Экономика электроэнергетики
Экономика электроэнергетики
ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ
. ПРОЕКТНАЯ
ЧАСТЬ
.1 Выбор
проекта надежного энергоснабжения района
.2 Баланс
электрической энергии компании
.3 Баланс
тепловой энергии компании
.4
Определение выручки от реализации продукции ТГК
.
ФОРМИРОВАНИЕ СМЕТЫ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ И ТЕПЛОВОЙ ЭНЕРГИИ ТГК
.1
Материальные затраты
.2 Затраты на
оплату труда
.3 Отчисления
на социальные нужды
.4
Амортизация основных производственных средств
.5 Плата за
выбросы загрязняющих веществ в пределах ПДВ, относимая на себестоимость
продукции
.6
Командировочные расходы
.7
Представительские расходы
.8 Расходы на
рекламу продукции и услуг
.9 Затраты на
подготовку и переподготовку кадров
.10 Арендная
плата
.11 Водный
налог
.12
Абонентная плата за услуги РАО «ЕЭС России» по организации функционирования и
развитию ЕЭС России
.15 Земельный
налог
.16
Транспортный налог
.17 Расходы
на научные исследования и опытно-конструкторские работы
. АНАЛИЗ
БЕЗУБЫТОЧНОСТИ ТЕРРИТОРИАЛЬНОЙ ГЕНЕРИРУЮЩЕЙ КОМПАНИИ
.1
Распределение постоянных и переменных затрат ТГК между электрической и тепловой
энергией
.2 Построение
графиков безубыточности по электрической и тепловой энергии
.3 Анализ
безубыточности ТГК
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ПРИЛОЖЕНИЯ
ВВЕДЕНИЕ
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 12000 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 тепло- и 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:уn-установленная
мощность станций n-го типа,уn -число 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=
=
4392149,6 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:-
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
= 319054,39 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 = 127500 млн.кВт.*ч/год
Расход
электроэнергии на собственные нужды:
=
319054,39 + 127500= 446554,39 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:
=
4392149,6-446554,39 = 3945595,21 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:
3945595,21
* 0,02 =78911,9 млн. кВт*ч/год
Полезный
отпуск электроэнергии собственного изготовления ТГК определяется:
, млн.
кВт*ч/год
3945595,21-78911,9=
3866683,31 млн. кВт*ч/год.
По
результатам расчета в табл. 1 формируется баланс электроэнергии ТГК.
Таблица
1
Баланс
электроэнергии ТГК
Приход
|
млрд. кВт*ч/год
|
%
|
Расход
|
млрд. кВт*ч/год
|
%
|
Выработка электроэнергии
всего в том числе:
|
4392,15
|
100
|
1.Продажа электроэнергии на
ОРЭ, в т.ч.
|
3866,68
|
88,03
|
ТЭЦ
|
4304,31
|
98
|
- полезно отпущенной от
электростанции ТГК;
|
3866,68
|
88,03
|
КЭС
|
52,7
|
1,2
|
- купленной на ОРЭ.
|
-
|
-
|
ГЭС
|
35,14
|
0,8
|
|
|
|
2.Покупка электроэнергии на
ОРЭ
|
-
|
-
|
2.Расход электроэнергии на
собственные нужды ТГК всего в т.ч. относимый
|
446,55
|
10,17
|
|
|
|
- на производство
электроэнергии
|
402,79
|
9,17
|
|
|
|
- на отпуск тепла
|
43,76
|
1,0
|
|
|
|
3.Потери электроэнергии в
сетях станций
|
78,9
|
1,8
|
Итого
|
4392,15
|
100
|
Итого
|
4392,15
|
100
|
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:
.
=
2550000 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
= 3866683,31*700 = 2706678,317 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 = 1020000 млн.руб.
Выручка
от реализации продукции ТГК:
=2706678,317+1020000=3726678,317
млн.руб.
Таким
образом, выручка от реализации продукции ТГК составляет 3726678,317 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:
) Затраты на приобретаемое со стороны сырье и основные материалы.
) Затраты на вспомогательные материалы.
) Плата за воду, забираемую организациями электроэнергетики из
водохозяйственных систем и водных источников.
) Затраты на оплату услуг производственного характера, выполняемых
сторонними организациями.
) Затраты на топливо, приобретаемое со стороны и расходуемое на
технологические цели (т.е. на производство тепловой и электрической энергии),
на хозяйственные и прочие нужды.
) Затраты на покупную энергию всех видов.
) 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
на -H2SO4, - NaOH равны:
=4392149,6*(0,72*13,9+0,23*8,5)/1000=
52543,29 млн. руб.
)
Затраты на вспомогательные материалы. Расходы на оплату покупаемых со стороны
вспомогательных материалов определяются:
,
руб./год
где:-
вид вспомогательных материалов;- годовой объем потребления m-го
вспомогательного материала (тонн/год);
Цm
- цена m-го вспомогательного материала (руб./тонну).
Затраты
на трансформаторного масла равны:
=
4392149,6*0,011*21,2= 1024249,287 тыс. руб. =
,25млн.руб.
)
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=527058
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=10118,4
тыс. м3/год
В
нашем случае:
=
(527058+10118,4)*300/1000= 161152,92 тыс. руб. = 161,15 млн. руб.
)
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
)
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
Тип электро-станций
|
Эвыр(отп с шин)
|
ввыр(отп)э
|
Вгодэ
|
Цтопэ
|
Итопэ
|
Qотп
|
вотпq
|
Вгодq
|
Цтопq
|
Итопq
|
Итоп= Итопэ + Итопq
|
|
106 кВт*ч/ год
|
т.ут/ кВт*ч
|
103 т.ут/год
|
руб/ т.ут
|
106 руб/ год
|
103 Гкал/ год
|
т.ут/ Гкал
|
103 т.ут/ год
|
руб/т.ут
|
106 руб/ год
|
106 руб/год
|
КЭС
|
52,7
|
367
|
19,34
|
1120
|
21,66
|
|
|
|
|
|
21,66
|
ТЭЦ
|
4304,31
|
345
|
1484,99
|
1120
|
1663,19
|
2300,1
|
0,153
|
0,3519
|
1120
|
0,39
|
1663,58
|
Котельные
|
|
|
|
|
|
249,9
|
0,155
|
0,0387
|
1120
|
0,04
|
0,04
|
Итого по
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ТГК
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1685,28
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
природ-ный газ
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
0
|
уголь
|
|
|
1504,33
|
|
1684,84
|
|
|
0,39065
|
|
0,43
|
1685,28
|
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
)
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
Составляющие материальных
затрат
|
Материальные затраты
|
|
млн. руб./год
|
%
|
1 .Затраты на сырье и
основные материалы
|
52543,29
|
94,12
|
2. Затраты на
вспомогательные материалы
|
1024,25
|
1,83
|
3.Плата за воду
|
161,15
|
0,29
|
4.Услуги производственного
характера
|
410,0
|
0,73
|
5.Затраты на топливо
|
1685,28
|
3,02
|
6. Затраты на покупную
энергию
|
0
|
0,00
|
Итого материальные затраты:
|
100
|
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).
- число месяцев в году (мес./год)
=
1560*11,0*12 = 205920 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:
αЕСН - налоговая ставка единого социального налога, в %;
Иот
- затраты на оплату труда персонала, руб./год.
= 0,26 *
205920 тыс.руб. = 53539,2 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=gПДВ * НgПДВ * Крег , руб./год
где:
MgПДВ - масса выбросов
g-го загрязняющего вещества в пределах ПДВ, т.
выбросов/год; (MgПДВ=90% от Mg )
НgПДВ - норматив платы за выбросы g-го загрязняющего
вещества в пределах ПДВ, руб/т выбросов;
Крег
- коэффициент, учитывающий экологическую ситуацию в регионе;
g - вещества,
выбрасываемые в окружающую среду.
Плата
за превышение выбросов загрязняющих веществ сверх ПДВ:
ПвыбсверхПДВ=gсверхПДВ * НgсверхПДВ * Крег , руб./год
где:
MgсверхПДВ - выбросы g-го загрязняющего вещества сверх ПДВ, определяемые по формуле
MgсверхПДВ = Мg - Мg, т/год
(MgсверхПДВ =10%
от Mg)
НgсврхПДВ - норматив платы за превышение
предельно-допустимых выбросов g-го 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 (aзол) 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
Выбросы, сбросы, ЗШО
|
Масса, тыс. т/год
|
Нормативы платы, руб./т.
|
Крег
|
Плата за сбросы, выбросы и
складирование ЗШО, млн. руб./год
|
|
Всего
|
в том числе:
|
|
|
|
|
|
в пределах норматива
|
сверх норматива
|
в пределах норматива
|
сверх норматива
|
|
в преде-лах норма-тива
|
сверх норма-тива
|
1.Выбросы NOx SOx Зола
|
4,25 8,62 11,45
|
3,825 7,758 10,305
|
0,425 0,862 1,145
|
415 330 825
|
2075 1650 4125
|
1,9 1,9 1,9
|
3,01 4,86 16,153
|
1,68 2,7 8,97
|
Итого: тыс.руб.
|
-
|
-
|
-
|
1570
|
7850
|
|
24,03
|
13,35
|
2.Сбросы
|
5,61
|
5,61
|
-
|
300
|
|
1,9
|
3,2
|
|
3.Складирование
золошлаковых отходов
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
-
|
Всего экологические платежи
тыс.руб.
|
|
|
|
1870
|
7850
|
|
27,23
|
13,35
|
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);
aпредст - 1% -
предельный размер представительских расходов, % (см. Налоговый Кодекс, гл. 25)
= 205920
х 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:
aрекл - 1% -
предельный размер расходов на рекламу. (см. Налоговый Кодекс, гл. 25)
= 205920 х 0,01 тыс.руб. = 2059,2тыс.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.
= 205920
х 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.
=11675*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;
Цiзем
-кадастровая 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:
f- виды
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%
=
3726678,317* 0,015 = 55,9 млн.руб.
.
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.
2706678,317/3726678,317=0,73
1020000/3726678,317=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;
,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
Параметры графика
безубыточности
|
по электроэнергии
|
по теплу
|
|
Единицы измерения
|
Величина
|
Единицы измерения
|
Величина
|
1. Объем продаж
|
106 кВт*ч/год
|
3866,68
|
103 Гкал/год
|
2550
|
2. Выручка от реализации
продукции - в расчетном году - в точке безубыточности
|
106 руб/год
|
2706678,317
|
106 руб/год
|
1020000
|
|
|
42347,07
|
|
15671,78
|
3. Запас финансовой
прочности ТГК, в т.ч. - в натуральных единицах измерения
|
106 кВт*ч/год
|
3806,18
|
103 Гкал/год
|
2510,82
|
- в стоимостном выражении
|
106 руб/год
|
2664331,247
|
106 руб/год
|
1004328,22
|
- в относительных единицах
измерения
|
%
|
62,92
|
%
|
64,08
|
4. Маржинальный доход
|
106 руб/год
|
2704568,04
|
106 руб/год
|
1019219,49
|
5. Средний маржинальный
доход
|
руб/кВтч
|
677,45
|
руб/Гкал
|
6. Коэффициент выручки
|
%
|
39
|
%
|
10,68
|
7. Минимально допустимое
значение тарифа
|
руб/кВтч
|
125
|
руб/Гкал
|
139
|
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.
СПИСОК
ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1. Постановление
Правительства РФ от 26.02.04 г. № 109 «О ценообразовании в отношении
электрической и тепловой энергии в Российской Федерации».
. 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».
. Налоговый
Кодекс Российской Федерации в 2-х частях. М.: Гросс- Медиа, 2006г.
.
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
. В.Н.
Фомина. Экономика электроэнергетики. М., ИПК Госслужбы, 2005 г.
. Экономика и
управление в энергетике/ Под ред. Н.Н. Кожевникова. Москва, AKADEMIA, 2009 г.
. Гительман
Л.Д., Ратников Б.Е. Эффективная энергокомпания. Москва, ЗАО «Олимп-Бизнес»,
2008 г.
. Отв. ред.
Э. Хоуп Экономика электроэнергетики: рыночная политика: Новосибирск,
Издательство СО РАН, 2010 г.
. Отраслевые
журналы: «Энергорынок», «электрические станции», «Энергетик».
. Web-сайты
территориальных генерирующих компаний.
ПРИЛОЖЕНИЕ 1
Исходные данные
№ п/п
|
Название показателя
|
Единицы измерения
|
|
1.
|
Установленная мощность ТГК
, в т.ч.
|
МВт
|
820
|
|
- ТЭЦ
|
%
|
98
|
|
- КЭС
|
%
|
1,2
|
|
- ГЭС
|
%
|
0,8
|
2.
|
Установленная тепловая
мощность ТГК, в т. ч.
|
Гкал / час
|
1710
|
|
- ТЭЦ
|
%
|
95,5
|
|
- котельные
|
%
|
4,5
|
3.
|
Число часов использования
установленной мощности
|
|
|
|
- КЭС
|
час/год
|
3290
|
|
- ТЭЦ
|
час/год
|
5400
|
|
- ГЭС
|
час/год
|
3100
|
4.
|
Покупка электроэнергии на
ОРЭ для продажи
|
106 кВтч/год
|
920
|
5.
|
Коэффициент расхода
мощности и энергии на собственные нужды электростанций:
|
|
|
|
- КЭС
|
%
|
6,4
|
|
- ТЭЦ
|
%
|
7,3
|
|
- ГЭС
|
%
|
1,0
|
6.
|
Удельный расход
электроэнергии на отпущенную с коллекторов ТЭЦ и котельных Гкал тепла
|
кВтч / Гкал
|
50
|
7.
|
Отпуск тепла
|
103 Гкал/год
|
2550
|
|
с коллекторов ТЭЦ
|
%
|
90,2
|
|
от котельных
|
%
|
9,8
|
8.
|
Удельный расход воды для
охлаждения конденсаторов турбин
|
|
|
|
- ТЭЦ
|
м3 / МВтч
|
124
|
|
- КЭС
|
м3 / МВтч
|
120
|
9.
|
Коэффициент подпитки
системы охлаждения конденсаторов турбин ТЭЦ
|
%
|
10
|
10.
|
Теплоэлектрический
коэффициент ТЭЦ
|
-
|
0,68
|
11.
|
Услуги производственного
характера
|
106 руб/год
|
410
|
12.
|
Удельный расход топлива на
выработанный кВт.ч
|
|
|
|
- КЭС
|
г ут/кВт.ч
|
367
|
|
- ТЭЦ
|
г ут/кВт.ч
|
345
|
13.
|
Удельный расход топлива на
отпущенную Гкал тепла с коллекторов
|
|
|
|
- ТЭЦ
|
кг ут/Гкал
|
153
|
|
- котельных
|
кг ут/Гкал
|
155
|
14.
|
Вид топлива на КЭС/ТЭЦ и
котельных
|
|
К.У./К.У
|
15.
|
Цена топлива
|
руб./т.у.т
|
1120/1120
|
16.
|
Удельный расход основных
материалов
|
|
|
|
-H2SO4
|
10-3 т/ МВтч
|
0,72
|
|
- NaOH
|
10-3 т/ МВтч
|
0,23
|
17.
|
Удельный расход
вспомогательных материалов
|
|
|
|
-трансформаторного масла
|
т/ МВтч
|
0,011
|
18.
|
Цена основных и
вспомогательных материалов:
|
|
|
|
- трансформаторного масла
|
тыс. руб./т
|
21,2
|
|
-H2SO4
|
тыс. руб./т
|
13,9
|
|
-NaOH
|
тыс. руб./т
|
8,5
|
19.
|
Численность
промышленно-производственного персонала ТГК
|
чел
|
1560
|
20.
|
Среднемесячная заработная
плата одного работника ППП
|
тыс. руб./ (чел.мес)
|
11,0
|
21.
|
Восстановительная/остаточная
стоимость ОПС на конец года, предшествующего расчётному, в т. ч.
|
106 руб./ 106 руб.
|
5740/3240
|
|
- зданий
|
106 руб./ 106 руб.
|
1435/995
|
|
- сооружений
|
106 руб./ 106руб.
|
976/520
|
|
- оборудования
|
106 руб./ 106 руб.
|
3329/1725
|
22.
|
Первоначальная стоимость
ОПС, вводимых в эксплуатацию в расчётном году
|
|
|
|
- зданий
|
106 руб.
|
95
|
|
- сооружений
|
106 руб.
|
120
|
|
- оборудования
|
106 руб.
|
250
|
23.
|
Время ввода новых ОПС:
|
|
|
|
- зданий
|
число, месяц
|
9.11
|
|
- сооружений
|
число, месяц
|
26.08
|
|
- оборудования
|
число, месяц
|
30.05
|
24.
|
Восстановительная/
остаточная стоимость на конец года, предшествующего расчётному, ОПС,
списываемых с баланса в расчётном году, в т.ч.
|
106 руб.
|
|
|
- зданий
|
106 руб.
|
56/20
|
|
- сооружений
|
106 руб.
|
50/70
|
|
- оборудования
|
106 руб.
|
125/100
|
25.
|
Время вывода из
эксплуатации (списания) ОПС:
|
|
|
|
- зданий
|
число, месяц
|
25.05
|
|
- сооружений
|
число, месяц
|
18.07
|
|
- оборудования
|
число, месяц
|
29.06
|
26.
|
Норма амортизации ОПС на
реновацию
|
|
|
|
- зданий
|
%/год
|
1.22
|
|
- сооружений
|
%/год
|
2.2
|
|
- оборудования
|
%/год
|
5.95
|
27.
|
Удельные выбросы
загрязняющих веществ
|
|
|
|
- при сжигании каменного
угля :
|
|
|
|
NO2
|
кг/ тут
|
4,25
|
|
SO2
|
кг/ тут
|
8.63
|
|
Зола
|
кг/ тут
|
11,45
|
|
- при сжигании мазута
|
|
|
|
NO2
|
кг/ тут
|
3.25
|
|
SO2
|
кг/ тут
|
27.5
|
|
- при сжигании природного
газа
|
|
|
|
NO2
|
кг/ тут
|
-
|
28.
|
Удельный сброс загрязняющих
(твёрдых) веществ
|
кг вещ-в /м3 воды
|
0.021
|
29.
|
Число чел./дней, в отчетном
году в командировках по России
|
чел./дни
|
55/5
|
30.
|
Район размещения ТГК
|
|
Европ. часть
|
31.
|
Кадастровая стоимость земли
|
Руб./га
|
5,6
|
32.
|
Арендная плата
|
106 руб./ год
|
89
|
33.
|
Абонентская задолженность
на начало/конец расчётного года
|
106 руб./ год
|
690/580
|
34.
|
Проценты к получению/уплате
|
106 руб./ год
|
235/240
|
35.
|
Доходы от участия в других
организациях
|
106 руб./ год
|
132
|
36.
|
Внереализационные доходы/
расходы
|
106 руб./ год
|
782/1215
|
37.
|
Операционные доходы/
расходы
|
106 руб./ год
|
1225/1120
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 2
Таблица 4
Амортизационные отчисления, восстановительная и остаточная стоимость ОПС
Группы основных
производственных средств
|
Стоимость ОПС на конец
года, предшествующего расчетному
|
Индексы переоценки ОПС на
начало расчет-ного года
|
Стоимость ОПС на начало
расчетного года
|
Стоимость ОПС на начало
расчетного года
|
Амортизац. отчисления
|
Стоимость ОПС на конец
расчетного года
|
|
|
|
|
вновь введенных
|
выводимых
|
|
|
|
восстан.
|
остат.
|
|
вос-стан.
|
остат.
|
восст.
|
ост.
|
восст.
|
ост.
|
|
вос-стан.
|
остат.
|
|
млн.руб.
|
|
млн.руб.
|
млн.руб.
|
млн. руб.
|
млн.руб.
|
Здания
|
1435
|
995
|
1,07
|
1535,45
|
1064,65
|
0
|
95
|
-
|
-
|
21,74
|
1630,45
|
1159,65
|
Сооружения
|
976
|
520
|
1,095
|
1068,72
|
569,4
|
0
|
120
|
50
|
18
|
21,61
|
671,4
|
Оборудование
|
3329
|
1725
|
1,05
|
3495,45
|
1811,25
|
0
|
250
|
125
|
42
|
220,21
|
3620,45
|
2019,25
|
Итого:
|
5740
|
3240
|
|
6099,62
|
3445,3
|
0
|
465
|
175
|
60
|
263,56
|
6359,62
|
2812,4
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ПРИЛОЖЕНИЕ 3
Затраты на производство электрической и тепловой энергии ТГК
№ п/п
|
Наименование затрат
|
Затраты на производство и
реализацию продукции
|
|
|
ИсебТГК млн. руб./год
|
в % к ИсебТГК
|
в том числе
|
Относимые на электроэнергию
|
Относимые на тепло
|
|
|
|
|
Ипер млн руб./ год
|
Ипост млн. руб./ год
|
Иэ млн. руб./ год
|
в % к Иэ
|
в том числе
|
Иq млн. руб./год
|
в % к Иq
|
в том числе
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Иэпер млн руб./год
|
Иэпост млн. руб./год
|
|
|
Иqпер млн руб./год
|
Иqпост млн. руб./ год
|
1
|
2
|
3
|
4
|
5
|
6
|
7
|
8
|
9
|
10
|
11
|
12
|
13
|
14
|
1
|
Материальные затраты
|
55823,97
|
91,73
|
|
|
40751,50
|
91,73
|
|
|
15072,47
|
91,73
|
|
|
|
Затраты на сырье и основные
материалы
|
52543,29
|
86,34
|
|
52543,29
|
38356,60
|
86,34
|
0,00
|
38356,60
|
14186,69
|
86,34
|
0,00
|
14186,69
|
|
Затраты на вспомогательные
материалы
|
1024,25
|
1,68
|
|
1024,25
|
747,70
|
1,68
|
0,00
|
747,70
|
276,55
|
1,68
|
0,00
|
276,55
|
|
Плата за воду
|
161,15
|
0,26
|
161,15
|
|
117,64
|
0,26
|
117,64
|
0,00
|
43,51
|
0,26
|
43,51
|
0,00
|
|
Услуги производственного
характера
|
410,00
|
0,67
|
|
410,00
|
299,30
|
0,67
|
0,00
|
299,30
|
110,70
|
0,67
|
0,00
|
110,70
|
|
Затраты на топливо
|
1685,28
|
2,77
|
1685,28
|
|
1230,25
|
2,77
|
1230,25
|
0,00
|
455,03
|
2,77
|
455,03
|
0,00
|
2
|
Экологические платежи
|
40,58
|
0,07
|
|
40,58
|
29,62
|
0,07
|
0,00
|
29,62
|
10,96
|
0,07
|
0,00
|
10,96
|
3
|
Оплата труда
|
205,92
|
0,34
|
|
205,92
|
150,32
|
0,34
|
0,00
|
150,32
|
55,60
|
0,34
|
0,00
|
55,60
|
4
|
Социальные отчисления
|
53,54
|
0,09
|
|
53,54
|
39,08
|
0,09
|
0,00
|
39,08
|
14,46
|
0,09
|
0,00
|
14,46
|
5
|
Амортизация
|
263,56
|
0,43
|
|
263,56
|
192,40
|
0,43
|
0,00
|
192,40
|
71,16
|
0,43
|
0,00
|
71,16
|
6
|
Командиров
|
0,58
|
0,00
|
|
0,58
|
0,42
|
0,00
|
0,00
|
0,42
|
0,16
|
0,00
|
0,00
|
0,16
|
7
|
Представительство
|
2,06
|
0,00
|
|
2,06
|
1,50
|
0,00
|
0,00
|
1,50
|
0,56
|
0,00
|
0,00
|
0,56
|
8
|
Реклама
|
20,60
|
0,03
|
|
20,60
|
15,04
|
0,03
|
0,00
|
15,04
|
5,56
|
0,03
|
0,00
|
5,56
|
9
|
Затраты на переподготовку
|
4,12
|
0,01
|
|
4,12
|
3,01
|
0,01
|
0,00
|
3,01
|
1,11
|
0,01
|
0,00
|
1,11
|
10
|
Арендная плата
|
30,00
|
0,05
|
|
30,00
|
21,90
|
0,05
|
0,00
|
21,90
|
8,10
|
0,05
|
0,00
|
8,10
|
11
|
Водный налог
|
410,26
|
0,67
|
|
410,26
|
299,49
|
0,67
|
0,00
|
299,49
|
110,77
|
0,67
|
0,00
|
110,77
|
12
|
Абонентская плата
|
580,00
|
0,95
|
580,00
|
|
423,40
|
0,95
|
423,40
|
0,00
|
156,60
|
0,95
|
156,60
|
0,00
|
13
|
Оплата услуг СО
|
0,36
|
0,00
|
0,36
|
|
0,26
|
0,00
|
0,26
|
0,00
|
0,10
|
0,00
|
0,10
|
0,00
|
14
|
Оплата услуг НП
|
464,00
|
0,76
|
464,00
|
|
338,72
|
0,76
|
338,72
|
0,00
|
125,28
|
0,76
|
125,28
|
0,00
|
15
|
Земельный налог
|
1,47
|
0,00
|
|
1,47
|
1,07
|
0,00
|
0,00
|
1,07
|
0,40
|
0,00
|
0,00
|
0,40
|
16
|
Транспортный налог
|
0,44
|
0,00
|
|
0,44
|
0,32
|
0,00
|
0,00
|
0,32
|
0,12
|
0,00
|
0,00
|
0,12
|
17
|
НИОКР
|
55,90
|
0,09
|
|
55,90
|
40,81
|
0,09
|
0,00
|
40,81
|
15,09
|
0,09
|
0,00
|
15,09
|
18
|
Другие затраты
|
2897,87
|
4,76
|
|
2897,87
|
2115,44
|
4,76
|
0,00
|
2115,44
|
782,42
|
4,76
|
0,00
|
782,42
|
Итого
|
60855,22
|
100,00
|
2890,79
|
57964,43
|
44424,31
|
100,00
|
2110,28
|
42314,04
|
16430,91
|
100,00
|
780,51
|
15650,40
|