основании Указа Президента РФ № 314 от 9.03.2004 года "О системе и структуре федеральных органов исполнительной власти" на основе соответствующих подразделений упраздняемой Федеральной энергетической комиссии РФ, является самостоятельным федеральным органом исполнительной власти, находится в ведении Правительства РФ. РСК - распределительные сетевые компании; ОГК - оптовые генерирующие компании; ТГК - территориальные генерирующие компании; РГК - региональные генерирующие компании. Выбор двухэтапной схемы вызван необходимостью в ходе первой реорганизации оценить способность крупных частных генерирующих компаний самостоятельно привлекать инвестиции, управлять своим развитием, участвовать в работе оптового рынка электроэнергии, а для ТГК - и в сегменте тепловой энергии. Последовательное, в два этапа, реформирование ОАО РАО "ЕЭС России" также вызвано необходимостью отработки механизма реорганизации Общества. Общие принципы реформирования РАО ЕЭС предполагали создание ТГК на основе одного или нескольких региональных дочерних обществ РАО ЕЭС (т. н. АО "-энерго"), из которых исключались гидроэлектростанции и крупные тепловые электростанции (объединены в шесть "ОГК"). Формируемые в ходе реформы компании представляют собой предприятия, специализированные на определенных видах деятельности (генерация, передача электроэнергии и другие) и контролирующие соответствующие профильные активы. По масштабу профильной деятельности создаваемые компании превосходят прежние монополии регионального уровня: новые компании объединяют профильные предприятия нескольких регионов, либо являются общероссийскими. Так, магистральные сети переходят под контроль Федеральной сетевой компании, распределительные сети предполагается интегрировать в межрегиональные распределительные сетевые компании (МРСК), функции и активы региональных диспетчерских управлений передаются общероссийскому Системному оператору. Активы генерации также объединяются в межрегиональные компании, причем двух видов: генерирующие компании оптового рынка (оптовые генерирующие компании - ОГК) и территориальные генерирующие компании (ТГК). ОГК объединяют электростанции, специализированные на производстве почти исключительно электрической энергии. В ТГК входят главным образом теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят как электрическую, так и тепловую энергию. Шесть из семи ОГК формируются на базе тепловых электростанций, а одна ("ГидроОГК") - на основе гидрогенерирующих активов. Тепловые ОГК построены по экстерриториальному принципу, в то время как ТГК объединяют станции соседних регионов. Гарантирующий поставщик (сокращенно ГП) электрической энергии - коммерческая организация, обязанная в соответствии с Федеральным законом от 26.03.2003 г. № 35-ФЗ "Об электроэнергетике" или добровольно принятыми обязательствами заключить договор купли-продажи электрической энергии с любым обратившимся к ней потребителем электрической энергии либо с лицом, действующим от имени и в интересах потребителя электрической энергии и желающим приобрести электрическую энергию. Наиболее крупные и эффективные гарантирующие поставщики по данным журнала "Энерго Рынок" по состоянию на 31.12.2007 г. (в порядке убывания): ОАО "Тюменская энергосбытовая компания", ОАО "Мосэнергосбыт", ОАО "Иркутскэнерго", ОАО "Свердловэнергосбыт", ОАО "Хакасэнергосбыт", ОАО "Пермская энергосбытовая компания", ОАО "Башкирэнерго", ОАО "Самараэнерго" и др.

2. Производственные задачи

2.1 Изучить историю энергетики

Начало 19 века ознаменовалось бурным развитием паровых машин <#"center">2.2 Проанализировать реформы энергетики

Основными задачами реформы являются следующие: разделение отрасли на естественно-монопольные и конкурентные виды деятельности; создание системы эффективных рыночных отношений в конкурентных видах деятельности; эффективное и справедливое государственное регулирование естественных монополий, создающее стимулы к снижению издержек и обеспечивающее инвестиционную привлекательность естественных монополий.

В связи с этим в электроэнергетике России происходят радикальные изменения: меняется система государственного регулирования отрасли, формируется конкурентный рынок электроэнергии, создаются новые компании. В ходе реформы меняется структура отрасли: осуществляется разделение естественно монопольных (передача электроэнергии, оперативно-диспетчерское управление) и потенциально конкурентных (производство и сбыт электроэнергии, ремонт и сервис) функций. Вместо прежних вертикально-интегрированных компаний, выполнявших все эти функции, создаются структуры, специализирующиеся на отдельных видах деятельности. Генерирующие, сбытовые и ремонтные компании становятся преимущественно частными. В естественно-монопольных сферах, напротив, происходит усиление государственного контроля. Таким образом, создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.

Изначально цели и задачи реформы определены постановлением правительства от 11 июля 2001 года № 526 "О реформировании электроэнергетики Российской Федерации". Основные цели и задачи реструктуризации: обеспечение реализации реформирования РАО "ЕЭС России"; обеспечение надежности и бесперебойности теплоснабжения; увеличение рыночной стоимости холдинга РАО "ЕЭС России"; выделение из состава РАО "ЕЭС России" эффективных, инвестиционно привлекательных компаний; повышение текущей эффективности и развитие профильных бизнесов РАО "ЕЭС России"; повышение прозрачности компании, совершенствование системы корпоративного управления, превращение ее в бизнес-ориентированную компанию. Таким образом, в ходе реформы исчезает прежняя, монопольная структура электроэнергетики: большинство вертикально-интегрированных компаний сходят со сцены, на смену им

появляются новые компании целевой структуры отрасли.этап (1990-е годы). Предпосылки реформирования. Уменьшение объема потребления электроэнергии. Процесс обновления мощностей практически остановился.этап (2001-2003 гг.). Создаются условия для развития конкурентного рынка электроэнергии, цены которого не регулируются государством, а формируются на основе спроса и предложения, а его участники конкурируют, снижая свои издержки.этап (2004-2005 гг.). Процесс реформирования АО-энерго, реализация пилотных проектов, сформирована новая вертикаль оперативно-диспетчерского управления: функции региональных диспетчерских управлений переданы от АО-энерго Системному оператору.этап (2006-2008 гг.). Закончено формирование целевой структуры всех тепловых ОГК и ТГК, закончен процесс выделения сетевых компаний. Вступили в силу новые правила работы оптового и розничных рынков электроэнергии.этап (2009-2011 гг.). Постепенная замена регулируемых договоров на свободные (нерегулируемые) договоры. Либерализация розничных и оптового рынков электроэнергии, при сохранении обеспечения населения электроэнергией по регулируемым тарифам.этап (2012 по наст. время). Реализация политики в области энергосбережения и повышения энергоэффективности, с учетом формирования системы контроллинга на предприятиях энергетики.

Для более детальной, конкретной характеристики функционирования электроэнергетического комплекса целесообразно проанализировать организационно-экономическую, управленческую, контроллинговую деятельность энергокомпаний на примере двух приграничных друг другу регионов - Самарского и Оренбургского.

За годы реформ энергетика Оренбуржья претерпела множество изменений. Только за период - 2004-2006 годы произошло три реорганизации ОАО "Оренбургэнерго". Так долгое время, вплоть до 1 июля 2005 года, ОАО "Оренбургэнерго" имело четкую вертикаль управления и входило в РАО "ЕЭС России". С 1 июня 2005 г. ОАО "Оренбургэнерго" распалось на три самостоятельные компании: ОАО "Оренбургская теплогенерирующая компания" (ОТК); ОАО "Оренбургэнегосбыт", ОАО "Оренбургэнерго". Основные изменения в организационной структуре ОАО "Оренбургэнерго" коснулись сферы производства тепло - и электроэнергии, из которой на Федеральный уровень перешла Ириклинская гидроэлектростанция, которая имеет государственную форму собственности. В январе 2006 года Муниципальное унитарное предприятие "Оренбурггортепло" (МУП "ОГТ") влилось в Оренбургские тепловые сети (ОТС). Таким образом, по сравнению с 2005 г. увеличилась управленческая структура Оренбургской тепловой сети и организационная структура (семь новых структурных единиц, вошедшие в ОТС в результате данного слияния). За последние годы реформирования отрасли электроэнергетики в Оренбуржье наибольшему изменению подверглись сфера производства тепло - и электроэнергии и сфера транспорта тепловой энергии, а также произошла структурная реорганизация Оренбургской теплогенерирующей компании.

Реформирование ОАО энергетики и электрификации "Самараэнерго" также завершилось в 2006 году. В настоящее время основной деятельностью ОАО "Самараэнерго" является покупка электрической энергии на оптовом рынке и поставка электрической энергии на розничный рынок Самарской области по договорам энергоснабжения и купли-продажи. ОАО"Самараэнерго" - одна из первых сбытовых организаций получила статус "гарантирующего поставщика" в Самарской области.

Основной целью ОАО "Самараэнерго" является максимизация прибыли при сохранении устойчивого финансового состояния. Общество, за последние годы характеризуется стабильной финансово-экономической деятельностью. Так 2011 г. ОАО "Самараэнерго" закончило с чистой прибылью, которая составила 1182728 тыс. руб. Анализ результатов работы Общества показывает, что компанией решены следующие задачи: обеспечена надежность поставок электроэнергии на территории Самарской области; сохранено устойчивое финансовое положение; обеспечена стабильная работа энергокомпании на розничном рынке и эффективная на оптовом рынке электроэнергии.

В качестве основных рисков, которые могут снизить эффективность функционирования энергосбытовой компании, правомерно выделить следующие: изменение структуры отпуска в сеть и полезного отпуска по уровням напряжения в связи, с изменениями состава сетевых организаций; снижение полезного отпуска электроэнергии и, соответственно, выручки компании за счет самостоятельного выхода потребителей на НОРЭМ; нарушение платежной дисциплины со стороны потребителей компании и появление неплатежеспособных потребителей; появление конкурирующих энергосбытовых компаний и уход к ним части потребителей. Для укрепления конкурентоспособности, снижения вероятности возникновения рисков и минимизации их возможных последствий руководители ОАО "Самараэнерго" выделяют следующие цели стратегического развития компании (в порядке приоритетности):

. Сохранение и расширение существующей абонентской базы за счет формирования более гибкой политики взаимоотношений с потребителями электроэнергии.

. Увеличение активов предприятия, направленных на повышение эффективности основной деятельности компании.

. Повышение производительности, бизнес-процессов и эффективности системы управления компанией.

Для реализации целей поставлены следующие задачи: оптимизация структуры основных статей затрат; оптимизация алгоритмов управления финансовыми ресурсами компании; диверсификация бизнеса за счет разработки и предложения сопутствующих услуг; укрепление позитивного имиджа компании; повышение качества обслуживания абонентов; развитие инфраструктуры сбора денежных средств за отпущенную электроэнергию; внедрение автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии (АСКУЭ) промышленных и бытовых потребителей; повышение квалификации персонала.

2.3 Здание на расчетную часть контрольной работы

Содержанием задачи является проведение сопоставительных технико-экономических расчетов по выбору варианта строительства электростанций. Сравниваются варианты строительства ГЭС и КЭС, мощность каждой из которых 3000 Мвт.

Удельный расход топлива 0,360кг/квтч (0,00036 т/квтч)

Исходные данные:

№ПоказателиЕд измДанные поГЭСКЭС1Число часов использования установленной мощности, hЧас/год450070002Расход электроэнергии на собственные нужды, Эсн %0,253Норма амортизации, На%274Штатный коэффициент, RштЧел/Мвт0,10,6

Прочие исходные данные:

№ПоказателиЕд. изм. Номер варианта41Удельные капитальные вложения в ГЭСРуб/квт170002Удельные капитальные вложения в КЭСРуб/квт10003Цена топлива франко-станцияРуб/т. у. т. 800

Необходимо определить по вариантам

.годовые издержки производства, И

2.себестоимость отпущенного 1Ктвч, С

.удельные капитальные вложения на 1Квтч годовой выработки, К

.стоимость 1 квтч электроэнергии, Ц

.производительность живого и относительную производительность труда, Пж, П

.срок окупаемости дополнительных капитальных вложений по ГЭС, Ток

.приведенные затраты по сравниваемым вариантам, Згэс, Зкэс

.годовой экономический эффект, Э

.чистую прибыльЧПР, выручку от реализации В, рентабельность затрат Rз, рентабельность капитальных вложений R, фондоотдачу Фо

.Фондоемкость, Фем, фондовооруженность труда Фв,

.Дать экономический анализ результатов расчетов, в том числе причин получившихся соотношений показателей по сравниваемым вариантам.

Пользуясь показателями себестоимости, цены, удельных капитальных вложений, срока окупаемости, приведенных затрат и др., необходимо сделать мотивированный вывод о целесообразности строительства ГЭС или КЭС.

1.Расчет годовых издержек производства.

Расчёт выработки электроэнергии станциями

Wгодуст×ЧЧИМ, где

Wгод - годовая выработка электроэнергии, МВт*ч;

Руст - установленная мощность, МВт;

ЧЧИМ - Число часов использования установленной мощности, ч.

WгодГЭС=3000×4500=13 500 000 МВт×ч

WгодКЭС=3000×7000=21 000 000 МВт×ч

Расчет потребления топлива

Тгод= Wгод× Туд, где

Тгод - годовое потребление топлива, т;

Туд - Удельный расход топлива т/кВт×ч.

ТгодГЭС=0 т

ТгодКЭС=21 000 000 000×0,00036=7 560 000 т

И=Итазпсопр, где

И - годовые издержки, руб.;

Ит - топливные издержки, руб.;

Иа - амортизационные издержки, руб.;

Изп - издержки на зарплату, руб.;

Исо - издержки на социальные отчисления, руб.;

Ипр - прочие издержки, руб.

Ит год×Цт, где

Цт - цена топлива руб/т. ИтГЭС= 0 руб.

ИтКЭС= 7 560 000×800=6 048 000 000 руб.

Иа = К× На, где

К-капитальные затраты, руб.;

На-норма амортизации, %.

К=Куд× Руст, где

Куд - Удельные капитальные вложения, руб/кВт.

К ГЭС= 17000× 3000 000= 51 000 000 000 руб.

К КЭС= 1000× 3000 000=30 000 000 000 руб.

Иа ГЭС=51 000 000 000×0,02=1 020 000 000 руб.

Иа КЭС=30 000 000 000×0,07=2 100 000 000 руб.

Изп=ФОТуд×Nч, где

ФОТуд - удельный годовой фонд оплаты труда без учета социальных отчислений, руб/чел-год;ч-количество человек, шт.

ч= Rшт× Руст, где

Rшт - штатный коэффициент, Чел/МВт.

ч ГЭС = 0,1× 3000=300 чел.ч КЭС= 0,6× 3000=1800 чел.

Изп ГЭС = 240 000×300= 72 000 000 руб.

Изп КЭС = 240 000×1800= 432 000 000 руб.

Исо= Изп×ксо, где

ксо - процент отчислений на социальное обеспечение, %

Исо ГЭС = 72 000 000 ×30,2=21 744 000 руб.

Исо КЭС = 432 000 000 ×30,2=130 464 000 руб.

Ипр =0,1×тазпсо)

Ипр ГЭС =0,1× (1020000000+72 000 000 +21 744 000) =

= 111374400 руб.

Ипр КЭС =0,1× (6048000000+2100000000+432 000 000 +130 464 000) =

= 871046400 руб.

И ГЭС =1020000000+72 000 000 +21 744 000+11374400=

= 1125118400 руб.

И КЭС =6048000000+2100000000+432 000 000 +130 464 000+871046400=

= 9581510400 руб.

. Определение себестоимости одного кВт×ч

С=И/ (Wгод - Wсн), где

Wсн - расход электроэнергии на собственные нужды, кВт×ч

Wсн= Wгод×Δсн, где

Δсн - процент собственных нужд, %.

Wсн ГЭС = 13 500 000 000×0,002=27 000 000 кВт×ч

Wсн КЭС = 21 000 000 000×0,05=1 050 000 000 кВт×ч

С ГЭС =1125118400/ (13 500 000 000 - 27 000 000) = 0,08 руб/кВт×ч

С КЭС =9581510400/ (21 000 000 000 - 1 050 000 000) = 0,48 руб/кВт×ч

. Расчет удельных капитальных вложений на 1кВт×ч годовой выработки.

Куд = К/ (Wгод - Wсн), где

Куд - удельные кап. вложения руб/кВт×ч.

Куд ГЭС = 51000000000/ (13 500 000 000 - 27 000 000) =

Куд КЭС = 30000000000/ (21 000 000 000 - 1 050 000 000) =

=1,5 руб/кВт×ч

. Расчет стоимости электроэнергии.

Ц=С+ С×Пр, где

Ц - цена, руб/ кВт×ч;

Пр - прибыль-12%

Ц ГЭС = 0,0 8 +0,0 8 ×0,12= 0,09 руб/кВт×ч

Ц КЭС = 0,48+0,48×0,12 =0,50 руб/кВт×ч

. Расчет производительности живого и относительной производительности труда.

Пж= Изпсо+ С×Пр× (Wгод - Wсн), где

Пж - производительность живого труда, руб.

Пж ГЭС = 72 000 000 +21 744 000+ 0,08 ×0,12× (13 500 000 000 - 27 000 000) = 223084800 руб.

Пж КЭС = 432 000 000 +130 464 000+ 0,48 ×0,12× (21 000 000 000 - 1 050 000 000) = 1715184000руб.

П= Пж/ Nч, где

П - производительность живого труда, руб/Чел.

П ГЭС = 223084800/ 300= 743616 руб/Чел.

П КЭС = 1715184000/ 1800= 952880 руб/Чел.

Потн= 1/Ц Потн ГЭС = 1/0,09 =11

Потн КЭС = 1/0,5 =2

. Расчет срока окупаемости дополнительных капитальных вложений в ГЭС

Ток= (Куд ГЭС - Куд КЭС) / (ИудКЭС - ИудГЭС),

Где ИудКЭС, ИудГЭС - удельные издержки.

ИудГЭС=1125118400/ (13 500 000 000 - 27 000 000) = 0,08 руб/кВт×ч

ИудКЭС=9581510400/ (21 000 000 000 - 1 050 000 000) = 0,48 руб/кВт×ч

Ток= (3,78 - 1,5) / (0,48 - 0,08) = 1,1год

. Расчет приведенных затрат по сравниваемым вариантам

З= Иуд×К, где

Е - коэффициент эффективности капитальных вложений, 0,125

ЗГЭС= 0,08 +0,125×3,78 = 0,55 руб/кВт×ч

ЗКЭС=0,48+0,125×1,5 = 0,66 руб/кВт×ч

.Расчет годового экономического эффекта

З= (Згэс - Зкэс) × (Wгод - Wсн), где

З - годовой экономический эффект, руб.

З= (0,55 - 0,66) × (21 000 000 000 - 1 050 000 000) =

= 2194500000руб.

.Определение выработки на 1 человека в денежном и натуральном измерении

Vн= (Wгод - Wсн) / Nч Vст× (Wгод - Wсн) / Nч, где

Vн - выработка в натуральном выражении;

Vст - выработка в стоимостном выражении.

VнГЭС= (13 500 000 000 - 27 000 000) / 300= 44 910 000 кВт×ч/Чел

VнКЭС= (21 000 000 000 - 1 050 000 000) / 1800= 11 083 333 кВт×ч/Чел

VстГЭС=0,09 × (13 500 000 000 - 27 000 000) / 300=

= 1212570000 руб/Чел

VстКЭС=0,5 × (21 000 000 000 - 1 050 000 000) / 1800=

= 9975000000 руб/Чел

.Определение чистой прибыли ЧПР, выручки от реализации, рентабельности, фондоотдачи

Найдем цену 1 кВт×ч, рассчитанной с учетом заложенной нормы прибыли 35 %

Ц ГЭС 0,08 +0,08 ×0,35= 0,11 руб/кВт×ч

Ц КЭС =0,48 +0,48 ×0,35 = 0,6 руб/кВт×ч

Выручка:

В=Ц× Wреализ

В ГЭС = = 0,11 ×13 473 000 000 = 1482030000руб.

В КЭС = 0,6 ×19 950 000 000 = 11970000000 руб.

Чистая прибыль это прибыль за минусом налогов, примем общую сумму налогов как 48% от прибыли

ЧПР= (В-И) ×0,52

ЧПРГЭС= (1482030000-1125118400) ×0,52= 185594032 руб.

ЧПРКЭС= (11970000000-9581510400) ×0,52= 1242014592 руб.

Рентабельность:

R=ЧПР/К, RГЭС=185594032/51000000000= 0,03%

RКЭС=1242014592/300000000000= 0,04%

Фондоотдача:

Фо=В/К, где

Фо - фондоотдача, руб.

ФоГЭС=1482030000/51000000000= 0,03 руб.

ФоКЭС=11970000000/30000000000= 0,39 руб.

.Определение Фондоемкости и фондовооруженности труда

Фе=1/ Фо, где

Фе - фондоемкость, руб.

ФеГЭС=1/ 0,03 =33 руб.

ФеКЭС=1/ 0,4=2,5 руб.

Фв - Фондовооруженность, руб/чел.

ФвГЭС=51000000000/ 300= 170 000 000 руб/чел.

ФвКЭС=30000000000/ 1800= 16 666 666 руб/чел.

Заключение

Важнейшая особенность гидроэнергетических ресурсов по сравнению с топливно-энергетическими ресурсами - их непрерывная возобновляемость. Отсутствие потребности в топливе для ГЭС определяет низкую себестоимость вырабатываемой на ГЭС электроэнергии. Поэтому сооружению ГЭС, несмотря на значительные, удельные капиталовложения на 1 квт установленной мощности и продолжительные сроки строительства, придавалось и придаётся большое значение, особенно когда это связано с размещением электроёмких производств. Тепловые конденсационные электростанции имеют невысокий кпд (30 - 40%), так как большая часть энергии теряется с отходящими топочными газами и охлаждающей водой конденсатора.

Список используемой литературы

1."Мониторинг производственно-экономической деятельности предприятий энергетики: вопросы регулирования". - Оренбург: ООО "Агентство "Пресса", 2008. - 162 с.

2.Шаталова Т.Н., Жирнова Т.В. "Основы менеджмента в электроэнергетике: Учебное пособие"

.Ламакин Г.Н. Тверь: ТГТУ, 2006 "Рыночнаяэлектроэнергетика" КрасникВ.В. "Энергетическоеправо", 2009

.АрхипченкоА.Ю. "Экономика энергетики: Учебное пособие". - Владивосток: Изд-во ДВГТУ, 2010.

.Нагорная В.Н. "Экономика и управление в современной электроэнергетике России: пособие" под ред. Чубайса А.Б. - М.: НП "КОНЦ ЕЭС", 2009

Похожие работы на - Реформирование российской энергетики: период 2002-2009 гг.

 

Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу
Без плагиата!