Экономика отрасли. Электроэнергетика и ее роль в экономике. Учет и планирование основных средств. Виды стоимостных оценок

НИУ МЭИ Лекционный курс ЭКОНОМИКА ОТРАСЛИ Автор Леонова Э.Г. Москва 2 . 1.. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА И ЕЕ РОЛЬ В ЭКОНОМИКЕ Производственный потенциал России представлен в основном топливноэнергетическим и оборонным комплексами. На долю Российской Федерации приходится большая часть топливно-энергетических ресурсов бывшего СССР, в том числе 86% разведанных запасов нефти, 84% газа и газового конденсата, 70% угля. В общесоюзном производстве топливно-энергетических ресурсов удельный вес России превышал в свое время 85%. По отношению к уровню бывшего Союза на территории Российской Федерации добывали 90% нефти и газового концентрата, 79% естественного газа, 56% угля, производили 63% электроэнергии. Значительное место занимают отрасли топливно-энергетического комплекса и в народном хозяйстве России. На них приходится около 58% капитальных вложений в промышленность, почти 44% основных электроэнергетического комплекса производственных фондов, 13% трудовых ресурсов. АКЦИОНИРОВАНИЕ И ПРИВАТИЗАЦИЯ В ЭНЕРГЕТИКЕ Акционирование и приватизация проводились в соответствии с Государственной программой приватизации государственных и муниципальных предприятий в Российской Федерации .Учитывая особые условия эксплуатации и исключительную значимость предприятий топливно-энергетического комплекса (ТЭК) для жизнедеятельности населения и национального хозяйства, предусматривалось преобразование предприятий ТЭК в АО. Переход к рынку потребовал создания адекватной рыночной инфраструктуры которая решает вопросы технологического и коммерческого функционирования энергорынков. В качестве основы реформирования электроэнергетической отрасли принята концепция ее глубокой реструкторизации с разделением всех видов деятельности на естественно-монопольные (передача электроэнергии, 3 оперативно-диспетчерское управление) и конкурентные (генерация, сбыт, ремонтное обслуживание, непрофильные виды деятельности). Передача электроэнергии по магистральным (системообразующим) и распределительным сетям, как монопольная деятельность, регулируется государством, а всем участникам рынка обеспечивается недискримиционный доступ к услугам естественных монополий. . Основными типами компаний в сфере конкурентных отношений являются генерирующие, энергосервисные и энергосбытовые компании. Межотраслевые комплексы. В настоящее время отрасли промышленности объединены в следующие комплексы: а) топливно-энергетический; б) металлургический; в) машиностроительный; г) химико-лесной; д) агропромышленный; e) социальный (производство товаров народного потребления в легкой промышленности); ж) строительный комплекс (промышленность стройматериалов). 2.. ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА И ЕЕ ХАРАКТЕРИСТИКА Современное энергетическое хозяйство включает в себя всю совокупность предприятий, установок и сооружений, а также связывающих их хозяйственных отношений, которые обеспечивают функционирование и развитие добычи (производства) энергоресурсов и всех процессов их преобразования до конечных установок потребителей включительно. В зависимости от стадии преобразования различают следующие виды энергии: – первичная – энергетические ресурсы, извлекаемые из окружающей среды; – подведенная – энергоносители, получаемые потребителями : разные виды жидкого, твердого и газообразного топлива, электроэнергия, пар и горячая вода, разные носители механической энергии – конечная – форма энергии, непосредственно применяемая в производственных или бытовых процессах потребителей. В состав энергетического хозяйства входят несколько элементов : 4 – топливно-энергетический комплекс (ТЭК) – часть энергетического хозяйства от добычи энергетических ресурсов до получения энергоносителей потребителям: – электроэнергетика – часть ТЭК, обеспечивающая производство и распределение электроэнергии: – централизованное теплоснабжение – часть ТЭК, которая производит и распределяет пар и горячую воду от источников общего пользования: – теплофикация – часть электроэнергетики и централизованного теплоснабжения. Важным элементом энергетического хозяйства являются генерирующие установки электроэнергетической отрасли – это установки производящие энергетическую продукцию. К их числу относят тепловые электростанции (ТЭС), гидравлические электростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС), парогазовые установки (ПГУ), газотурбинные установки (ГТУ), кислородные станции, котельные. По видам использованных первичных энергоресурсов различают электростанции, применяющие органическое топливо – ТЭС, ядерное топливо – АЭС, гидроэнергию – ГЭС, приливные – ПЭС и аккумулирующие энергию воды – ГАЭС, солнечную энергию – СЭС, энергию ветра – ВЭС, подземное тепло – геотермальные (ГЭОЭС). По видам отпускаемой энергии различают электростанции; отпускающие только электрическую энергию – ГЭС, ГАЭС, тепловые конденсационные электростанции (КЭС), атомные КЭС: отпускающие электрическую и тепловую энергию – ТЭЦ, атомные ТЭЦ. Для каждого типа электростанций имеются внутренние признаки классификации. Например, КЭС и ТЭЦ различаются по начальным параметрам пара, технологической схеме, единичной мощности блоков, АЭС классифицируются по типу реакторов (на тепловых и быстрых нейтронах), по конструкции реакторов. К технологическим особенностям энергетического производства относятся: 5 – совпадении во времени процесса производства и потребления энергетической продукции; – необходимость создания резервов мощности для замены вышедших из строя агрегатов, для проведения ремонта и поддержания качества энергетической продукции; – широкая взаимозаменяемость генерирующих установок в энергосистеме: – взаимозаменяемость видов продукции, т. е. возможность применения различных энергоносителей в установках; – высокая динамичность энергопотребления. Это обуславливает высокие требования к маневренности генерирующих установок; – создание энергосистем для повышения надежности, экономии резервов мощности 3. ПРОГНОЗИРОВАНИЕ СПРОСА НА ЭЛЕКТРО И ТЕПЛОЭНЕРГИЮ Электроэнергетика продолжает оставаться одним из самых объективных индикаторов развития экономики большинства стран мира. За последние 30 лет производство электроэнергии в мире выросло в 3 раза и сегодня превышает 15 000 млрд. кВт.ч. Почти все опубликованные прогнозы учитывают тот факт, что темпы роста производства и потребления энергии в мире будут опережающие по сравнению с темпами роста первичных ресурсов, т.е. с каждым годом все большее количество добываемых ресурсов будет перерабатываться в энергию. В соответствии с наиболее вероятным прогнозом мировая потребность в электроэнергии на уровне 2020 г. оценивается в 23 трлн. кВт часов Наиболее быстрыми темпами производство и потребления энергии будет происходить в регионах Ближнего Востока, Сев. Африки, Южной Азии, Лат. Америки, Китае. В настоящее время потребление электроэнергии на 1 чел в разных странах значительно различается. Для большинства развитых стран он находится в пределах 4—12 тыс. кВт ч на человека в год. Во многих странах Африки этот показатель не превышает 15 кВт ч., а в России — 5 тыс. кВт ч. Электрическая энергия. Прогнозные оценки показывают, что, учитывая 6 прогрессивный характер, удобство использования и технологические свойства электрической энергии, динамика её потребления в мире будет и впредь опережать темпы роста потребления энергоресурсов в целом. Темпы роста мирового спроса на электроэнергию составят до 3% в год. Относительные ограничения дальности транспорта электроэнергии и технологические особенности взаимодействия электроэнергетических систем, в совокупности с экономическими показателями стоимости экспортируемой электроэнергии, сужают возможности ее экспорта из России. Принципиально конъюнктура спроса на электроэнергию позволяет рассматривать возможности её экспорта из России в Европу, страны СНГ и такие страны АТР как Китай, Япония, Южная Корея. Однако, реальные возможности и масштабы экспорта дает основание прогнозировать как минимум сохранение или, скорее всего, расширение уровня экспортного спроса на российские энергоресурсы с учетом выхода России на энергетические рынки АТР. . РАСХОДНАЯ И ПРИХОДНАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРОБАЛАНСА Энергетический баланс охватывает все элементы энергетического хозяйства от источника получения первичных энергетических ресурсов до полезного использования всех видов энергии потребителями. Термин «энергетический баланс « означает полное количественное соответствие для данного момента времени между расходом и приходом топлива и энергии в энергетическом хозяйстве. В соответствии с этим энергетический баланс содержит две части: расходную и приходную. Расходная часть определяет потребность в электроэнергии, теплоте, топливе и других энергоносителях. Приходная часть отражает уровни добычи и производства топливно-энергетических ресурсов, необходимых для удовлетворения этой потребности. Электроэнергетический баланс представляет собой потребности народного хозяйства в электроэнергии и производства ее различными типами станций. Баланс электроэнергии неразрывно связан с балансом электрической мощности 7 – балансом максимальной нагрузки потребителей и генерирующих мощностей с учетом рациональной величины резерва. При формировании баланса электрической энергии и мощности учитываются: — потребности отраслей промышленности и населения в электрической энергии и мощности; — платежеспособности потребителей; — объемы и структура производства электрической энергии по типам генерирующих источников, электрические мощности электростанций и энергосистем, необходимые для покрытия нагрузок потребителей; — перетоки электрической энергии между регионами, странами СНГ а также экспортные (импортные) поставки. Приходная часть электроэнергию, баланса электроэнергии вырабатываемую отражает суммарную электростанциями данного энергообъединения и получаемую от других энергосистем. Расходная потребителей часть отражает объемы электропотребления по группам (предприятиями промышленности, электрофицированным транспортом, коммунально — бытовым хозяйством, сельским хозяйством, непромышленными предприятиями), а также потребности электроэнергии на работу агрегатов собственных нужд электростанций и на компенсацию потерь энергии при передаче ее по ЛЭП. Потребности в электроэнергии для действующих предприятий определяется на основании отчетного электропотребления с учетом прогнозов его изменения в перспективе. Для вновь сооружаемых предприятий – по данным специализированных институтов. Для ориентировочной используются оценки удельные перспективного расходы потребления электроэнергии (для электроэнергии промышленных предприятий удельные расходы устанавливаются на единицу натуральной готовой продукции, для транспорта – на тонну перевозимых грузов, для сельского хозяйства – на одного сельского жителя с учетом специфики сельскохозяйственного производства, для коммунально-бытовых нужд – на 8 одного жителя города с учетом инфраструктуры города и численности жителей). Расход электроэнергии электростанций на собственные производственные нужды зависит от типа станций, вида топлива, мощности станций. Технологический расход электроэнергии на передачу и распределение определяется как разница между всей электрической энергией, поступившей в сеть и общим полезным отпуском из этих сетей. Баланс мощности предусматривает соответствие между приходной и расходной частью. Баланс мощности строится отдельно для активной и реактивной мощности. В расходной части баланса активной мощности энергообъединения отражена максимальная активная нагрузка данного объединения, потребности активной мощности на собственные нужды, потребности активной мощности на компенсацию потерь мощности в ЛЭП, величину резервной активной мощности, отдаваемой в другие мощности и энергообъединения. В приходной части отражается величина суммарной располагаемой мощности электростанций данного энергообъединения, а также величина активной мощности, получаемой от других энергообъединений. Аналогично составляется баланс по реактивной мощности энергообъединения. Проведенные расчеты показали, что за период 2002—2010 гг. необходимо ввести 14660 км трансформаторной ВЛ напряжением мощности 330 указанных кВ и выше, напряжений, 30765 что МВА потребует капиталовложений в объеме 120722 млн. руб. в ценах на начало 2002 г. КЛАССИФИКАЦИЯ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ И ИХ ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ Энергогенерирующие установки можно классифицировать по ряду основных признаков: — по виду первичных энергоресурсов; — по процессам преобразования энергии; — по видам отпускаемой энергии; — по количеству и типам обслуживаемых потребителей; 9 — по режиму работы. По видам использованных первичных энергоресурсов различаются электростанции, применяющие: органическое топливо – ТЭС; ядерное топливо – АЭС; гидроэнергию – ГЭС, гидроаккамулирующие электростанции ГАЭС и приливные (ПЭС); солнечную энергию – СЭС; энергию ветра – ВЭС; подземное тепло – геотермальные (ГЭОЭС). На ТЭС могут использоваться паротурбинные установки (ПТУ) парогазовые установки (ПГУ), газотурбинные установки (ГТУ). В технологическом аспекте объединение энергогенерирующих установок и потребителей с помощью электрических и тепловых сетей образуют энергосистему. Комплекс единой энергетической системы (ЕЭС) России включает в себя около шестисот тепловых и более ста гидроэлектростаций. Он охватывает около 9/10 территории страны. Тепловые электростанции на органическом топливе делятся в зависимости от вида используемого топлива на: работающие на угле, местных видах топлива (сланцы, торф) и газо-мазутном топливе. По применяемым процессам преобразования энергии выделяются электростанции, в которых: - полученная тепловая энергия преобразуется в механическую, а затем в электрическую энергию – ТЭС, АЭС; - полученная тепловая энергия непосредственно превращается в электрическую – СЭС с помощью фотоэлементов; - энергия воды и воздуха превращается в механическую энергию, а затем в электрическую – ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ВЭС. По видам отпускаемой энергии различают электростанции: отпускающие только электрическую энергию – ГЭС, ГАЭС, тепловые конденсационные электростанции (КЭС), атомные КЭС; отпускающие электрическую и тепловую энергию – ТЭЦ, атомные ТЭЦ и др. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) кроме электроэнергии вырабатывают тепло; использование тепла отработавшего пара 10 при комбинированном производстве энергии обеспечивает значительную экономию топлива. Если отработавший пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции промышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. При использовании тепла для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов ТЭЦ называются коммунальными (отопительными). Промышленноотопительные ТЭЦ снабжают теплом как промышленные предприятия, так и население. По режиму работы различаются электростанции: базовые; маневренные или полупиковые; пиковые. К первой группе относятся крупные, наиболее экономичные КЭС, атомные КЭС, ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме; ко второй группе – маневренные КЭС и ТЭЦ; к третьей группе – пиковые ГЭС, ГАЭС, ГТУ. Кроме того, для каждого типа электростанции имеются внутренние признаки классификации. Например, КЭС и ТЭЦ различаются по начальным параметрам, технологической схеме (блочные и с поперечными связями), единичной мощности блоков и т.п. АЭС классифицируются по типу реакторов (на тепловых и быстрых нейтронах), по конструкции реакторов и др. ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ КОМПЛЕКС Для производства энергии необходимы энергетические ресурсы. Практически все источники энергии, применяемые в настоящее время, – это источники солнечного происхождения и являются результатом воздействия на планету Земля энергии Солнца. Органическое топливо (уголь, нефть, газ) — это аккумулированная солнечная энергия, накопленная за счет энергии солнца в течение миллионов лет, потребляется же она человечеством в считанные годы. Преобразованной солнечной энергией является энергия других источников, например ветра, рек, морских приливов и отливов, волн. Энергоресурсы подразделяются на первичные (природные) и преобразованные. Первичные — это ресурсы, имеющиеся в природе в начальной форме. Энергия, 11 получаемая при использовании таких ресурсов, называется первичной. Первичные энергоресурсы бывают: • возобновляемые – это солнечная энергия, гидроэнергия, энергия ветра, годичные приросты древесины и торфа, геотермальная энергия, энергия приливов, морских течений — их запасы постоянно восполняются; • невозобновляемые, запасы которых не имеют источников пополнения и постепенно уменьшаются в связи с растущим их потреблением (уголь, нефть, газ, ядерная энергия). При изменении исходной формы первичных энергоресурсов в результате превращения или обработки образуются преобразованные энергоресурсы: бензин и другие виды нефтепродуктов, электричество, искусственный газ, водород, пар, горячую воду, тепло. В современных условиях более 90% электро- и теплоэнергии получают, расходуя невозобновляемые энергоресурсы: различные виды угля, горючие сланцы, нефть, природный газ, торф, ядерное топливо. В балансе добычи органического топлива нефть составляет 40 %, природный газ – 37 %, уголь – 21 %. Для соизмерения качества энергоресурсов и определения действительной экономичности их расходования принято использовать понятие «условное топливо». Его низшую рабочую теплоту сгорания Qр н принимают равной 7000 ккал/кг (29 308 кДж/кг). Тонна условного топлива (т у.т.) – это количество топлива, при сжигании которого образуется 7 млн. ккал тепла. Для сравнения калорийность хорошего угля Qр = 4400—6500 ккал/кг, для газа Qр н = 9000—11000 ккал/кг, мазута н Qр н  9500...9700 ккал/кг. ВЛИЯНИЕ ТЭК НА РАЗМЕЩЕНИЕ ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЙ Уголь — один из наиболее распространенных в природе энергоносителей. Доля угля в топливно-энергетическом балансе России составляет около 12 %. Ресурсы угля во много раз превышают прогнозируемые ресурсы нефти и газа. 12 Наиболее крупные приросты добычи угля могут дать Кузнецкий и КанскоАчинский бассейны (80 %). Угли Кузнецкого бассейна — более высокого качества. По прогнозируемым запасам это одна из главнейших баз высококачественных энергетических углей не только для Сибири и Урала, но и для европейской части России. Угли Каиско-Ачинского месторождения – бурые угли – без обогащения не пригодны для хранения и перевозки на большие расстояния. Поэтому их целесообразно сжигать на крупных электростанциях мощностью 4000...6400 МВт на месте добычи. Но при этом встает вопрос о передаче электрической энергии на большие расстояния. Для увеличения добычи и сокращения дефицита топлива в европейской части развивается Печорский бассейн, имеющий достаточно большие ресурсы энергетических углей. Основными потребителями угля являются тепловые электростанции, черная и цветная металлургия. Они потребляют 65 % твердого топлива, поставляемого национальной экономике. Нефть непосредственно как топливо используется мало. В основном применяют остаточный продукт переработки нефти – мазут. Мазут сжигают и гонках энергетических котлов газомазутных энергоблоков в периоды недостатка газа (например, при сильных длительных холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах). Часто его используют для «подсветки» – добавки к сжигаемому твердому топливу при некоторых режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Сжигать мазут постоянно в настоящее время нерентабельно из-за большой его стоимости по сравнению с газом и твердыми топливами. Основные запасы нефти сосредоточены в Западно-Сибирском регионе – 72,3 %; на европейскую часть страны приходится 21 % общих запасов нефти. Дальнейшее наращивание добычи нефти в новых северных районах, удаленных от обжитых мест, становится все дороже. 13 Пока на тепловых электростанциях России одна треть электроэнергии вырабатывается за счет сжигания газомазутного топлива. Газ — наиболее чистый вид топлива. Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ (свыше 50% в топливном балансе России и 70...80 % в ее европейской части). Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности. Однако при сжигании газа образуются вредные вещества в виде оксидов азота. Газ используют для котельных и ТЭЦ крупных городов. Дополнительное преимущество — возможность применения трубопроводной системы, по которой газ перекачивается с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. В России создана единая система газоснабжения страны. Это обеспечивает экономичность транспортировки газа и возможность управления потоками энергоресурсов. Основная доля запасов природного газа (79,9 %) находится в Западной Сибири. Здесь добывается 87 % всего российского газа. Потенциальные запасы углей в несколько раз больше потенциальных запасов нефти и газа, при этом добыча последних обходится значительно дороже. По некоторым оценкам, в России запасов угля хватит на 250 лет, нефти — на 40, природного газа — на 65 лет. Но какими бы грандиозными ни казались запасы энергоресурсов, они ограничены. Кроме того, сложными являются задачи транспортировки в больших количествах угля, газа от места добычи до электростанции, а также передача электроэнергии от места ее производства до потребителя. Это связано с большими затратами на транспорт и компенсацию потерь в процессе транспортировки энергии. Преобразование топлива в конечные виды энергии связано с вредными выбросами твердых частиц, газообразных соединений, а также большого количества тепла, негативно воздействующего на окружающую среду. 14 Возобновляемые энергоресурсы (исключая гидроэнергетические) не нуждаются в транспортировке к месту потребления, но обладают низким энергетическим потенциалом, в связи с чем преобразование энергии большинства возобновляемых источников требует больших капитальных вложений. Возобновляемые источники энергии являются экологически чистыми. Из возобновляемых энергоресурсов в настоящее время в основном используется гидроэнергия и совсем в малых количествах (приблизительно 2 %) энергия ветра, солнца (например, в Дагестане, на Дальнем Востоке с помощью солнечной энергии получают тепло и электроэнергию), геотермальная энергия (на Камчатке строительство станций на горячих источниках позволяет не завозить топливо в этот регион). В настоящее время поставлена задача оптимизации структуры топливного баланса и повышения энергетической безопасности страны за счет снижения доли газа, потребляемого электростанциями, и увеличения доли угля. Ожидается, что в России к 2020 г. покрытие потребностей в энергии будет происходить при следующем изменении спроса на энергоресурсы: • доля угля повысится до 28...30 %; • доля природного газа понизится с 18,1 до 17,4%; • доля атомной энергии удвоится и составит 7... 8 %; • доля гидроэнергии увеличится с 5,8 до 7,8 %. Особую актуальность в настоящее время приобретает энергосбережение, позволяющее снизить масштабы потребления энергоресурсов в мире к 2020 г. на 20...25 %. Энергосбережение должно осуществляться не за счет снижения потребления энергии, а за счет рационального ее использования. Внедрение топливосбербгающих высококачественных технологий видов влечет топлива во за собой многих снижение энергоемких расхода отраслях промышленности. Наравне с экономией первичной энергии в процессе ее трансформации в электрическую и тепловую немаловажной задачей остается экономия энергии в промышленности, на транспорте и в коммунально-бытовом секторе. 15 Характерной особенностью энергетического хозяйства промышленности является наличие в ней разнообразных установок, а также использование не только первичных, но и вторичных энергоресурсов. К вторичным энергоресурсам относятся отходы, побочные и промежуточные продукты, образующиеся в технологических установках, которые не применяются в самом агрегате, но могут быть частично или полностью использованы для энергоснабжения других агрегатов. КАПИТАЛЬНЫЕ ВЛОЖЕНИЯ И ИНВЕСТИЦИИ Для создания новых, а также для расширения или реконструкции существующих предприятий требуются материальные, денежные и трудовые ресурсы. Они необходимы для проведения строительно-монтажных работ, приобретения технологического оборудования, установления транспортных связей, закупки инвентаря и т.п. Новое строительство – это строительство зданий, сооружений, предприятий, осуществляемое на новых площадках по утвержденному проекту. К расширению действующего предприятия относится строительство по новому проекту вторых и последующих очередей существующего предприятия, дополнительных производственных комплексов и производств. Расширение предприятия приводит обычно к увеличению его производственной мощности в более короткие сроки и при меньших затратах по сравнению с созданием аналогичных мощностей вследствие нового строительства. Реконструкция – это осуществляемое по единому проекту полное или частичное переоборудование и переустройство производства с заменой морально устаревшего и физически изношенного оборудования. Это приводит к повышению уровня механизации и автоматизации производства, ликвидации «узких мест», что обеспечивает увеличение объема выпускаемой продукции с меньшими удельными затратами и сроками, чем при строительстве новых или расширении действующих предприятий. Техническое перевооружение ведется без расширения имеющихся производственных площадей в соответствии с планом технического развития 16 предприятия в целях повышения технического уровня и улучшения техникоэкономических показателей агрегатов и установок. При этом обычно требуются меньшие материальные затраты и более короткие сроки по сравнению с расширением производства. Расширение и техническое перевооружение ведет к улучшению условий труда. На практике используются три способа организации строительных и монтажных работ:  подрядный, когда в качестве основного исполнителя выступает подрядчик – специализированная строительная организация, которая работает на основе договоров, несет ответственность за качество выполненной работы, за сроки и организацию строительства. Подрядчик иногда может приглашать для выполнения специальных работ субподрядчика;  хозяйственный, когда заказчику выгодно организовать собственную строительную базу и вести строительство собственными силами;  смешанный, когда крупные работы ведет подрядчик, а мелкие осуществляются собственными силами. Средства на строительство и реконструкцию отвлекаются из хозяйственного оборота и не приносят экономической выгоды до момента ввода объектов в эксплуатацию. Поэтому необходимо проводить точные техникоэкономические расчеты для определения соотношений между средствами, направляемыми на строительство новых объектов и вкладываемыми в уже действующие, а также используемыми на завершение начатых строек и строительство новых объектов. Капитальные вложения К – это сумма двух составляющих: стоимости технологического оборудования Коб. и стоимости строительно-монтажных работ Ксм.р: К  Коб  Ксмр. (1) 17 В зависимости от типа электростанций и энергетического оборудования структура капитальных вложений различна (Табл. 5.1). Таблица 5.1 Соотношения между К, Коб и Ксмр в энергетике Тип энергопредприятия Капитальные вложения, % К Коб Ксм.р атомные 60 40 тепловые 40 60 гидро- 20 80 35 65 Электростанции: 100 Электрические сети (с подстанциями) 100 35 кВ и выше Капитальные вложения делятся на активные и пассивные. Активные ─ это затраты, непосредственно связанные с производством продукции. Пассивные ─ затраты, которые способствуют выпуску продукции. Структура капитальных вложений тем качественнее, чем больше доля оборудования (активной части). Капитальные вложения могут финансироваться за счет:  собственных финансовых ресурсов (прибыли, амортизационных отчислений, средств, полученных от продажи акций, паевых и иных взносов);  заемных (банковских кредитов, облигационных займов и др.)  привлеченных (средств внебюджетных фондов, средств государственных субсидий, средств иностранных инвесторов). ВОПРОСЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭНЕРГООБЪЕКТОВ 18 Проектирование ведется в два этапа: предпроектный и проектный. На предпроектном этапе рассматриваются схема развития соответствующей отрасли и взаимосвязи ее с другими отраслями. Схема развития используется для анализа хозяйственной необходимости и экономической целесообразности создания данного объекта. Рассматриваются развитие энергосистемы в связи с созданием нового объекта, строительство сопряженных объектов ─ тепловых сетей, линий электропередач (ЛЭП), а также вопросы топливно-энергетического и электро-энергетического балансов. Проводятся технико-экономические расчеты по выбору энергообъектов и места их размещения, мощности, определяется его приблизительная стоимость. В результате принимается решение о создании (строительстве) объекта, в соответствии с которым заказчик передает все данные в специальные проектные организации. На основании этих материалов составляется бизнес-план. Проектирование осуществляется в одну или две стадии. Если объект небольшой мощности и при проектировании могут быть использованы типовые решения, то проектирование ведется в одну стадию. При этом создается рабочий проект. Применение типовых или повторных проектов значительно ускоряет и удешевляет проектные и конструкторские работы, сокращают сроки строительства. В основном энергообъекты проектируются в две стадии. Первая – разработка (составление) технического проекта, в котором рассматриваются вопросы места размещения, выбирается мощность и тип агрегатов, схема соединений и т.д. Решаются технические вопросы с экономической точки зрения. В конце составляется смета ─ свод затрат на создание объекта. Вторая – разработка рабочих чертежей, где происходит увязка оборудования со строительно-монтажной площадкой. В результате формируется уточненная смета. СМЕТНАЯ СТОИМОСТЬ СТРОИТЕЛЬСТВА 19 Стоимость строительства определяется его сметой. Смета является основным документом, по которому производятся расчеты между заказчиком и подрядчиком, ведется финансирование строительства. Сметы бывают объектные, содержащие расчет объемов работ и затрат на строительные работы, приобретение оборудование и его монтаж по отдельным объектам строительного комплекса и сводные, которые составляются на основе объектных смет. Сводная смета к техническому проекту содержит две части и 12 глав. Первая часть состоит из девяти глав, в ней отражены все затраты на создание объекта, начиная с затрат на подготовку территории строительства, заканчивая затратами на благоустройство территории построенного объекта. Вторая часть включает три главы, отражающие затраты на подготовку кадров для будущего предприятия, содержание дирекции, затраты на научно-исследовательские работы. В конце каждой сметы указываются непредвиденные расходы. Если смета составляется на первом этапе ─ величина непредвиденных расходов большая, на втором этапе ─ непредвиденные расходы составляют 3─5% от суммы затрат по сводной смете. В результате учета непредвиденных расходов определяют полную сметную стоимость объекта. Сметные и капитальные затраты не совпадают. Сметные затраты включают все расходы, связанные со строительством данного объекта, а капитальные затраты отражают непосредственно относящиеся к данному объекту. Ксмет = Коб + Ксмр + Кпр + Д; (2) К = Ксмет – К возв – ∑α Ксмеж + К буд.пер + Кпред.пер+ Smin обор.ср, (3) где Квозв – средства на организацию строительства, приобретение строительных материалов, которые могут по окончании строительства данного объекта частично использоваться на других стройках; составляют 10–20% от сметных затрат; Ксмеж – стоимость отдельных объектов, входящих в общий комплекс сооружений, используются не только данным предприятием, но и служат для других целей 20 (водохранилище, железные и шоссейные дороги и др.); α – доля смежных затрат, относящихся к другим объектам; Кбуд.пер – капитальные затраты будущих периодов; Кпред.пер. – затраты на предшествующие строительству работы (геологоразведочные, проектные); Smin обор.ср. – стоимость средств необходимых для начала эксплуатации объекта. Для расчетов на предварительной стадии проектирования применяют укрупненные показатели стоимости (УПС). В УПС на строительные работы в качестве удельных измерителей принимаются: 1 куб.м здания, 1 кв.м площади, 1 км наружных трубопроводов и т.д. По оборудованию в УПС измерителями являются: агрегат, турбина, трансформатор, кран, комплект и т.п. Капитальные затраты могут быть представлены так же, как сумма условнопостоянных и условно-переменных затрат К  Кп  kпер N у , (4) где Кп – постоянная часть капитальных затрат, не зависящая от установленной мощности объекта, капиталовложений, руб.; kпер – удельная пропорциональная переменная составляющая установленной мощности, руб/ед. мощности; Nу – установленная мощность объекта, кВт. Если представить капитальные затраты на единицу мощности, то можно получить удельные капиталовложения, руб/кВт: К уд  Кп  kпер . N (5) Увеличение единичных мощностей агрегатов приводит к снижению удельных капитальных затрат (рис. 5.1). Причем переход к все большим единичным мощностям ведет к относительно меньшим снижениям удельных капитальных затрат. 21 К К Nагр n а) б) Рис. 5.1. Влияние на удельные капитальные затраты: а) увеличения единичной мощности агрегатов; б) увеличения числа однотипных агрегатов. Это является результатом влияния двух факторов, действующих в противоположных направлениях:  уменьшение доли условно-постоянных затрат, приходящихся на единицу установленной мощности;  увеличение затрат, вызванных усложнением конструкций, использованием более высоких начальных параметров пара, более качественных материалов с ростом установленной мощности. Влияние увеличения числа однотипных агрегатов на удельные капитальные затраты неоднозначно. Вначале с увеличением числа агрегатов удельные капитальные затраты снижаются. С дальнейшим ростом числа агрегатов удельные капитальные затраты начинают расти. Это связано, главным образом, с удорожанием транспортных связей (рис. 5.1). МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ КАПИТАЛЬНЫХ ВЛОЖЕНИЙ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ОБЪЕКТЫ Рассмотрим методы определения капитальных вложений в отдельные объекты энергохозяйства предприятия при использовании укрупненных показателей: определение суммарных капиталовложений на основе сметной стоимости и использование показателя удельных капиталовложений. 22 1. Расчет капиталовложений блочных КЭС: К= [К1 + К2 ∙(nбл – 1)]∙ Ср∙ Ст , ( 6 ) где К1,К2 – капитальные вложения последующий агрегаты; Ср и Ст соответственно в первый и - коэффициенты, учитывающие район сооружения и вид топлива. 2. Расчет капиталовложений в тепловую электростанцию с поперечными связями.. К  К1к  К1т  Ккп (пк 1)  Кпт (nт 1)СрСт , ( 7 ) где Кк1 , Кт1 – капитальные затраты в первый котел и первый турбоагрегат ; К кп, Ктп – капитальные затраты в каждый последующий котел и турбоагрегат; nк, nт – количество однотипных котлов и турбоагрегатов; Ср и Ст – коэффициенты, учитывающие район сооружения и вид топлива.  Затраты, связанные с установкой первого агрегата выделены отдельно, так как они выше, чем для последующих агрегатов. Это определяется тем, что для ввода первого агрегата необходимо произвести целый ряд затрат, которые являются общими для этого агрегата и последующих (подъездные пути, подготовка площадки, устройства связи и водоснабжения, часть главного корпуса и др.). Удельные капитальные затраты Куд. в данный объект представляют собой отношение абсолютных капитальных вложений к установленной мощности объекта Nу, руб/ед.мощности: K уд  К . Nу (8) . K уд  К . Дн ( 11 ) Ктс = Куд.тс L∙ D C р, ( 12 ) ОСНОВНЫЕ И ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА ПРЕДПРИЯТИЙ 23 При осуществлении производственно-хозяйственной деятельности энергопредприятиям требуются внеоборотные и оборотные средства, которые составляют денежные и вещественные средства предприятия. Для ведения необходимы производственного средства процесса производства, а для энергопредприятию организации процессов заготовления и сбыта, нужны денежные средства. Характерной чертой основных средств является долговременность их использования. К необоротным средствам относятся основные средства, нематериальные активы (НМА) и долгосрочные финансовые вложения (ДФВ). Оборотные средства переносят свою стоимость на произведенную и реализованную продукцию в течение одного хозяйственного цикла или оборота. Они используются как в сфере производства (производственные оборотные средства), так и в сфере обращения. Основные средства могут быть предназначены для ведения производственного процесса и для обслуживания социальных потребностей работников предприятия (непроизводственные основные средства). Основные и оборотные средства, применяемые для выпуска продукции, составляют производственные средства предприятия. Для энергетической отрасли характерен высокий удельные вес основных средств производства. Это связано со значительной капиталоемкостью энергетических объектов. Основные средства – это стоимость материализованных средств труда, используемых в хозяйственном процессе. Для них характерны следующие свойства:  участвуя в производственном процессе, они сохраняют свою натуральную форму;  многократно используются в течении всего срока службы;  в процессе производства основные средства переносят свою стоимость на стоимость продукции по частям по мере износа; 24  возмещение их стоимости происходит постепенно по мере реализации продукции. ИЗНОС ОСНОВНЫХ СРЕДСТВ Износом называется постепенная утрата основными средствами их стоимости в процессе функционирования. Различают физический износ, моральный, социальный и экологический. Физический износ характеризуется ухудшением технико-экономических показателей работы оборудования. Физический износ бывает двух видов: эксплуатационный — вызванный работой оборудования и естественный — под воздействием внешних факторов, не связанных с эксплуатацией (старение резины, коррозия). Физический износ происходит неравномерно, отдельные части машин служат разное время. Для периодической замены износившихся деталей используют капитальный ремонт. Износ может быть определен на основе экспертной оценки технического состояния основных средств. Моральный износ выражается в обесценивании средств труда до окончания физического срока их службы в результате создания новых более производительных и экономически выгодных видов оборудования. Различают моральный износ 1-го рода, когда появляется точно такое же оборудование по более низкой цене, и моральный износ 2-го рода, когда на рынке предполагается оборудование того же назначения, но с улучшенными техникоэкономическими характеристиками, более экономичное. Социальный износ основных средств наступает в случае использования техники, не соответствующей современным социальным требованиям (вызывающей профессиональные заболевания, имеющей недостаточный уровень автоматизации производства и т.п.). Экологический износ наступает, если основные средства не соответствуют современным требованиям охраны окружающей среды. 25 6.4. ОСНОВНЫЕ И ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЙ, ПОКАЗАТЕЛИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ Структура основных средств зависит от вида предприятия, отрасли промышленности, климатических и геологических условий Для энергетики характерен высокий удельный вес силовых машин и оборудования (~30%) и передаточных устройств (~30%) из-за протяженности линий электропередачи. Такая же структура характерна и для промышленной энергетики, но с меньшим удельным весом передаточных устройств, так как тепловые сети не имеют большой протяженности. Для машиностроения высок удельные вес зданий, рабочих машин и оборудования (~40%). Основные средства разделяются на активные и пассивные. Активные средства связаны непосредственно с производством продукции. Пассивные – создаются в целях обеспечения нормальной работы оборудования и людей. Оборудование является активной частью средств труда, а здания и сооружения – пассивной. С повышением мощности энергооборудования растет доля активной части. Основные средства могут быть производственного и непроизводственного назначения. К производственным относят средства, которые непосредственно участвуют в производственном процессе (машины, оборудование) и создают условия для нормального осуществления производственного процесса (здания, сооружения, передаточные устройства). В качестве непроизводственных основных средств оздоровительные рассматриваются сооружения и жилье, другие медицинские, учреждения, спортивно- обеспечивающие социальные нужды работников предприятия и числящиеся на балансе предприятия. Учет и планирование основных средств. Виды стоимостных оценок Учет и планирование основных средств ведутся в натуральной и денежной форме. Натуральные измерители служат для определения технического состава и мощности оборудования, его состояния и возрастной структуры. Для этого 26 проводятся ежегодная инвентаризация основных средств и периодическая паспортизация. Стоимостная форма учета необходима для определения общей стоимости основных средств предприятия, установления их износа, начисления амортизации, расчета издержек производства, прибыли и рентабельности. Существует несколько видов денежной оценки основных средств, т.е. различают стоимость: • первоначальную; • восстановительную; • балансовую; • изношенную; • остаточную; • ликвидационную (ликвидную). Первоначальная стоимость — это стоимость, по которой основные средства приобретались. Чтобы привести к сопоставимому виду стоимости средств, созданных в разные периоды времени, используется восстановительная стоимость, которая присваивается фондам после проведения переоценки. После переоценки в учете и отчетности, при начислении износа и при проведении экономического анализа применяется восстановительная стоимость основных средств. Восстановительную стоимость рассчитывают умножением соответ- ствующего коэффициента на балансовую стоимость каждого вида средств, числящихся на учете на дату переоценки: n К В  i  Кбi , ( 13 ) i1 где βi — коэффициент переоценки по i-й группе основных средств (устанавливается предприятием самостоятельно исходя из рыночной стоимости); Кбi — балансовая стоимость по i-й группе основных средств; n — количество групп основных средств. 27 Стоимость, по которой основные средства числятся на балансе предприятия, называется балансовой. Баланс — это документ, содержащий информацию об имуществе предприятия. Балансовая стоимость предприятия меняется при введении новых средств и списании изношенных, отслуживших свой срок. Для расчета основных технико-экономических показателей предприятия используют усредненное значение — среднегодовую балансовую стоимость основных средств: Т   Т  Кср.г  Кб  К В.В   В.В   К выв  1  Вы.В  , ТГ   ТГ   ( 14 ) где Кб — балансовая стоимость основных средств на начало года; КВ.В — балансовая стоимость вновь вводимых средств; ТВ.В — период эксплуатации вновь введенных основных средств в течение года; TГ — рассматриваемый период времени (год); Квыв — балансовая стоимость выбывших за год средств; Твыв — период эксплуатации выбывших основных средств в течение года. В процессе эксплуатации основные средства изнашиваются. Износ может измеряться в процентах или в стоимостном выражении. Процент износа И% может быть определен как произведение нормы амортизации Нам на срок эксплуатации Тэ, основных средств Изношенная стоимость (списанная в виде износа) находится по формуле: К изн  Кб  И % . 100 (16 ) При проведении экономического анализа используют и остаточную стоимость основных средств Кост. Остаточная стоимость — это часть стоимости основных средств, которая еще не перенесена на произведенную продукцию. Остаточная стоимость определяется как разница между первоначальной стоимостью и суммой износа: Кост  Кб  Кизн  Кб (1  Нам  Т э 102 ). ( 17 ) При ликвидации основные средства могут быть полностью или частично реализованы. Стоимость реализации отработавших и демонтированных основных средств называется ликвидной или ликвидационной стоимостью Клик. Амортизационные отчисления 28 Процесс постепенного перенесения стоимости изношенной части основных средств на производимую продукцию в целях образования фонда денежных средств для последующего полного или частичного их восстановления называется амортизацией. Амортизационные отчисления от основных средств входят в себестоимость продукции в соответствии с нормами, утвержденными в установленном порядке. Нормы амортизации рассчитываются исходя из срока полезного использования, устанавливаемого для определенной амортизационной группы, их всего десять. Амортизационные группы приведены в Классификаторе основных средств. Например, для основных производственных фондов первой группы срок полезного использования составляет от 1 до 2 лет, третьей группы — от 3 до 5 лет. К третьей группе относится оборудование активной зоны ядерного реактора, к пятой группе — котлы энерготехнологические, газотурбинные установки, печи и горелки, к шестой — градирни. Амортизация по Налоговому кодексу начисляется двумя методами: линейным и нелинейным. При линейном, пропорциональном, методе амортизация определяется нормой, которую можно вычислить по формуле: Н ам  К П  К лик КП 1    100, К П  Т сл К П  Т сл Т сл ( 18 ) где Нам — норма амортизационных отчислений, %; КП — первоначальная стоимость основных средств, руб.; Клик — ликвидная стоимость основных средств, руб.; Тсл — срок службы основных средств. Норма амортизации — это процент ежегодных отчислений в амортизационный фонд от балансовой стоимости основных средств. Ежегодные амортизационные отчисления определяются от первоначальной или восстановительной стоимости имущества. Размер амортизационных отчислений можно определить из выражения: И ам  КП 1   К П  Н ам  К П . Т сл Т сл ( 19 ) 29 По истечении нормативного срока службы сумма амортизационных отчислений становится равной первоначальной стоимости средств с учетом всех переоценок, т.е. заканчивается цикл перенесения стоимости на произведенную продукцию. Так как основные средства подразделяются на активные и пассивные, очевидно, что активные фонды изнашиваются интенсивнее, чем пассивные, и поэтому норма их амортизации больше. В промышленной энергетике доля активных средств соотносится с пассивными как 3:1 или 4:1. Это требует постоянного обновления основных фондов, особенно их активной части, часто с опережением обновляемости оборудования в основном производстве. При наличии ликвидной стоимости сумма амортизационных отчислений И ам за срок службы составит: И ам  К П  К лик , ( 20 ) где Клик — ликвидная стоимость основных средств. При нелинейном методе сумма начисленной амортизации за год в отношении объекта амортизируемого имущества определяется как произведение остаточной стоимости объекта амортизируемого имущества и нормы амортизации, определенной для данного объекта. Норма амортизации при нелинейном методе рассчитывается по формуле, %: 2 Н ам    100, n ( 21 ) где Нам — норма амортизационных отчислений, %; п — срок полезного использования данного объекта имущества, выраженный в годах. Амортизационные отчисления определяются ежегодно от остаточной стоимости Показатели эффективности использования основных средств Доля основных средств в общем объеме производственных фондов для ряда предприятий составляет 70 % и более, поэтому от того, как они используются, зависят экономические результаты работы предприятия. 30 Для характеристики эффективности использования основных средств служит такой показатель, как фондоотдача, или коэффициент оборачиваемости основных средств, который определяется как отношение выручки от реализации продукции Ор к среднегодовой балансовой стоимости основных средств Kср.г: Ф0  Ор К ср.г . ( 25 ) Коэффициент оборачиваемости основных средств характеризует способность предприятия производить и реализовывать продукцию на основе имеющихся средств труда. Повышению отдачи производственных основных фондов способствует рациональное проектирование, сокращение сроков строительства и стоимости производственных объектов, быстрое освоение новых мощностей, реконструкция и модернизация действующих основных фондов, сокращение простоев оборудования (в ремонте и по другим причинам). Показателем, обратным фондоотдаче, является фондоёмкость, характеризующая стоимость основных средств, вложенных в получение рубля реализованной продукции: Фе  К ср.г Ор . ( 26 ) Можно заметить, что повышение фондоотдачи возможно при увеличении объема реализованной продукции на имеющемся оборудовании. Характеристикой основных средств, приходящихся на одного работника, является коэффициент фондовооруженности, который показывает, какая стоимость основных средств находится на вооружении одного рабочего: Фв  К ср.г n , ( 27 ) где Kср.г — среднегодовая стоимость основных средств энергопредприятия; п — численность промышленно-производственного персонала. Коэффициент фондовооруженности зависит от типа оборудования, вида используемого топлива, масштаба производства, уровня автоматизации. Для энергетики характерен высокий уровень коэффициента фондовооруженности. 31 Показатели использования энергетического оборудования Повышение эффективности использования основных средств энергопредприятий связано с режимом эксплуатации основного энергетического оборудования. Для характеристики использования оборудования и его рабочей мощности существует система коэффициентов. Коэффициент экстенсивного использования оборудования βэ характеризует использование оборудования по времени нахождения в работе: э  Тф Тк  1, ( 28 ) где Тф — фактическое время работы Т ф  Т к   tпр ; Тк – количество часов в году; t пр – время простоя оборудования. Чем больше βэ, тем эффективнее работает оборудование. Увеличения коэффициента экстенсивности можно добиться за счет снижения времени нахождения в простое. Коэффициент интенсивности βи, характеризует использование оборудования по загрузке установленной мощности: и  N ср N max , ( 29 ) где Ncp — средняя загрузка оборудования; Nmax — максимальная загрузка оборудования. Росту βи способствуют внедрение новой технологии и совершенствование существующей, автоматизация и механизация производственных процессов. Для энергетических объектов этот коэффициент зависит от технических параметров энергооборудования, состава, вида используемого топлива, экологических характеристик. Интегральный коэффициент βинт — это произведение экстенсивного и интенсивного коэффициентов: инт  э и . ( 30 ) 32 Разновидностью интегральной характеристики является число часов использования установленной мощности энергооборудования. Этот показатель определяется как отношение годовой выработки электроэнергии W, кВт·ч, к установленной мощности энергооборудования Ny: hy  Эг . Ny ( 31 ) Число часов использования установленной мощности показывает, какое количество часов требуется для производства на данном оборудовании энергии, равной фактической годовой выработке при условии постоянной работы на полной установленной мощности. Для электростанций, работающих в разных режимах, этот показатель имеет следующие значения: • для станций, работающих в базовом режиме, hу = 6500...7000 ч/год; • для работающих в полупиковом режиме hy = 4500...6500 ч/год; • для работающих в пиковом режиме hу = 3000...4500 ч/год. Значение установленной мощности вследствие износа оборудования; Nрем – мощность, выведенная в ремонт. В промышленной энергетике применяют также понятие коэффициента резерва, который равен отношению максимальной (запроектированной) часовой нагрузки к установленной мощности энергетического объекта: К рез  Рmax , Ny ( 32 ) здесь Рmax – максимальная часовая нагрузка потребителя (с учетом потерь в сетях и собственных нужд энергообъекта). Для объектов «большой» энергетики понятие резерва (обычно резерва электрической мощности) связано с разностью рабочих и диспетчерских мощностей эти резервы классифицируются: по готовности к несению нагрузки: • холодный резерв, когда оборудование простаивает и необходимо некоторое время для его включения в работу; • горячий (или вращающийся) резерв, когда оборудование находится в работе 33 (недогруженное или на холостом ходу) и готово в любой момент к несению нагрузки; по назначению: • нагрузочный, необходимый для покрытия возрастающей нагрузки; • аварийный — для замещения мощности оборудования, которое может аварийно выйти из строя; • ремонтный — для замещения ремонтируемого оборудования; • народнохозяйственный — для покрытия нагрузок вновь вводимых потребителей. В промышленной энергетике, где энергоснабжение гораздо менее централизовано, имеются все виды резервов, кроме народнохозяйственного. Коэффициент сменности работы оборудования: К см  Д ст.см , n ( 33 ) где Дст.см – общее количество отработанных оборудованием станкосмен; n – количество установленных станков. Коэффициент загрузки оборудования: К загр  К см , Кж (34 ) где Кж – сменность работы оборудования. Экономическая сущность, состав и структура оборотных средств Для производства продукции и ее реализации наряду с основными фондами необходимы оборотные средства. Под оборотными средствами понимают стоимостное выражение предметов труда, которые целиком потребляются в одном производственном цикле, полностью переносят свою стоимость на изготовляемый продукт и требуют постоянного воспроизводства в натуральной форме. Оборотные средства состоят из производственных оборотных средств и средств обращения. Оборотные средства обеспечивают производственный процесс, средства обращения обслуживают сферу обращения. 34 К производственным оборотным средствам относятся:  производственные запасы сырья, топлива, основных и вспомогательных материалов, запасных частей, полуфабрикатов (ПЗ);  незавершенное производство включает в себя стоимость продукции, находящейся в данное время в стадии изготовления (НП);  расходы будущих периодов – это затраты на подготовку к выпуску новой продукции, НИР, ОКР (РБ);  малоценный и быстроизнашивающийся инвентарь, инструменты, срок службы которых менее 1 года (МБ). К средствам обращения относятся:  изготовленная и находящаяся в процессе реализации готовая продукция (РГП);  имеющиеся в распоряжении предприятия денежные средства, необходимые для выплаты заработной платы, закупки сырья, материалов и т.п. (ДС);  дебиторская задолженность (ДЗ);  продукция на складе (ГПС). Для энергетических предприятий процесс производства продукции и ее потребление практически совпадают. Поэтому в средства обращения для энергетики входят только денежные средства. Если принять оборотные средства за 100%, то на производственные оборотные средства приходится около 70% и 30% – на средства обращения. Оборотные средства всегда находятся в движении и совершают кругооборот, переходя из сферы производства в сферу обращения и наоборот. Следовательно, возможности улучшения их использования находятся как в сфере производства, так и в сфере обращения. Для начала производственного процесса, кроме наличия основных средств, необходимы денежные ресурсы для приобретения сырья, материалов и других предметов труда, входящих в состав оборотных средств. Материальные оборотные средства поступают в производство, там рабочими с использованием средств и предметов труда создается продукция. Реализовав продукцию, 35 предприятие получает денежные средства, которые покроют затраты и принесут прибыль. Завершается один оборот оборотных средств. Денежные средства (Д) материалы, сырье (М,С) производство (П)  готовая продукция (ГП) реализованная продукция (РП) денежные средства (Д). Кругооборот оборотных средств считается завершенным только в тот момент, когда после реализации готовой продукции оборотные средства возвращены предприятию в денежной форме, т.е. поступили на расчетный счет предприятия. Структура оборотных средств определяется особенностями технологии производства, длительностью производственного цикла и условиями материально-технического снабжения. В электроэнергетике: – при производстве тепловой и электрической энергии почти все оборотные средства сосредоточены в производственных запасах. Для электростанций характерен большой удельный вес топлива и запасных частей для ремонта, вспомогательных материалов; – практически отсутствует незавершенное производство, так как на электростанциях процесс производства энергии является непрерывным и оборотные средства превращаются в энергию без накопления на промежуточных стадиях и преобразования энергии из одного вида в другой. Например, для ТЭЦ структура оборотных средств имеет вид: Вспомогательные материалы – 15% Топливо – 42 % Запасные части – 20% Малоценные и быстроизнашивающиеся предметы – 16% Прочие оборотные средства – 7 %. – очень малы расходы будущих периодов. Сравнительно большой удельный вес запасных частей и вспомогательных материалов на тепловых электростанциях вызывается условием надежности и необходимостью иметь 36 аварийный запас запасных частей, а также несовпадением времени их доставки с периодом текущих и капитальных ремонтов. Оборотные средства различаются на собственные, привлеченные и заемные средства: К собственным денежным средствам относятся: прибыль, амортизационные отчисления; средства, полученные от продажи ценных бумаг; паевые и иные взносы юридических и физических лиц и другие поступления денежных средств (пожертвования, благотворительные взносы). Привлеченные денежные средства образуются на предприятии из-за периодичности выплат заработной платы, страховых платежей. В период между платежами, начисленные, но еще не выплаченные средства могут использоваться на другие хозяйственные нужды. К заемным средствам относятся: кредит в банке и займы на определенные сроки и под определенные проценты, средства от реализации залогового свидетельства, страхового полиса. Оборотные средства также классифицируются по признаку нормируемости. Нормирование оборотных средств К нормируемым оборотным средствам относятся производственные запасы, незавершенное производство, расходы будущих периодов и готовая продукция, находящаяся на складах предприятия. Ненормируемые денежные средства предприятия – это отгруженная продукция, средства в расчетах, увеличение которых свидетельствует об улучшении работы предприятия. Преобладающую часть оборотных средств составляют нормируемые оборотные средства. Использование нормирования оборотных средств помогает определить размер производственных запасов, необходимых предприятию для нормальной работы. Производственные запасы в оборотных фондах должны обеспечивать бесперебойное ведение процесса производства, однако создание излишних 37 запасов приводит к ухудшению показателей предприятия, замедляет темпы расширенного воспроизводства. Нормирование оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нормативов в натуральном и денежном выражении. Абсолютный размер запасов в натуральной форме необходим для расчета складских площадей при планировании материально-технического снабжения, определении количества завозимых материалов. Денежные выражения запасов необходимы при планировании оборотных фондов и составлении финансовых планов, а также определении оборачиваемости оборотных средств. Относительные величины запасов выражаются в суточной, недельной или месячной потребности предприятия. Производственные запасы для энергетических установок бывают: текущие, предназначенные для обеспечения повседневных потребностей производства при эксплуатационном обслуживании и текущем ремонте. Величины этих запасов зависят от размерности и размеров поставок. Норма запаса в днях для текущего запаса равна половине длительности интервала между поставками. страховые (аварийные) запасы используются для создания гарантий на случай непредвиденных задержек топлива в пути. Страховой запас составляет примерно 50% от текущего. . Показатели эффективности использования оборотных средств Эффективность использования оборотных средств на предприятии характеризуется показателями оборачиваемости и времени их оборота. Коэффициент оборачиваемости оборотных средств (число оборотов) характеризует скорость оборота и определяется как отношение выручки от реализации продукции к среднегодовой сумме оборотных средств предприятия: 38 nоб  Oр , (39) Sср.г Коэффициент оборачиваемости показывает, на какую сумму реализовано готовой продукции за счет каждого рубля оборотных средств в данный период времени. Период или время оборота оборотных средств преобразует предшествующий показатель в дни. Таким образом, среднее время оборота оборотных средств рассчитывается по выражению: tоб  tг , nоб ( 40 ) где tг – рассматриваемый календарный период (год). Ускорение оборачиваемости средств увеличивает эффективность работы предприятия. К факторам ускорения оборачиваемости оборотных средств можно отнести:  увеличение выпуска продукции и ускорения ее реализации. Это может быть достигнуто за счет улучшения использования производственных фондов, уменьшения времени ремонта оборудования, недопущения аварийного выхода оборудования, увеличения качества продукции, уменьшения ее себестоимости;  уменьшение сверхнормативных производственных запасов (особенно дорогостоящих);  организация своевременно поставки запасных частей и материалов, увязанной с графиком ремонта;  экономичные режимы работы оборудования, механизация и автоматизация технологических процессов, которые способствуют уменьшению необходимого количества оборотных средств. 39 Улучшение использования основных производственных средств и ускорение оборачиваемости оборотных средств позволит получить больше продукции на каждый рубль производственных фондов, увеличить прибыль и рентабельность предприятия. ЗАТРАТЫ НА ПРОИЗВОДСТВО И ТРАНСПОРТИРОВКУ ПРОДУКЦИИ СЕБЕСТОИМОСТЬ ПРОИЗВОДСТВА ПРОДУКЦИИ Все виды материальных и денежных затрат, кроме капитальных вложений, связанные с производством и сбытом продукции, называются издержками предприятия. Они составляют себестоимость изготовленной продукции. Себестоимость продукции ─ это стоимостная оценка используемых в процессе производства природных ресурсов, сырья, материалов, топлива, энергии, основных средств, трудовых ресурсов, а также других затрат на ее производство и реализацию. Определяют как себестоимость всей продукции, или издержки И, так и себестоимость единицы продукции S. Расчет общих производственных издержек включает все производственные затраты, т.е. материальные, затраты по оплате труда, общезаводские, накладные и другие затраты, отнесенные на производство продукции за рассматриваемый период. Себестоимость единицы продукции определяется как отношение всех производственных издержек к количеству произведенной продукции.  S И , V (41 ) где И – суммарная (полная) себестоимость, млн.руб.;  S – единичная себестоимость, млн руб/ед.прод.; V – объем произведенной продукции. Применительно к энергетике себестоимость единицы продукции можно определить по выражениям:  Sтэ  И тэ ─ себестоимость единицы тепловой энергии, руб./ГДж; (42) Qг 40  S ээ  И ээ ─ себестоимость единицы электрической энергии, руб./кВтч; где Эг И ТЭ ─ годовые издержки (себестоимость) на производство тепловой энергии, млн.руб.; Q ─ количество тепла, произведенного за год, ГДж/год; И ЭЭ ─ г годовые издержки (себестоимость) на производство электрической энергии, млн.руб.; Э Г ─ количество электрической энергии, произведенной за год, кВт·ч. Расчет себестоимости продукции необходим предприятию по нескольким причинам: во-первых, себестоимость единицы продукции является основой для определения цены на произведенную продукцию; во-вторых, расчет себестоимости используется для оценки эффективности и прибыльности работы предприятия. В промышленности различают следующие виды себестоимости: цеховая, заводская и полная себестоимость. Цеховая ─ представляет собой затраты цеха, связанные с производством продукции. Общепроизводственная (или заводская) ─ помимо затрат цехов включает общезаводские и общехозяйственные расходы (такие как, расходы на содержание заводоуправления, складов и т.п.). Полная (или коммерческая) ─ отражает все затраты на производство и реализацию продукции, складывается из производственной себестоимости и внепроизводственных расходов (расходы на тару, упаковку, транспортировку продукции и пр.). В энергетике отсутствует цеховая себестоимость. Себестоимость продукции учитывается и планируется по экономическим элементам и по калькуляционным статьям (по статьям расходов). Себестоимость продукции, рассчитанная по экономическим элементам, содержит экономически однородные элементы независимо от того, где расходуются средства и на какие цели. 41 К экономическим элементам относят: материальные затраты за вычетом стоимости возвратных отходов, амортизационные отчисления, расходы на ремонт, заработную плату, затраты на покупную энергию и прочие денежные расходы. ГРУППИРОВКА ЗАТРАТ, КЛАССИФИКАЦИЯ ТЕКУЩИХ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО Группировка по экономическим элементам необходима для определения общих потребностей предприятия в материальных и денежных ресурсах, т.е. для составления сметы производства. Для внутрипроизводственного планирования и выявления резервов необходимо знать не только общую сумму затрат, но и величину расходов в зависимости от места их возникновения. Для расчета себестоимости единицы продукции определенного вида и составления калькуляции применяется группировка затрат по калькуляционным статьям, которая учитывает их производственное назначение, фазы производства, цеха. Группировка по калькуляционным статьям учитывает их производственное назначение. Такая группировка используется на действующих предприятиях, отражает состав и структуру затрат. К калькуляционным статьям относятся: 1. Топливо на технологические нужды. 2. Вода на технологические нужды. 3. Основная заработная плата производственных рабочих. 4. Дополнительная заработная плата производственных рабочих (на оплату отпусков, командировок и т.д.). 5. Отчисления на социальное страхование с заработной платы производственных рабочих (в пенсионный фонд, в фонд социального страхования, в фонд занятости, фонд медицинского страхования). 6. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования, в т.ч.: а) амортизация оборудования; б) расходы по текущему техническому обслуживанию. 7. Расходы по подготовке к освоению производства (пусковые расходы). 42 8. Покупная энергия на технологические нужды. 9. Цеховые расходы. 10. Общезаводские расходы. 11. Коммерческие расходы. Первые девять пунктов составляют цеховую себестоимость, с 1 по 10 пункты – заводская себестоимость, а с учетом 11 пункта – полную коммерческую себестоимость. Основные отличительные признаки группировки затрат по калькуляционным статьям и экономическим элементам Группировка затрат по Группировка затрат по калькуляционным статьям экономическим элементам 1. Назначение Расчет плановой и фактической Выявление общей потребности себестоимости по каждому виду предприятия в целом в каждом продукции отдельном производственном Анализ затрат с учетом факторе – труд, материалы, капитал технологических особенностей Увязка отдельных разделов плана Анализ при проведении проектных расчетов (смета) 2. Исходные данные, используемые для расчета Фактические, с учетом производст- Обобщенные или нормативные венного назначения, фаз производства, цехов 3. Учет однородных элементов Все затраты учитываются по месту Однородные затраты объединяются раздельно и по каждому виду и суммируются независимо от места продукции их возникновения 4. Основные статья расходов (издержек) И=Итехн+Из.пп.р.+Исэо+Ипоп+Иоц+Иоз. И=Им.з.+Из.п.+Исоц.с.+Иам+Ирем+Ипр, 43 В таблице использованы следующие обозначения: калькуляционные статьи: Итехн – издержки топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; Из.п.п.р. – издержки на основную и дополнительную заработную плату производственных рабочих с учетом Единого социального налога (ЕСН); Исэо – издержки на содержание и эксплуатацию оборудования; Ипоп – издержки на подготовку и освоение производства (пусковые расходы); Иоц – общецеховые издержки; Иоз. – общезаводские издержки. экономические элементы: Им.з. – материальные затраты (за вычетом стоимости возвратных средств); Из.п. – издержки на заработную плату; Исоц.с – отчисления на социальное страхование; Иам – издержки на амортизацию; Ирем – издержки на ремонт; Ипр – прочие издержки. Каждая статья калькуляционных затрат состоит из ряда составляющих. • Издержки топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели складываются из: т т т т т И техн  И т  И э  И п  И в  Исм , где ( 43 ) т т т т т И т , И э , И п , И в , И см – издержки соответственно на топливо, электроэнергию, на пар, на воду, на сырье и материалы. Приобретаемые для производства топливо, сырье, материалы и энергия учитываются по ценам, в которую могут быть включены затраты транспортировку, хранение и доставку и т.д. • Издержки на заработную плату вычисляются по формуле: И з.п.п.р.  И зп.осн  И з.п.доп  Исс , где И зп.осн Из.п.доп ( 44 ) – основная заработная плата производственных рабочих; – дополнительная заработная плата производственных рабочих 44 (оплата отпусков, командировок и т.п.); И сс – отчисления в социальные фонды от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих по нормативам, установленным законодательством. • Издержки на содержание и эксплуатацию оборудования: об об Исэо  Иам  И рем  И в.м. , где об об Иам , И рем (45) – амортизация и ремонт оборудования передаточных И в.м. устройств, внутрицеховых транспортных средств; – издержки на вспомогательные материалы (смазочные и обтирочные материалы). • Издержки на подготовку и освоение производства Ипоп включают затраты на пусконаладочные работы, проведение испытаний оборудования после окончания ремонтов, затраты в период освоения новой продукции. • Общецеховые издержки Иоц включают затраты на амортизацию цеховых помещений, их содержание и эксплуатацию, затраты на управление цехом (заработная плата административно-управленческого персонала цеха, обслуживание технических средств управления и т.д.). • Общезаводские (общепроизводственные) издержки Иоз включают затраты на управление производством, на обеспечение техники безопасности, пожаробезопасности, охрану труда и прочие расходы. При группировке затрат по экономическим элементам в их состав входят следующие составляющие. – материальные издержки Им.з  Ис  И п.и  И пф  И т  И э  И возв , где И м.з  Ис  Ип.и  Ипф материалов, покупных изделий, (46) – соответственно стоимость сырья и полуфабрикатов; И т , И э , И возв – 45 соответственно стоимость топлива всех видов на любые цели, покупной энергии всех видов, возвратных отходов. – издержки на оплату труда учитывают все виды выплат И з.п  И з.п.осн  И з.п..доп  И прем  И надб , где И з.п.осн , И з.п..доп , И прем, И надб – основная (47) заработная плата производственных рабочих, дополнительная заработная плата, премии за производственные результаты, надбавки и доплаты; отчисления на социальные нужды рассчитываются от основной и дополнительной заработной платы производственных рабочих по нормативам, установленным законодательством; – амортизация основных фондов Иам рассчитывается по утвержденным нормам амортизации для каждого вида фонда И ам  n  (Н амi К i ) , i 1 (48) где Намi – норма амортизации; Кi – стоимость основных фондов; n – количество видов оборудования. – издержки на ремонт составляют И ам  kрем  Кб , где kрем (49) – норматив отчислений в ремонтный фонд, устанавливаемый предприятиями самостоятельно; Кб – балансовая стоимость основных производственных фондов. Структура себестоимости ─ это удельный вес составляющих затрат в суммарной себестоимости. Структура себестоимости для энергетических производств отличается от промышленности и различна для отдельных типов энергетических установок. Так, в электроэнергетике наибольшие затраты приходятся на топливо, а в машиностроительном и металлургическом 46 комплексах – на сырье и материалы, на ТЭС и котельной ─ на топливо, на предприятиях тепловых сетей ─ на амортизационные отчисления. Для каждого типа производства структура зависит от мощности, типа оборудования и масштаба производства. Классификация текущих затрат Затраты (издержки) на производство продукции могут классифицироваться: 1. По степени однородности, когда затраты можно разделить на элементные и комплексные. К элементным затратам Иэлем относятся однородные составляющие: на топливо, воду, сырье, основную зарплату производственных рабочих. Комплексные затраты Икомп (например, цеховые) включают разнородные элементы, такие как амортизация здания, заработная плата управленческого персонала, расходы на энергию, освещение и др. Тогда общие затраты представляют собой сумму двух составляющих: И  И элем.  И компл. . (50) 2. По характеру зависимости от объема выпуска продукции можно выделить: условно-постоянные Ипост, не зависящие от объема произведенной продукции: содержание производственного персонала, амортизационные отчисления, общезаводские расходы; условно-переменные Ипер, в основном, пропорциональные объему продукции: затраты на сырье, топливо и т.д. И  И пост.  Иперем.  Ипост.  Sпер.  V , (51) здесь Sпер. ─ условные переменные расходы на единицу продукции; V ─ объем произведенной продукции. Тогда себестоимость единицы продукции можно выразить формулой: S Ипост  Sпер , руб/ед.прод V (52) 47 С увеличением объема продукции постоянные расходы на единицу продукции снижаются, а переменные расходы предприятия образуют постоянную составляющую расходов на единицу продукции. Характер снижения себестоимости зависит от соотношения условнопостоянных и условно-переменных затрат. 3. По роли в процессе производства затраты подразделяются на основные и накладные: основные Иосн – непосредственно связанные с процессом производства: затраты на сырье, материалы, топливо, заработную плату производственных рабочих; накладные Инакл – это расходы по обслуживанию и управлению основного производства – заработная плата административно-управленческого персонала, дополнительная заработная плата производственных рабочих, отчисления в фонд социального страхования, на охрану труда, внепроизводственные расходы. И  И осн.  И накл. . (53) Такое деление на основные и накладные позволяет определить удельный вес накладных расходов, что необходимо при анализе затрат на производство продукции. 4. По способу разнесения расходов на единицу продукции затраты бывают прямые и косвенные: прямые Ипрям – затраты, которые могут быть отнесены непосредственно на данный вид продукции. Например, затраты на теплофикационное отделение ТЭЦ полностью относят на производство тепла; или расходы на металл полностью относят на изделие из него; косвенные Икосв – затраты, которые не могут быть отнесены на конкретный вид продукции. Это затраты, которые являются общими для нескольких видов продукции. Например, затраты на тепло, используемое в мартеновской печи, работающей с котлом утилизатором или на промышленной ТЭЦ. 48 И  И прям.  И косв. . (54) В одноцелевых предприятиях (т.е. производящих один вид продукции) все расходы являются прямыми. На многоцелевых предприятиях основные затраты являются косвенными. Косвенные затраты включаются в себестоимость отдельных видов продукции не прямо, а косвенно, в результате их распределения по какому-либо показателю. Разнесение косвенных (общих) затрат между видами продукции может осуществляться разными методами. ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЗАТРАТ НА РАЗНЫХ ТИПАХ ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЯ ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЗАТРАТ НА ТЭС Все затраты предприятия на производство и реализацию энергетической продукции, выраженные в денежной форме, составляют себестоимость этой продукции. Годовые затраты (руб/год) на производство энергетической продукции при расчете по экономическим элементам можно определить формулой: И  Ит  Иэ  И  И вм усл  И ам  И зп  И рем  И о  И пр , (55) где И т – затраты на топливо; Иэ – расходы на потребляемую энергию; Ивм – затраты на вспомогательные материалы и приобретаемую со стороны воду; И усл – затраты на услуги своих вспомогательных производств и услуги внешних организаций; И ам – амортизационные отчисления; Изп – затраты на заработную плату; И рем – затраты на ремонт; И о – общепроизводственные затраты (заработная плата административно-управленческого персонала, охрана предприятия и др.); Ипр – прочие затраты (расходы по охране труда, на спецодежду, отопление, освещение производственных зданий). При укрупненных расчетах себестоимости ряд статей, имеющих небольшой удельный вес, можно объединить в одну статью - прочие суммарные расходы. Тогда можно записать, (руб./год): 49 И  И т  И ам  И зп  И рем  И пр , (руб./год) (56) где И т – затраты на топливо; И ам – амортизационные отчисления; И рем – затраты на ремонт; Изп - затраты на заработную плату; Ипр – прочие затраты. Рассмотрим расчет каждого из элементов. 1. Топливная составляющая. Это основной элемент затрат для тепловой станции, промышленной котельной, который составляет 50….80% от суммы затрат на производство электрической энергии и тепла. Данный вид затрат рассчитывается по формуле, (руб./год): И т  Bт  (1  n )Ц т , 100 (57) где Вт – годовой расход натурального топлива; Ц т – цена натурального топлива.  п – потери топлива при транспортировке (для твердого топлива  п = 0,5%, для всех остальных  п = 0). Потери твердого топлива включают: механические потери, зависящие от количества перегрузок топлива и химические потери, которые приводят к ухудшению качества топлива – озолению топлива в результате самовозгорания, нагрева, возникающего вследствие процесса окисления топлива. 2. Издержки на амортизацию можно определить из выражения: Иам  Hам  K , (58) где Нам – норма амортизационных отчислений, %; К – капиталовложения, млн.руб. С учетом структуры основных средств и срока службы оборудования и остальных средств определяется комплексная норма амортизационных отчислений. Для укрупненных расчетов Нам учитывается для всего предприятия, а не для каждого элемента в отдельности. 3. Затраты на ремонт основных средств энергопредприятий (зданий, сооружений, оборудования, хозяйственного инвентаря и пр.) включают стоимость материалов для ремонта и используемых запасных частей, заработную плату (основную и дополнительную) и начисления в фонд 50 социального страхования ремонтного персонала, стоимость услуг сторонних ремонтных организаций, своих вспомогательных производств и пр. При укрупненных расчетах расходы на ремонт принимаются в долях от балансовой стоимости основных фондов, руб/год: И рем   рем  K , (59) где βрем – доля отчислений в ремонтный фонд, %; К – балансовая стоимость основных фондов (капиталовложения), млн.руб. 4. Издержки на заработную плату определяются, исходя из средне годового фонда оплаты труда персонала с учетом отчислений в социальные фонды, млн.руб/год Изп  nшт  Ф(1   соц.) (60) nшт  nэксп  N уст. , (61) где nшт – численность эксплуатационного персонала, определяется на основе штатного коэффициента и установленной мощности станции; nэкс – штатный коэффициент, удельная численность персонала, т.е. количество человек приходящихся на единицу установленной мощности, чел/тыс.кВт·ч; Ф – годовой фонд оплаты труда, млн.руб.; соц. – процент отчислений на социальные нужды, %; Nуст – установленная мощность оборудования, МВт. 5. Прочие затраты зависят от мощности электростанции и численности персонала. Поэтому прочие расходы могут быть определены для приближенных расчетов в долях от условнопостоянных затрат. Можно принять, что Ипр = (0,2 – 0,3)( И ам  И рем  И зп ), (62) ОСОБЕННОСТИ РАСЧЕТА ЗАТРАТ НА ГЭС Годовые эксплуатационные затраты (издержки) на ГЭС определяются по элементам и статьям затрат и основным стадиям производства. Элементы и статьи затрат на ГЭС те же, что и на ТЭС, за исключением затрат на топливо и с 51 вязанных с его транспортом и подготовкой (исключение составляют гидроаккумулирующие станции – ГАЭС, при расчете издержек которых имеет место топливная составляющая). При формировании структуры себестоимости к основным составляющим издержек производства на ГЭС относят: – амортизационные отчисления; – вспомогательные материалы; – оплата труда с отчислениями; – услуги производственного характера; – прочие расходы. Расчет амортизации основных фондов на полное восстановление производится по нормам амортизационных отчислений, утвержденных Правительством России по видам основных фондов и балансовой стоимости этих основных фондов. Заработная плата на стадии проектирования определяется на основании штатного расписания, составляемого в соответствии с нормативами, в зависимости от мощности ГЭС, единичной мощности агрегатов, их числа. Затраты на вспомогательные материалы составляют 1–2 % общих издержек ГЭС. Прочие расходы отражают затраты на проведение научно- исследовательских и опытно-конструкторских работ, на финансирование программ по созданию и освоению новой техники и безопасных технологий. Все составляющие издержек на ГЭС относятся к категории условнопостоянных, т.е. практически не зависят от объема вырабатываемой энергии. Себестоимость 1 кВт.ч электроэнергии на ГЭС в несколько раз ниже, чем себестоимость на ТЭС и АЭС. МЕТОДЫ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ Существует несколько МЕЖДУ ВИДАМИ ПРОДУКЦИИ методов распределения затрат по видам продукции: 52 1. Принцип пропорционального количественного показателя – физический метод (масса, объем, штуки). Все расходы комбинированного производства принимаются такими, какими они были бы при раздельном производстве, каждого из видов продукции. 2. Принцип отключения затрат. Из нескольких продуктов выделяется один – основной, а все остальные рассматриваются как побочные. Затраты на побочные продукты вычитают («отключают») из общих затрат по цене реализации, или по себестоимости получения их в раздельном производстве. Остаток относят на основной продукт. При таком распределении все выгоды относятся на основной продукт, но у этого способа имеется ряд недостатков: 1) в отдельных случаях отнесение экономии к одному виду может привести к тому, что основной вид будет иметь нулевое или даже отрицательное значение себестоимости, например, вследствие высоких цен. Тогда – этот способ не может быть использован. 2) в случае использования себестоимости для раздельного производства продукции в расчет вводится информация, относящаяся к другим производствам. Это вызывает неопределенность в решении задач. 3. Метод определения доли общих затрат пропорционально себестоимости продукции в условиях раздельного производства. 4. Ценовый метод. При данном методе определение доли общих затрат осуществляется пропорционально цене продукции в условиях раздельного производства по аналогии с предыдущим методом. 6. Метод электрических эквивалентов. При распределении затрат по этому методу рассчитывается доля каждого вида энергии в общем объеме производства. Для сопоставимости все виды мощности и энергии выражаются в единицах электроэнергии, т.е. в кВт или кВт·ч. Используются различные коэффициенты – коэффициенты распределения для условно-постоянных и условно-переменных затрат. 53 Условно-постоянные затраты определяются составом оборудования энергопредприятия, его суммарной установленной мощностью. Этот метод применяется в упрощенном виде, когда все виды затрат распределяются пропорционально количеству энергии, без учета их зависимости от режимов работы оборудования. У ТЭЦ есть особенности, которые связаны с комбинированной выработкой электроэнергии и тепла. Для ТЭЦ в основе физического метода полагается, что на получение тепла из отборов турбин затрачивается такое же количество энергии, как и при отпуске теплоты непосредственно из котла. Возможно распределение и по фазам производства. Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) представляет собой комбинированное производство, выпускающее несколько видов продукции (электроэнергию, теплоту различных параметров, пар для промышленных потребителей) на базе комплексного использования топлива. В связи с этим необходимо определить себестоимость каждого вида продукта. Возникает задача распределения затрат между видами продукции. Распределению подлежат косвенные затраты, т.е. общие для нескольких видов продукции. На ТЭЦ косвенными затратами являются основные производственные затраты. Это топливные затраты Ит,, затраты на воду Ив, затраты на заработную плату Изп,, затраты амортизацию Иам,, затраты на ремонт Ирем, общехозяйственные Иобх,, прочие Ипр.. Не подлежат распределению прямые затраты, связанные только с производством конкретного вида продукции, например, затраты по пиковой котельной, по электрическому цеху, по установке переработки шлаков. Они относятся на данный вид продукции. Существует ряд методов распределения затрат между продукцией ТЭЦ. Это физический или балансовый метод, метод «отключений», метод электрических эквивалентов и др. Наиболее часто на практике применяется физический метод. В основу этого метода положено распределение затрат пропорционально количеству топлива, израсходованного на каждый вид энергии на основе теплового баланса. При этом полагается, что на получение тепловой энергии из 54 отборов турбин затрачивается такое же количество топлива, как и при отпуске теплоты непосредственно из котлов. Таким образом, расход топлива, относимый на производство теплоты по физическому методу, составит Втэ  Qотп / (Qрнкнбннто ) , (77) где Qотп – годовой отпуск теплоты из отборов турбин, ГДж/год; нк , бн , нто – соответственно КПД нетто котельного цеха, бойлерной, теплофикационного отделения; Qрн – низшая теплота сгорания топлива. Годовой расход топлива (Вг) в условном исчислении, т/год, определяется по топливным характеристикам для каждого типа турбоагрегата и ТЭЦ в целом по формуле: Вгi  i hp   D   D i Э Ti где i ,  Пi ,  Тi , i ГТi Пi ГПi Гi , (78) – коэффициенты, характерные для каждого типа турбоагрегата; hр- число часов работы турбоагрегата (7700–8000 ч/год); DГТi, DГПi – годовые отборы пара отопительных и производственных параметров, т/год; ЭГi – годовая выработка электроэнергии турбоагрегатом, МВт·ч/год. При известных параметрах отборов для оценочных расчетов могут применяться следующие соотношения для распределения условного топлива, относимого на производство тепловой и электрической энергии, т/год, Втэ  0,088 Dгт  0,102 Dгп; Вээ  Вг  Втэ (79) где Втэ, Вээ – расходы условного топлива, отнесенные на производство теплоты и электроэнергии; Dгт, Dгп – годовые отборы пара отопительных и производственных параметров; 0,088 и 0,102 – коэффициенты, зависящие от параметров отборов пара и КПД. Удельные расходы топлива брутто в условном исчислении находятся по выражениям: для электроэнергии, г/кВт·ч 55 bэ  Вээ /Эг ; (80) bтэ  Втэ / Qотп . (81) для теплоэнергии, кг/ГДж Однако в этом случае весь расход электроэнергии на собственные нужды ТЭЦ отнесен на производство электроэнергии и количество топлива, отнесенное на отпуск теплоты, несколько занижено. Поэтому необходимо распределить этот расход электроэнергии между видами продукции. Расход электроэнергии на собственные нужды распределяется между видами энергетической продукции в соответствии со следующими соотношениями: ээ  Эцн  (Эпэн  Этду  Этпр  Эгзу  Эпр) Вээ / Вг; Эсн тэ Эсн  Эсет  (Эпэн  Этду  Этпр  Эгзу  Эпр)Втэ / Вг, (82) которые включают в себя расход электроэнергии на циркуляционные насосы Эцн; расход электроэнергии на сетевые насосы Эсет; расход электроэнергии на питательные электронасосы Эпэн; расход электроэнергии на тягодутьевые устройства Этду; топливоприготовление Этпр; гидрозолоудаление Эгзу и прочие нужды Эпр. Удельные расходы топлива нетто в условном исчислении находятся по выражениям: для электроэнергии, г/кВт·ч, ээ ); bэн  Вээ /(Эг  Эсн (83) для теплоэнергии, кг/ГДж, н  (В  bнЭтэ ) / Q . bтэ тэ э сн отп (84) Годовые расходы топлива с учетом распределения электроэнергии на собственные нужды, относимые на виды продукции, составят: на теплоснабжение внешних потребителей, т/год нQ ; B'тэ  bтэ отп (85) на электроэнергию, т/год 56 B'ээ  Вг  Втэ . (86) КПД по отпуску тепла от ТЭЦ и по отпуску электроэнергии с шин ТЭЦ, %, определяются по выражениям: н )100; КПД тэ  (34,2 / bтэ КПД ээ  (123/ bэн )100. (87) Абсолютные величины статей затрат по ТЭЦ необходимо распределить между двумя видами продукции: электроэнергией и теплотой. Сначала статьи затрат распределяются по фазам (стадиям) производства. Выделяют три стадии, которые включают: 1) цеха топливно-транспортный, парогенераторный, химический и цех теплового контроля; 2) все затраты, связанные с производством электроэнергии по турбинному цеху и электромеханическому цеху; 3) общестанционные расходы. Для распределения элементов затрат по фазам производства приняты следующие соотношения: – издержки по топливно-транспортному и котельным цехам, руб./год И тт.к  И т  0,5И ам  0,5И рем  0,35И з.п ; (88) – издержки по электрическому и турбинному цехам, руб./год И э.ц  0,45Иам  0,45И рем  0,35И з.п ; (89) – общестанционные издержки, руб./год И ос  0,05И ам  0,05И рем  0,3И з.п  И пр . По каждому цеху затраты распределяются между (90) теплотой и электроэнергией, а затем суммируются по каждому виду энергии. Выражения для определения этих составляющих представлены в табл. 9.1. Таблица 9.1. Распределение затрат между видами энергии по цехам 57 Издержки Электроэнергия Тепловая энергия И тт.к ' В И ээ  И ттк ээ тт.к Вг И тэ  И тт.к  И ээ тт.к тт.к И э.ц И ээ  И э.ц э.ц И тэ 0 э.ц ээ ээ И  И тт.к э.ц ээ  И И ос ос И тт.к  И э.ц тэ  И  И ээ И ос ос ос И ээ И тэ по каждому цеху И ос Итого Себестоимость отпущенного 1 кВт·ч электроэнергии и отпущенного 1 ГДж теплоты вычисляется в соответствии с соотношениями: Sээ  И ээ ; Э г  Эс.н Sтэ  И тэ . Qотп (91) Статьи затрат распределяются между видами продукции следующим образом: затраты на топливо – пропорционально расходу топлива на отпуск каждого вида энергии: И ттэ  И тэВ'тэ ; Вг И тээ И ээ В'ээ  . Вг (92) Все остальные элементы затрат распределяются пропорционально тому, как распределились общие затраты ТЭЦ за вычетом затрат на топливо. Учитывается это коэффициентом распределения kр, который показывает какую часть расходов относить на каждый вид продукции. Так, на электроэнергию относится часть, определяемая выражением 58 р т )/(И  И ). kээ  (И ээ  И ээ т Следовательно, на электроэнергию относится  И ам  kээр и т.д. И з.п  И з.п  kээр ; амортизация И ам ээ ээ (93) заработная плата (94) Аналогично могут быть определены другие элементы себестоимости электроэнергии и теплоты. СЕБЕСТОИМОСТЬ ТРАНСПОРТА ТЕПЛА И ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ Последние годы характеризовались ростом себестоимости транспорта энергетической продукции. Это присоединением и развитием сельскохозяйственных в значительной мере объясняется электрических сетей низших напряжений для нагрузок. Заметное влияние на себестоимость транспорта электроэнергии оказывают ремонтно-эксплуатационные условия обслуживания сетей. Неблагоприятные климатические, топографические а также разбросанность сетей и недостаточная обжитость районов обслуживания обусловливает увеличение себестоимости передачи и распределения и распределение электрической энергии. Суммарные ежегодные издержки на передачу складываются из издержек по линиям электропередач и подстанциям. Расчет себестоимости передачи и распределения электроэнергии производится по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии. Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей ее при транспортировке по ЛЭП и при трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных издержек. Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети и энергией, полученной абонентами за рассматриваемый период времени. Количество 59 энергии, поступившей в сети энергосистемы включает энергию, полезно отпущенной с шин станций энергосистемы, энергии от блок-станций предприятий других отраслей, покупной энергии, полученной от других систем. Значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети: Напряжение, кВ – 750–500, 330–220, 150–110, 35–20, Потери, % Потери 10–6, 0,4 0,5–1,0; 2,5–3,5; 3,5–4,5; 0,5–1,0; 2,5–3,5; 0,5–1,5 электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям условно относят также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформаторов. Постоянными считаются потери на корону в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах. Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется в широких пределах (от 4 до 13%) при средних цифрах порядка 5–7 % . Величина этого показателя зависит от многих факторов, основными из которых являются: структура энергосистемы, взаимосвязь центров генерации и центров нагрузки, конфигурация электрических сетей системы, структура электрической сети по напряжениям, степень развития электрических сетей, соотношение максимума нагрузки и расчетной пропускной способности ЛЭП. Стоимость потерянной электроэнергии в элементах электрической сети оценивается в технико-экономических расчетах при сопоставлении вариантов по тарифам на электроэнергию, а при себестоимости передачи – по средней стоимости потерянного киловатт-часа или тарифам в зависимости от формы организации ПЭС. В условиях работы ПЭС в составе энергосистемы в разные периоды времени она осуществлялась по-разному. В отчетах энергосистем она производилась: по коммерческой (полной) себестоимости, по производственной себестоимости по средней себестоимости, отпущенной с шин станций системы. 60 Полная себестоимость в системе включает в себя все затраты, в том числе и потери. Поэтому оценка потерь по коммерческой себестоимости завышена, так как в данном случае имеет место повторный счет расходов на потери. Оценка по производственной себестоимости также не может быть признана правильной, так как не учитывает важные виды внепроизводственных затрат. По тем же мотивам не следует оценку потерянного кВт.ч энергии производить по его средней себестоимости на шинах станций эенргосистемы. ФАКТОРЫ СНИЖЕНИЯ ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО И ТРАНСПОРТИРОВКУ ПРОДУКЦИИ Снижение себестоимости является основным источником повышения рентабельности производства. Это особенно важно в условиях регулируемого рынка. Для снижения себестоимости могут быть проведены следующие мероприятия: – реконструктивного характера (совершенствование); – режимного характера (выбор более выгодного состава оборудования, установление более выгодного распределения нагрузки между работающими энергогенерирующими агрегатами); – энергосберегающего характера, направленные на использование теплоты уходящих газов, отработанного пара и др.; – направленные на снижение потерь: а) топлива при хранении и транспортировке; б) энергетической продукции при передаче ее потребителю и расходуемой на собственные нужды; в) материалов и масел; – организационно-технического характера – механизация и автоматизация производственных процессов и ремонтных работ, укрупнение и объединение мелких административно-управленческих отделов. 61 ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ПРОИЗВОДСТВЕННОХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭНЕРГОПРЕДПРИЯТИЯ ОБЪЕМНЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОМЫШЛЕННОГО ПРЕДПРИЯТИЯ Предварительно рассмотрим особенности формирования цен на энергетическую продукцию. Цена – это фундаментальная экономическая категория, которая представляет собой денежную стоимость единицы товара. Цена – это количество денег, за которое продавец согласен продать, а покупатель купить товар. В электроэнергетической отрасли функционирует система энергорынков. Она включает потребительский, оптовый (ФОРЭМ) и организованный конкурентный рынки. Цены на энергетическую продукцию называют тарифами (по аналогии с отраслями, оказывающими услуги производственного характера: связь и транспорт). Тарифы, или тарифные ставки устанавливаются дифференцированно по видам потребителей и в зависимости от режима энергопотребления. Ценообразование на энергетическую продукцию, как и на любую другую, происходит по определенным экономическим законам, действительным и для промышленной энергетики. Любой производитель должен получить за свою продукцию денежную сумму, необходимую для покрытия издержек производства и получения минимальной прибыли – для замены оборудования, развития производства и т.д. Тогда цена на продукцию энергохозяйства промышленного предприятия, называемая ценой производства Ц, руб./ед.прод., может быть представлена как сумма себестоимости S и минимальной прибыли Пн: Ц  S  Пн , (95) где П н – нормативная прибыль. В простейших случаях внутризаводского коммерческого расчета энергетики устанавливают именно такую минимальную цену на энергию и энергетические услуги. 62 Когда промышленная энергетика выходит на внешний рынок (оказание ремонтных услуг, продажа газа в баллонах и т.д.), то вступает в силу экономические законы максимальной прибыли. Если продается один вид энергии, то цена на нее определяется по формуле: Тв  И  Э з  Т з  Эб  Т б +П р Эв (96) где Тв – цена энергии для сторонних потребителей, руб./ед.энергии; И – годовые издержки энергохозяйства предприятия при производстве данного вида энергии, руб./год; Эз – количество энергии, отпускаемое заводским потребителям по цене Цз; Тз – тариф внутризаводской, который устанавливается исходя из минимальной прибыли; Эб – количество энергии, отпускаемое бюджетным и коммунальнобытовым потребителям по цене Тб; Пр – расчетная прибыль; Эв – годовое количество энергии, произведенной промышленным предприятием. В случае получения энергии от энергосистемы промышленное предприятие покупает её по регулируемым государственным ценам. При установлении цен на энергетическую продукцию нужно учитывать особенности энергетического производства: 1) Себестоимость продукции меняется под влиянием изменения структуры генерирующих мощностей и используемых энергоресурсов. Это вызывает необходимость установления дифференцированных цен по районам и регионам для обеспечения нормальных уровней рентабельности. 2) Себестоимость единицы энергетической продукции зависит от момента времени ее производства. Это связано с тем, что в зависимости от режима потребления в энергосистеме различная установленная мощность оборудования, а следовательно, и различные эксплуатационные расходы. В соответствии с различной себестоимостью продукции цены на нее для различных потребителей, отличающихся режимом работы, следует установить различные. Такие меняющиеся цены называются тарифами. Себестоимость электрической энергии состоит из постоянных и переменных расходов: 63  распределение переменных расходов между потребителями производится пропорционально количеству потребленной энергии.  зависящих распределение между потребителями постоянных расходов, не от выработки энергии, распределяется по показателю, отражающему участие этих потребителей в образовании максимума нагрузки энергосистемы. Однако учет нагрузки каждого потребителя на момент максимума нагрузки возможен только для крупных потребителей с присоединенной мощностью более 750 кВ∙А. Присоединенная мощность – это сумма мощностей всех потребительских трансформаторов и аппаратов, получающих электроэнергию непосредственно из сети энергосистемы. Для этих потребителей показателем для распределения постоянных расходов принимается заявленная мощность, которая представляет собой наибольшую получасовую мощность в кВт, отпускаемую потребителю в часы суточного максимума нагрузки энергосистемы. Тариф на электроэнергию, который устанавливается в соответствии с характером образования себестоимости (постоянные и переменные расходы) называется двухставочным тарифом. Т э  Tо Рм  Т д Э г , (97) где Т о – основной тариф (ставка за мощность, руб/кВт.) за 1 кВт заявленной мощности; Рм – заявленная мощность, кВт; Т д – дополнительный тариф (ставка за единицу потребленной энергии), руб./кВтч; Э г – объем потребления энергии, кВтч. Применение двухставочного тарифа, во-первых, обеспечивает покрытие условно-постоянных расходов производителей электроэнергии, во-вторых, стимулируется сглаживание графика нагрузки потребителей. Для мелких промышленных предприятий с присоединенной мощностью менее 750 кВ∙А, и других потребителей при расчетах за электроэнергию 64 установлены одноставочные тарифы. Плата за электроэнергию рассчитывается по формуле: П э  Т д  Эг , (98) где Тд – ставка за единицу потребленной энергии, руб./кВт∙ч; Эг – количество потребленной за год энергии, кВт∙ч. Для коммунально-бытовых потребителей, оснащенных специальными счетчиками, введены дифференцированные тарифы для дневного и ночного потребления электроэнергии. В ближайшее время планируется ввести многоставочные тарифы и для промышленных объектов. Будут установлены повышенная плата за потребление в часы прохождения максимума суточного графика электрических нагрузок и льготы за потребление в ночные часы. В этом случае плата составит: П э  Т о Рм  Э мТ м  Э нТ м  (Э г  Э м  Э н )  Т д , (99) где Эм ,Т м – энергопотребление и повышенный тариф в период максимума графика нагрузки потребителей; Эн ,Т м – энергопотребление и тариф в период минимальной нагрузки (ночью). Введение многоставочных тарифов приводит к выравниванию графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и технико-экономические показатели работы энергопроизводителей. Тарифы в настоящее время дифференцированы и в зависимости от напряжения. Для высокого напряжения тарифы ниже. Тарифы на теплоту дифференцируются по энергосистемам, видам и параметрам теплоносителя. Расчеты с потребителем производятся по одноставочному тарифу, величина которого зависит от определенных параметров пара и горячей воды. При снижении параметров потребляемого пара снижается и тариф, т.к. отпуск теплоты с паром более низких параметров повышает выработку электрической энергии по теплофикационному циклу, что приводит к экономии топлива и снижению эксплуатационных расходов. Плата за тепловую энергию определяется по формуле: 65 П тепл.  Ц тепл.  Q , (100) где Ц тепл. – тариф за каждый ГДж полученной теплоты, руб./ГДж; Q – количество потребленной тепловой энергии. Тариф устанавливается, исходя из условия полного возврата конденсата. За не возврат конденсата потребители дополнительно возмещают энергоснабжающим организациям затраты на воду по специальному тарифу. За теплоту с возвращаемым конденсатом энергоснабжающая организация оплачивает потребителю. В настоящее время в ряде систем теплоснабжения проводится разработка и внедрение двухставочных тарифов на теплоэнергию. Общие подходы к их разработке и установлению аналогичны используемым в электроэнергетике. Система цен и тарифов на энергопродукцию должна стимулировать к снижению издержек производителей и экономному расходованию энергии потребителей. Ценообразование должно быть гибким и учитывать специфику энергопроизводства и потребления в интересах общества, стимулируя снижение издержек и сдерживая рост тарифов. Объемные показатели промышленного производства Для определения результатов производственно-хозяйственной деятельности предприятий всех отраслей промышленности используют показатель объема производства (V). Если умножить объем производства на рыночную цену продукции, то получится сумма ожидаемой выручки. Понятие объем производства определяется рядом показателей: Валовый объем производства (Vвал) – это общий объем продукции, произведенной и еще незавершенной, находящейся на различных стадиях производственного процесса. Аналогом валового объема производства в натуральном выражении в энергетике является величина выработки энергии (Wвыр). Товарный объем производства (Vтов) – это готовая продукция, предназначенная к реализации (на продажу): 66 Vтов Vвал Vнезав . (101) В энергетике товарному объему (в натуральном выражении) соответствует количество энергии, отпущенной потребителю: Эотп  Эвыр  Э сн Э пот . , где Эсн – расход энергии на собственные нужды; (102) Э пот – величина потерь в сетях. Реализованная продукция (Ор) – это проданная и оплаченная продукция. Отличается от товарного объема на величину проданной, но неоплаченной продукции (Vнеопл). Oр  Vтов Vнеопл . (103) В энергетике сумма неплатежей называется абонентской задолженностью (А). Если из суммы реализации отнять все материальные затраты, равные издержкам производства без стоимости рабочей силы, то получается чистая продукция. Чистая продукция складывается из стоимости потребленной рабочей силы, равная фонду оплаты труда и прибыли, полученной при реализации продукции. В энергетике понятия чистой и условно-чистой продукции применяются в энергоремонтном производстве. Если ремонтные работы выполняются из материалов и с использованием оборудования заказчика, то объем такого производства следует рассчитывать как чистую продукцию, т.к. этот объем будет складываться из заработной платы ремонтников и запланированной прибыли ремонтного предприятия. Если эти работы производятся с применением собственного оборудования, то объем работ будет представлять собой условно-чистую продукцию, т.к. кроме зарплаты и прибыли сюда включается амортизация собственного ремонтного оборудования. 67 Понятие реализованной продукции возникает в энергетике только при продаже энергетической продукции – энергии, энергоносителей и энергетических услуг, руб/год: Ор  Э1Т1  Э2Т 2  Э3Т 3  ....  А  У , где Э1, Э2 , Э3 (104) количество каждого вида реализованной продукции – энергии, энергоносителей, услуг соответствующие и т.д., ед.энергии(услуг)/год; Т 1,Т 2 ,Т 3 – тарифы (среднеотраслевые или средние при данной энергосистемы или энергопредприятия), руб./ед.энергии (услуг); А – сумма абонентской задолженности, обычно со знаком «-», знак «+» возникает при предоплате, руб./год; У – выручка от оплаты различных услуг, в том числе неэнергетического характера, оказываемых энергетиками сторонним организациям, руб./год. Поскольку чаще наиболее распространенными видами являются электрическая и тепловая энергия, формула для расчета суммы реализации, руб/год, выглядит следующим образом: Ор  Э Т э  Q Т q  А  У (руб./год), (105) где Э – количество отпущенной потребителям электроэнергии, кВт·ч/год; Q – количество теплоты, отпущенной потребителям, ГДж/год; Тэ – средний тариф на электроэнергию, руб.,кВт·ч/год; Тq – средний тариф на тепловую энергию, руб./ГДж. Как видно из формулы, сумма реализации зависит от объемов проданной энергетической продукции, причем сумма выручки от продажи без вычета абонентской задолженности представляет собой товарную продукцию. Особенность энергетики состоит в том, что она сама не может устанавливать объем производимой продукции и должна производить столько продукции, сколько требуется в данный момент потребителю. Для того, чтобы потребители выполняли свои договорные обязательства предусматриваются штрафные тарифы при перерасходе или недорасходе энергии по сравнению с 68 договором. Сумму реализации в энергетике можно повысить также с помощью особых тарифов при повышенной надежности энергоснабжения, если она нужна некоторым потребителям. ПРИБЫЛЬ И РЕНТАБЕЛЬНОСТЬ Прибыль является В ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ЭНЕРГЕТИКЕ обобщающим показателем производственно- хозяйственной деятельности предприятия. Прибыль вычисляется как разность между суммой реализации Ор и издержками И или как разность между рыночной ценой Ц и себестоимостью s, умноженной на объем производства V: П б  Ор  И  (Ц  s) V , (106) где Пб – валовая или балансовая прибыль, руб./год. Действуя в рыночных отношениях, производители стремятся получить максимум прибыли. Для этого существует несколько способов: 1. Повышение продажной цены. Как известно, в условиях рынка на ценообразование влияет соотношение спроса и предложения. Но производители-монополисты, в том числе и энергетика как естественный монополист, имеют некоторую возможность поднимать тарифы на свою продукцию в пределах, ограниченных мерами государственного регулирования рынка. 2. Снижение себестоимости продукции. Это достигается путем повышения эффективности производства, причем наиболее целесообразно техническое перевооружение на базе современной техники. Возможны и другие пути – реконструкция, модернизация, совершенствование организации производства. Чем ниже себестоимость и цена производства по сравнению с конкурентами на рынке, тем выше прибыльность. 3. Увеличение объема производства. Но энергетика не может увеличить объем производства по своему желанию, кроме отдельных случаев (ремонтные, строительно-монтажные работы, и т.п.). По мере 69 формирования рынка энергетической продукции, при появлении независимых, конкурирующих между собой энергопроизводителей, в энергетике может возникнуть нормальная рыночная ситуация, когда одни производители будут расширять объем своего производства за свет вытеснения других. Для энергетики главными способами увеличения прибыльности является повышение эффективности производства за счет поддержания оборудования в хорошем техническом состоянии в результате регулярного и качественного ремонтного обслуживания, оптимальной загрузка в каждый момент времени и др. Основные пути снижения себестоимости можно найти при анализе техникотехнологических эксплуатационных факторов, затрат. определяющих Очевидно, величину что главным отдельных для статей повышения эффективности производства в энергетике является снижение удельных расходов топлива на единицу энергии. В распоряжении предприятий остается не вся балансовая прибыль, а только ее часть – чистая прибыль, остающаяся после вычета из нее различных налогов и обязательных платежей H: П ч  П б  Н , руб./год. (107) В настоящее время часть налогов включается в себестоимость продукции отдельной статьей, отчисления в пенсионный фонд учитываются в издержках по заработной плате, а остальная, большая часть платится из прибыли предприятия. Из балансовой прибыли вычитаются именно те налоги, которые выплачиваются из прибыли предприятия. Показатель рентабельности производственных фондов определяется отношением прибыли к стоимости производственных фондов. Он показывает, сколько рублей прибыли дает каждый рубль, вложенный в производственные фонды (основные и оборотные средства). В зависимости от разновидности прибыли, рентабельность может быть балансовой и расчетной. 70 Rбаланс.  Пб  K произ.фондов Пб , K средне-год.  Sоборот (108) где Kсредне-год. – среднегодовая стоимость основных производственных средств; Rрасч.  Пч K произв.фонд  Пб  Н , K произв.фонд. (109) где Sоборот – среднегодовая стоимость нормируемых оборотных средств. Другим показателем, оценивающим прибыльность предприятия, является рентабельность производства. Рентабельность производства – это отношение прибыли к издержкам производства. Rп  Она показывает, Пб П или ч . И И насколько (110) продажная цена продукции П б Ор  И Ор Ц V Ц   1   1   1. И И И s V s (111) выше себестоимости. Это видно из формулы: Rп  Для анализа результатов производственно-хозяйственной деятельности применяются три основные труппы показателей рентабельности: продаж, активов и капитала. К показателям рентабельности продаж относятся: коэффициент чистой рентабельности продаж; коэффициент рентабельности продаж по маржинальному доходу; коэффициент продаж по прибыли от реализации. Коэффициент чистой рентабельности продаж рассчитывается как отношение чистой прибыли к выручке от реализации и характеризует долю чистой прибыли в объеме продаж предприятия. Рентабельность продаж по маржинальному доходу определяется как отношение маржинального дохода, т.е. выручки от реализации за вычетом переменных затрат, к выручке от реализации. Рентабельность продаж по прибыли от реализации исчисляется как отношение прибыли от реализации к выручке от реализации. В некоторых 71 случаях в числителе может использоваться не прибыль от реализации, а балансовая прибыль. Коэффициент рентабельности собственного капитала отражает степень эффективности использования акционерного капитала предприятия и является косвенной характеристикой доходности инвестиций акционеров. Рентабельность собственного капитала обычно определяется как отношение чистой прибыли акционерного общества к величине балансовой стоимости собственного капитала. ИНВЕСТИЦИИ: ОТЕЧЕСТВЕННЫЕ И ИНОСТРАННЫЕ. ФИНАНСОВО – ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ МЕТОДЫ ОЦЕНКИ ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИЙ Поступательное воспроизводством возникающих развитие основных общественных экономики фондов ввиду потребностей непосредственно того, что требует связано с удовлетворение реконструкции, технического перевооружения существующих основных фондов или создания новых, способных давать требуемую продукцию. Для достижения этой цели нужны дополнительные инвестиционные ресурсы, или капитал. Чтобы вывести Россию из кризиса требуется многократное увеличение объема капитальных вложений. По расчетам специалистов, для обеспечения устойчивого экономического роста (ежегодный прирост ВВП около 5%) необходимо значительно увеличить долю валового накопления основного капитала в ВВП В настоящее время большую часть объема инвестиций в основной капитал осуществляют предприятия (83%), в том числе на 20% за счет привлеченных средств. Более половины этих вложений приходится на федеральные естественные монополии. Это означает, что обрабатывающая промышленность деградирует, испытывая острейший недостаток инвестиций при отсутствии внутренних источников накоплений. 72 Сегодня возможности государственных инвестиций крайне ограничены и к тому же их эффективность низка. Требуются частные инвестиции — отечественные и иностранные. Но для них надо создать благоприятный инвестиционный климат с тем, чтобы Россия могла конкурировать на международных рынках капиталов и, что особенно важно, прекратить отток капиталов из страны. Иностранные инвестиции сосредоточены главным образом в пищевой промышленности. Приоритет для иностранных инвесторов также остаются отрасли добывающей промышленности, что приводит к закреплению неэффективной структуры российской экономики. Важными предпосылками увеличения притока иностранных инвестиций в промышленность являются расширение участия иностранных инвесторов в капитале предприятий, создание новых предприятий с иностранным участием. Основными направлениями в области политики привлечения прямых иностранных инвестиций в экономику России является: • совершенствование нормативно-правовой базы деятельности иностранных инвесторов; укрепление специального инвестиционного режима, который служит важным фактором конкуренции за привлечение капитала с мировых рынков; • стимулирование благоприятной для России отраслевой структуры прямых иностранных инвестиций; выравнивание условий налогообложения сырьевого сектора и обрабатывающей промышленности; • улучшение инвестиционного климата путем нормализации макроэкономической ситуации в стране, проведения реформ на микроуровне, совершенствования политики в отношении иностранных инвестиций; • активное участие в международном регулировании прямых иностранных инвестиций; принятие срочных мер в области законодательства и обеспечения условий для его реализации на практике, а также повышения эффективности институтов, связанных с привлечением прямых иностранных инвестиций, создания системы экономических стимулов для всех инвесторов; 73 • проведение политики привлечения прямых иностранных инвестиций в регионы, включая вопросы координации регулирования прямых иностранных инвестиций на федеральном и региональном уровнях; учет региональных особенностей и различий в инвестиционном климате при выработке российской стратегии в отношении прямых иностранных инвестиций. 15.2. ФИНАНСОВО–ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ В ЭНЕРГООБЪЕКТЫ Основные этапы инвестиционного проекта В условиях рыночной экономики важнейшим условием устойчивого развития предприятия является эффективность инвестиционной деятельности. Инвестиции – это вложения капитала в развитие предприятия, мероприятия по повышению эффективности производственно-хозяйственной деятельности или ценные бумаги с целью получения экономического результата. Инвестиционная деятельность имеет ряд специфических особенностей:  разделение во времени вложения капитала и получение результата;  наличие альтернативных вариантов вложения капитала;  дефицит необходимых ресурсов, в первую очередь, финансовых.  невозможность ограничения инвестиционной деятельности рамками предприятия, так как возникает необходимость привлечения сторонних организаций, цели которых не всегда совпадают с целями предприятия. Все это делает принятие решения по вопросу вложения капитала ключевой проблемой инвестиционного менеджмента. Процедура принятия решения подразумевает оценку и выбор варианта, в наибольшей степени соответствующего принятым критериям. В соответствии с общепринятой практикой инвестиционная деятельность организуется в проектной форме. Инвестиционный проект – это комплексный план создания или модернизации производства с целью получения экономической выгоды. 74 Период разработки и реализации инвестиционного проекта называется инвестиционным циклом и состоит из 3-х стадий: предынвестиционной, инвестиционной, производственной. На предынвестиционной стадии изучаются возможные варианты реализации проекта, определяются прогнозные оценки затрат, рыночного спроса на продукцию, различных видов эффектов, а также проводятся технико- экономические исследования, связанные с качеством, технологическим уровнем и т.п. Технико-экономическое обоснование проекта либо основывается на экспертных оценках затрат и результатов, либо определяется, исходя из укрупненных (удельных) показателей. В ходе этих исследований используется итеративный метод получения оценок экономической эффективности проекта. Каждая последующая итерация предполагает использование более точных данных об условиях реализации проекта, т.е. постепенное снижение уровня неопределенности исходной информации. Параллельно решаются организационные проблемы: уточняются сроки, определяется круг участников проекта, источники финансирования и т.п. Заканчивается эта стадия составлением программы финансирования и разработкой бизнес-плана. Важнейшим разделом бизнес-плана является экономическое обоснование, смысл которого – представление информации в виде, позволяющем инвестору сделать заключение о целесообразности или нецелесообразности осуществления инвестиций. На инвестиционной стадии окончательно отбираются организации, участвующие в проекте: подрядчики и поставщики, готовится соответствующая правовая и проектная документация, создается система управления проектом: в случае нового строительства – создается дирекция будущего предприятия, а на действующем предприятии – назначается управляющий проектом. Проводится строительство, монтаж и наладка оборудования. На производственной стадии – осуществляется эксплуатация объекта. 75 Реализация инвестиционного проекта может быть представлена, как два взаимосвязанных экономических процесса: инвестирования и получения доходов от вложенных средств. Эти процессы протекают последовательно или на некотором временном отрезке параллельно. Основные стадии инвестиционного цикла представлены на рис. 15.1. Проектирование Строительство Освоение Нормальная эксплуатация Ликвидация Инвестирование Получение дохода Расчетный период инвестиционного цикла Схема стадий инвестиционного проекта Все стадии вместе составляют расчетный период, охватывающий инвестиционный процесс, процесс производства, в ходе которого получают доход, и процесс ликвидации проекта. Расчетный период – это период времени, в течение которого инвестор вкладывает средства и возвращает их с выгодой для себя в случае благоприятной ситуации. Продолжительность расчетного периода определяется, исходя из периода конкурентоспособности данной технологии или продукция. Экономическое обоснование включает: 1) экономическую оценку, характеризующую экономический потенциал проекта, т.е. возможность сохранения и прироста капитала; 2) финансовую оценку, характеризующую возможность получения прибыли участниками проекта. В первом случае расчет проводится без учета налогов и прочих перечислений в бюджет. В мировой практике для экономической оценки инвестиционных проектов используются рекомендации Всемирного Банка и методика ЮНИДО. 76 Для российских условий на основе международного опыта разработаны Методические рекомендации по оценке эффективности проектов и их отбору для финансирования. Методологической основой разработки этих рекомендаций является моделирование денежных потоков, генерируемых проектом. Денежный поток включает притоки и оттоки денежных средств за определенный период времени, которые рассматриваются в порядке их поступления или выплаты. Денежный инвестирования поток, и или получения поток дохода последовательности. Результирующий разность между платежей, в характеризует виде одной процессы совмещенной поток платежей формируется как доходами от реализации проекта и расходами в единицу времени. Модель проекта, или денежных потоков проекта, относят к классу имитационных и представляет собой набор формул для расчета притока и оттока денежных средств. В основу оценок эффективности инвестиционных проектов положены следующие основные принципы:  рассмотрение проекта на протяжении всего его жизненного цикла (расчетного периода ) – от проведения прединвестиционных исследований до прекращения проекта.  сопоставимость условий сравнения различных проектов (вариантов проекта).  положительности и максимума эффекта. Для того, чтобы проект был признан эффективным, с точки зрения инвестора, необходимо, чтобы эффект реализации был положительным; при сравнении альтернативных вариантов предпочтение отдается проекту с наибольшим значением эффекта. 77  учет предстоящих затрат и поступлений, связанных только с разработкой и реализацией проекта. Этот принцип принято называть проектным подходом.  проведение сравнения «с проектом» и «без проекта» в течение расчетного периода. Ошибочный вариант сравнения – «до проекта» и «после проекта».  учет в затратах потребности в оборотных средствах, необходимых для функционирования производственных фондов.  многоэтапность оценки. Эффективность проекта на различных стадиях его подготовки и реализации определяется заново с различной глубиной проработки. Увеличение глубины проработки связано с учетом большего числа влияющих факторов, уточнением оценок поступлений и затрат, применением более сложных методов анализа. Оценка эффективности может быть получена как без учета, так и с учетом неравноценности денежных потоков, относящихся к разным периодам времени, инфляции, структуры и цены капитала, динамики изменения потребности в оборотных средствах по годам расчетного периода и т.п.. Составляющие капвложений в зависимости от глубины проработки оцениваются по-разному: на основе удельных показателей, исходя из стоимости аналогичных проектов, по результатам расчета сметы затрат. Принятие решения об инвестировании проекта основывается на сравнении показателей финансово-экономической эффективности альтернативных вариантов вложения капитала. Отличительной чертой инвестиционной деятельности является альтернативность. Любая инженерная задача предполагает многовариантность решения. В энергетической отрасли благодаря взаимозаменяемости энергоресурсов всегда имеются возможности по-разному решать проблемы энергоснабжения. Каждый вариант решения – это вариант инвестиционного проекта. В результате проведения финансово-экономического анализа 78 выбирается вариант, обеспечивающий получение наибольшего экономического результата. При сравнении вариантов должны выполняться условия сопоставимости вариантов по производственному эффекту. При решении проблем энергоснабжения должно обеспечиваться производство одинакового количества энергоресурсов. Для оценки эффективности инвестиционного проекта необходимо использовать следующую информацию: 1) развернутый во времени процесс создания или модернизации предприятия (распределение во времени капитальных вложений); 2) источники финансирования проекта; 3) развернутый во времени процесс освоения производства; 4) цену на продукцию (тарифы на электроэнергию и тепло); 5) структуру инвестиционных затрат и издержек; 6) стоимость (цену) капитала. Экономическая оценка эффективности инвестиционных проектов заключается в сопоставлении капитальных затрат по всем источникам финансирования, эксплуатационных издержек и прочих затрат с поступлением денежных средств, которые будут иметь место при реализации производимой продукции. Причем на стадии технико-экономических исследований оценивается экономическая эффективность объектов в целом и выбирается лучший вариант. После составления программы финансирования проводятся повторные расчеты с учетом источников финансирования. Из нескольких вариантов финансирования выбирается лучший вариант и оформляется в виде бизнес-плана. Бизнес-план содержит план маркетинга и производственную программу, на основе которых разрабатывается финансово-экономическое обоснование проекта и финансовый план. На практике используются два подхода к оценке экономической эффективности: первый–упрощенный, без учета фактора времени и второй – с 79 учетом фактора времени, что позволяет учесть неравноценность доходов и расходов, относящихся к разным периодам времени. ФИНАНСОВО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ ИНВЕСТИЦИЙ ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ВАРИАНТА ПО КРИТЕРИЯМ ОЦЕНКИ Методы инвестиционных оценки ИНВЕСТИЦИЙ финансово-экономической проектов без учета фактора эффективности времени предполагают использование упрощенной схемы расчета следующих показателей: чистой прибыли, рентабельности инвестиций, срока окупаемости капитальных вложений, срока предельно возможного полного возврата банковских кредитов и процентов по ним. Показатели финансово-экономической эффективности проекта, полученные с использованием упрощенной схемы расчета, называют простыми. Рассмотрим их более подробно. 1.Чистая прибыль П ч – определяется по характерному году расчетного периода, когда достигнут проектный уровень производства, но еще продолжается возврат капитала. П ч  Ор  И  Н, (112) где О р – объем реализованной продукции без учета НДС; И – издержки, включая амортизацию и финансовые издержки; Н – налог на прибыль. 2. Рентабельность инвестиций характеризует прибыль, полученную с рубля вложенного капитала. Он определяется как отношение чистой прибыли к сумме инвестиций. Ri  П ч /K , (113) где K – суммарный размер инвестиций. Сравнивая расчетную величину рентабельности инвестиций с минимальным или средним уровнем доходности, который определяется % ставки по кредитам, облигациям, ценным бумагам или депозитам, можно сделать заключение о целесообразности данного проекта. Если это значение 80 меньше среднего уровня доходности, то реализацию проекта следует признать нецелесообразной. 3. Простой срок окупаемости капиталовложений Tок.п – представляет собой период времени, в течение которого сумма чистой прибыли покроет инвестиции. Определение срока окупаемости производится последовательным суммированием чистой прибыли по годам расчетного периода, пока полученная сумма не сравняется с суммой капиталовложений. Т ок Т ок  К   (О t 1 pt  И t  Н t )  0. (114) 1 Критерием эффективности в данном случае является приемлемый срок окупаемости для инвестора. Простой срок окупаемости для акционерного капитала: t tc K t 0 акц Tок.п Tок.п t  tп t  tn   (О рt  И t  Н t )   (П чt  И амt )  0 , (115) где t c – срок завершения инвестиций; t п – время начала производства; И t – общие эксплуатационные издержки без амортизации и финансовых издержек. Амортизационные отчисления – это временно свободные денежные средства, предназначенные для замены основных фондов при их износе, которые могут рассматриваться как дополнительный источник финансирования. При этом простой срок окупаемости будет равен: Tкр Tок.п  К 1 Tкр П ч , (116)  И ам  1 где Тр – расчетный период. Недостатком этого показателя является то, что при его определении не учитывается изменение доходности проекта за пределами срока окупаемости. Поэтому он не может применяться при сопоставлении вариантов с различной продолжительностью расчетного периода. 81 4. Срок предельно возможного полного возврата кредита Tкр определяется из уравнения: Tкр Tкр  K   (П з 1 чt  И at ) , (117) 1 где K з – заемный капитал. Искомой величиной является срок равный Tкр , обеспечивающий равенство левой и правой частей. Наряду с очевидными достоинствами упрощенные методы имеют ряд существенных недостатков. Первый из них состоит в том, что при расчетах каждого из перечисленных показателей не учитывается фактор времени: ни прибыль, ни объем инвестируемых средств не приводится к текущей стоимости. Следовательно, в процессе расчета сопоставляются заведомо несопоставимые величины: текущая стоимость суммы инвестиций и будущая стоимость суммы прибыли. Второй из недостатков используемых показателей заключается в том, что показателем возврата инвестируемого капитала принимается только прибыль. Однако в реальной практике инвестиции возвращаются в виде денежного потока, состоящего из суммы чистой прибыли и амортизационных отчислений. Таким образом, искусственно занижается эффективность проекта и завышается срок его окупаемости. И, наконец, третий недостаток состоит в том, что рассматриваемые показатели позволяют получить только одностороннюю оценку эффективности проекта, т.к. они основаны на использовании одинаковых исходных данных: суммы прибыли и суммы инвестиций, а также не учитывается динамика изменения этих показателей. Упрощенные методы основаны на укрупненных оценках результатов инвестиционной и производственно-хозяйственной деятельности. При их применении не рассматривается весь расчетный период, а выделяются наиболее характерные отрезки времени. Например, период освоения производства 82 продукции или период максимального объема продаж. Поэтому с их помощью можно получить только укрупненную оценку эффективности проекта, которая носит скорее прогнозный характер. Но в силу своей простоты и наглядности, упрощенные методы широко применяются на ранних стадиях изучения проекта для получения экспресс-оценки. Эти методы целесообразно использовать и для оценки небольших проектов: малозатратных и быстроокупающихся. В энергетике к числу таких проектов можно отнести реализацию некоторых энергосберегающих мероприятий. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени Главный недостаток простых методов оценки эффективности проектов заключается в игнорировании факта неравноценности одинаковых сумм поступлений или платежей, относящихся к разным периодам времени. Понимание и учет этого фактора имеет большое значение для объективной оценки проектов, связанных с долгосрочным вложением капитала. Проблема эффективности вложения капитала заключается в определении того, на сколько будущие поступления оправдывают сегодняшние затраты. Методы оценки финансово-экономической эффективности инвестиционного проекта с учетом фактора времени предполагают приведение расходов и доходов, разнесенных во времени, к базовому моменту времени, например, к дате начала реализации проекта. Процедура приведения разновременных платежей к базовому периоду называется дисконтированием, а получаемая величина – дисконтированной стоимостью. Расчет коэффициентов приведения производится на основании ставки или нормы дисконта Е. Смысл этого показателя заключается в оценке снижения ценности денежных ресурсов с течением времени. В общем случае норма дисконта изменяется по годам расчетного периода. Соответственно значения коэффициентов пересчета всегда должны быть меньше единицы. Например, дисконтированный поток платежей можно выразить формулой 83 Эд.т  Эt , (1  E )t (118) где Эt – поток платежей; Э д.т – дисконтированная величина потока платежей Эt ; t – порядковый номер расчетного шага; E – норма дисконта. Норма дисконтирования Важную роль в получении объективной оценки экономической эффективности инвестиционного проекта играет установление нормы дисконта в соответствии с правилами инвестиционного анализа. Величина нормы дисконтирования определяется двумя факторами: ценой капитала и способом учета инфляции. Норма дисконта устанавливается в зависимости от того, какова экономическая природа используемого капитала и, соответственно, его цена. В качестве приближенного значения ставки дисконтирования могут быть использованы существующие усредненные процентные ставки по долгосрочным ставкам рефинансирования, устанавливаемые ЦБ РФ. Если оценка экономической эффективности инвестиционного проекта проводится исходя из реальных условий финансирования, то учитывается фактическая цена капитала. Цена собственного капитала принимается равной рентабельности альтернативных проектов или величине инфляции; заемного – банковскому проценту; акционерного – величине дивидендов. Если финансирование проекта производится за счет нескольких источников финансирования, то в расчетах экономической эффективности используется средневзвешенное значение нормы дисконта. n Еср   Еi  i , (119) i 1 где Еi – цена i – ого капитала;  – доля этого капитала в общей сумме инвестиций. 84 Чистый дисконтированный доход (ЧДД) При использовании эффективности методов инвестиционного оценки проекта с финансово-экономической учетом фактора времени определяются следующие показатели: чистый дисконтированный доход, дисконтированный срок окупаемости, внутренняя норма доходности, индекс доходности. Рассмотрим их более подробно. Чистый дисконтированный доход (ЧДД) используется для сопоставления инвестиционных затрат и будущих поступлений, приведенных в эквивалентные условия, и определения положительного и отрицательного сальдо (баланса). После определения приведенной стоимости поступлений и отчислений денежных средств, ЧДД определяется как разность между указанными двумя величинами. Полученный результат может быть как положительным, так и отрицательным, в зависимости от того, каким оказался баланс между денежными поступлениями и отчислениями. Чистый дисконтированный доход определяется по формуле Tp ЧДД   Эt (1  Е )  t , (120) t 0 где Эt  Opt  И t'  Н t  K t  K лик.t – чистый поток платежей (чистый доход) за год t; O p – объем реализованной продукции за год t ; И 't – издержки без амортизации и финансовых издержек за год t; K t – капитальные вложения в год t; K лик. t – ликвидационная стоимость в год t ; H t – налоговые платежи в год t . Если ЧДД > 0, то данный проект эффективен, инвестор вернет вложенный капитал и получит прибыль. Если ЧДД = 0, то инвестор может быть уверен, что вложенный капитал не обесценится. Если ЧДД < 0, то вложение капитала приведет к уменьшению его стоимости, т.е. экономически нецелесообразно. 85 При сравнении двух и более вариантов в сопоставимых условиях критерием выбора наилучшего варианта является максимальное значение ЧДД. Доходность (рентабельность) инвестиций Индекс рентабельности (ИД) проекта представляет собой отношение приведенных доходов к приведенным (на ту же дату) расходам по реализации проекта. Он отражает доход в расчете на единицу инвестиций. Проект можно принять, если индекс рентабельности превышает единицу; проект отвергается, если индекс доходности меньше единицы. Чем выше индекс рентабельности, тем удачнее проект. Индекс доходности является показателем сходным по своей экономической сущности с чистым дисконтированным доходом, но в отличие от него является относительным показателем. Благодаря этому он очень удобен при выборе одного проекта из ряда альтернативных, имеющих примерно одинаковые значения ЧДД. Индекс рентабельности рассчитывается по формуле: ИД  Эд Kд Tр Tр   Эt (1  Е ) /  K t (1  E )  t . t t 0 (121) t 0 Внутренняя норма доходности Внутренняя норма доходности (ВНД) численно равен норме дисконтирования, при которой сумма дисконтированных притоков денежных средств равна величине дисконтированных оттоков денежных средств за расчетный период, включая в себя период строительства и период эксплуатации. По существу, этот показатель характеризует рентабельность проекта с учетом разновременности доходов и расходов, роста цен, выплаты налогов. Внутренняя норма доходности – это значение нормы дисконтирования, при котором ЧДД = 0. Значение ВНД определяется посредством решения уравнения: Tр ЧДД   Эt  (1  Eвнд )  t  0 , (122) t 0 Эt  Opt  И t'  Н t  K t  K лик.t , (123) 86 где И 't – общие эксплуатационные затраты без учета амортизационных отчислений и финансовых издержек. При использовании этого метода ВНД определяется последовательным приближением. Критерием для принятия решения о целесообразности выбора проекта или оценки эффективности проекта служит выполнение следующих условий: если ВНД > Еср, то проект экономически выгоден и может быть принят к рассмотрению; если ВНД = Еср, то альтернативные варианты равно привлекательны; если ВНД < Еср, то проект не выгоден. Если сравнивать несколько проектов, то наилучшим считается проект, который имеет максимальное значение ВНД. Дисконтированный срок окупаемости Для расчета дисконтированного срока окупаемости используют как аналитический, так и графический методы. При аналитическом методе дисконтированный срок окупаемости ( Tок ) численно равен периоду времени, в течение которого полностью возмещаются дисконтированные капитальные вложения за счет прибыли, полученной от эксплуатации объекта. При решении уравнения Toк ЧДД   Эt (1  Е ) t = 0 искомой величиной будет Tок . (124) t0 Если срок окупаемости меньше расчетного периода (Т ок  Т р ) , проект окупается. Определение срока окупаемости один из самых простых и широко распространен на практике, не предполагает временной упорядоченности денежных поступлений. Алгоритм расчета срока окупаемости Ток строится следующим образом: суммируется чистая прибыль по годам расчетного периода до тех пор, пока эта сумма не сравняется с суммой инвестиционных расходов; 87 минимальное значение номера года, в течение которого получают положительное значение разности дисконтированной чистой прибыли и дисконтированной величины инвестиций, является сроком окупаемости, т.е. Ток = min t, при котором сумма доходов превышает сумму инвестиций. Процесс суммирования можно начать от t  0 , а можно – от момента завершения строительства. При использовании графического метода строят зависимость изменения ЧДД по годам расчетного периода и точка пересечения этого графика с осью Чистый доход, млрд.руб/год абсцисс является количественным значением Ток (рис. 16.1). 2 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1,25 1 0,38 0,63 -1 -2 -1,50 -1,50 -2,00 -3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Годы расчетного периода, годы Суммарные дисконтированные затраты Показатель суммарных дисконтированных затрат применяется для сравнительного анализа вариантов, равных по результатам, т. е. количеству и качеству реализуемой продукции. Суммарные дисконтированные затраты рассчитываются по формуле: Зд   (К t  И1t  И лик )  (1  Е )  t  min , (124) Где Кt – капитальные вложения (инвестиции) в год t; Иt – издержки без учета амортизации в год t. 88 Наилучшим считается вариант, которому соответствует минимум дисконтированных затрат. Выбранный вариант должен быть обязательно проверен по выше приведенным критериям (ЧДД, ИД, ВНД, Ток). В тех случаях, когда при реализации сравниваемых вариантов, производится разный объем продукции, и привести их в сопоставимый вид невозможно, при анализе используется показатель удельных дисконтированных затрат: З уд  Зд V  (1  Е ) t  min , (125) t где Vt – объем продукции в год t. Наилучшим является вариант, которому соответствует минимальное значение данного показателя. Полученное значение З д сопоставляется со средними ценами на продукцию: если З д превышает цену, то при условии отсутствии альтернативы, надо ставить вопрос о повышении цены. ПЕРСПЕКТИВНЫЙ СПРОС И ЭВОЛЮЦИЯ РЫНКОВ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ Суммарное годовое производство первичных энергетических ресурсов во всем мире к 2000 г. приблизилось к 13 млрд. тут. Основным видом использования первичных ресурсов является нефть – 39%, уголь – 29%, природный газ – 22%. На 2020 г. прирост потребления первичных энергетических ресурсов составит 6,6 млрд. тут. Наиболее низкие потребности в первичных энергетических ресурсах прогнозируется для региона, включающего страны Центральной и Восточной Европы, России и бывшей СССР. Почти все опубликованные прогнозы учитывают тот факт, что темпы роста производства и потребления энергии в мире будут опережающие по сравнению с темпами роста первичных ресурсов, т.е. с каждым годом все большее количество добываемых ресурсов будет перерабатываться в энергию. 89 В соответствии с наиболее вероятным прогнозом мировая потребность в электроэнергии на уровне 2020 г. оценивается в 23 трлн. кВт часов. Наиболее быстрыми темпами производство и потребления энергии будет происходить в регионах Ближнего Востока, Сев. Африки, Южной Азии, Лат. Америки, Китае. В настоящее время потребление электроэнергии на 1 чел в разных странах значительно различается. Для большинства развитых стран он находится в пределах 4–12 тыс. кВт ч на человека в год. Во многих странах Африки этот показатель не превышает 15 кВт ч., а в России – 5 тыс. кВт ч. Бурный рост производства потребления энергоресурсов, произошедший в ХХ веке, поставил перед мировым сообществом две проблемы, от разрешения которых зависит дальнейший ход развития и существования человечества на Земле. Если сохраняются возникшие в ХХ веке закономерности бурного роста потребления невозобновляемых ресурсов, то уже в ХХ1 веке будут исчерпаны запасы нефти и газа, израсходована значительная часть разведанных запасов угля, будет значительно сокращена площадь лесов на планете. Первая проблема должна решаться поиском замены сырья. Неравномерность географического размещения геологических запасов по территории планеты и несоответствие этого размещения географии потребления энергоресурсов формируют параметры мирового и регионального спроса и основные энергоносители. В конце 90-х гг. были разработаны прогнозы цен на нефть к 2020 году, выполненные различными зарубежными организациями, как официальными (Министерство энергетики США, Международное Энергетическое Агентство, Европейская Комиссия и др.), Принимаемый в ЭС – 2020 наиболее вероятный диапазон перспективных мировых цен на нефть показывает, что на конец рассматриваемого периода верхняя граница диапазона достигает 25 долл./баррель, нижняя граница остается стабильной на уровне 18 долл./баррель до 2020 г (в постоянных ценах 1997 г.). Ожидается, что к 2020 г. потребление нефти в мире возрастет, по различным оценкам, в 1,2...1,5 раза (наиболее вероятно — на одну треть). Поскольку собственное потребление нефти в основных добывающих ее странах будет мало 90 увеличиваться, рост спроса на нефть обусловит значительное увеличение импортного спроса на нее, который может возрасти на 50...60 %, т.е. превысит 3,0 млрд.т. В рассматриваемой перспективе цены на природный газ на европейском и азиатском энергетическом рынках будут изменяться под воздействием факторов различной природы. На европейском газовом рынке в среднесрочной перспективе цены на газ по заключенным контрактам частично будут определяться привязкой к цене нефтепродуктов, что стимулирует их повышение в соответствии с принимаемым прогнозом мировых цен на нефть. На перспективу 2010—2020 гг. средняя по Европе цена на газ может прогнозироваться минимально на уровне 93–102 долл. США за 1000 м3 (в постоянных ценах 1997 г.), и максимально 123–142 дол/1000 м3. В ближайшие 20 лет в мире прогнозируется примерно полуторакратное увеличение спроса на энергетические угли. Природный газ и уголь будут конкурировать за второе место в мировом энергобалансе в зависимости от перспективной конъюнктуры мирового энергетического рынка. Цены на уголь в рассматриваемой перспективе увеличатся незначительно, с 40 долл. за тонну в настоящее время до 45–47 долл. за тонну в 2020 г. СИСТЕМНО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ОСНОВА ЭНЕРГЕТИКИ БУДУЩЕГО Электрическая энергия. Прогнозные оценки показывают, что, учитывая прогрессивный характер, удобство использования и технологические свойства электрической энергии, динамика её потребления в мире будет и впредь опережать темпы роста потребления энергоресурсов в целом. Темпы роста мирового спроса на электроэнергию составят до 3% в год. Относительные ограничения дальности транспорта электроэнергии и технологические особенности взаимодействия электроэнергетических систем, в совокупности с экономическими показателями стоимости экспортируемой электроэнергии, сужают возможности ее экспорта из России. Наиболее вероятной тенденцией в перспективе станет: процесс обеспечения 91 параллельной работы, объединения и интеграции национальных и региональных электроэнергетических систем на Евразийском пространстве, в котором Россия будет играть важнейшую роль. В целом перспективная мировая энергетическая ситуация дает основание прогнозировать как минимум сохранение или, скорее всего, расширение уровня экспортного спроса на российские энергоресурсы с учетом выхода России на энергетические рынки АТР. Коэффициент полезного использования топлива в наст. время не превышает 30%. Прим. 15% произведенной электроэнергии безвозвратно теряется при ее передаче и распределении. КПД преобразуемого топлива сост. < 25%, а с учетом потерь при потреблении едва достигает 10–15%. Как видим, 85–90% первичной энергии теряется при ее переработке, транспорте и конечном потреблении. Следовательно, в условиях экономии первичной энергии (топлива) необходима политика энергосбережения (на всех этапах энергосбережения – от добычи до потребления). В сегодняшних условиях энергосбережение следует считать наиболее важным видом из всех потенциальных энергоресурсов. За последние 30 лет производство электроэнергии в мире выросло в 3 раза и сегодня превышает 15 000 млрд кВт.ч. Основными целями электроэнергетической отрасли являются: – повышение эффективности предприятий электроэнергетики; – создание условий для развития отрасли на основе частных инвестиций; – обеспечение устойчивого функционирования и развития экономики и социальной сферы; – повышение эффективности производства и потребления электроэнергии; – обеспечение надежного и бесперебойного энергоснабжения потребителей; – перевод электроэнергетики в режим устойчивого развития на базе применения прогрессивных технологий и рыночных принципов функционирования; – обеспечение надежного, экономически эффективного удовлетворения платежеспособного спроса на электрическую и тепловую энергию в краткосрочной и долгосрочной перспективе. 92 Все это зависит от решения следующих задач: – создание конкурентных рынков электроэнергии во всех регионах России, в которых организация таких рынков технически возможна; – создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии и улучшение финансового состояния организаций отрасли; – стимулирование энергосбережения во всех сферах экономики; – создание благоприятных условий для строительства и эксплуатации новых мощностей по производству (генерации) и передаче электроэнергии; – поэтапная ликвидация перекрестного субсидирования различных регионов страны и групп потребителей электроэнергии; – создание системы поддержки малообеспеченных слоев населения; – охранение и развитие единой инфрастуктуры электроэнергетики, включающей в себя магистральные сети и диспетчерское управление; – демонополизация рынка топлива для тепловых электростанций; – создание нормативной правовой базы реформирования отрасли, регулирующей ее функционирование в новых экономических условиях; – реформирование системы государственного регулирования, управления и надзора в электроэнергетике. В настоящее время в мире работает 436 АЭС. Установленная мощность АЭС в России – более 22 млн. кВт. Россия вырабатывает на АЭС около 16 % электроэнергии. Все АЭС России сконцентрированы в европейской части, где имеется серьезный дефицит органического топлива. Доля выработки АЭС для европейской части России, то она достигает примерно 30 %. Еще большее значение АЭС имеют в некоторых регионах: в Северно-Западном регионе России они обеспечивают 40 % энергопотребления, а в Центрально-Черноземном – более 60 %. Необходимость развития атомной энергетики в России уже вряд ли может вызвать сомнения, хотя до сих пор мнения о возможностях и роли ядерной энергетики в мировом сообществе различаются. Строя новые АЭС у нас в 93 стране, мы должны быть уверены, что они будут востребованы в течение всего срока службы, который для энергоблоков третьего и четвёртого поколения составит 60–80 лет или больше. АЭС конкурентоспособны по сравнению с ТЭС на органическом топливе. В результате оптимизации топливно-энергетического баланса установлены приоритеты территориального размещения генерирующих мощностей: в Европейской части России развитие электроэнергетики целесообразно осуществлять за счет технического перевооружения действующих тепловых электростанций, создания мощностей парогазовых установок и максимального развития атомных электростанций, которые будут в значительной степени покрывать повышение потребности этого региона в электроэнергии. При умеренном варианте развития экономики потребность в производстве электроэнергии на атомных станциях может составить в 2020 году до 230 млрд. кВт.ч. Возможность увеличения производства энергии на атомных станциях до 270 млрд. кВт.ч связана с созданием энергокомплексов АЭС – ГАЭС, повышением объемов производства и потребления тепловой энергии в районах размещения действующих и новых АЭС и АТЭЦ (до 30 млн. Гкал в год), а также с переводом газоперекачивающих станций магистральных трубопроводов на электропривод от АЭС, развитием энергоемких производств (алюминий, сжиженный газ, синтетическое жидкое топливо и др.). Доля производства электроэнергии на атомных станциях в Европейской части России возрастет к 2020 году до 32 %. При темпах роста производства электроэнергии в России более 2 % в год для атомной энергетики ставится цепь обеспечить ежегодный рост энерговыработки более 4 % с темпом наращивания производства электроэнергии до 8 млрд. кВт.ч и тепла – до 1,5 млн. Гкал в год. Атомно-энергетический комплекс России имеет потенциал для динамичного развития в соответствии с параметрами, установленными Энергетической стратегией России на период до 2020 года. 94 В соответствии с этим основными задачами развития атомной энергетики являются:  модернизация и продление на 10–20 лет сроков эксплуатации энергоблоков действующих АЭС;  повышение эффективности энергопроизводства и использования энергии АЭС;  создание комплексов по переработке радиоактивных отходов АЭС и системы обращения с облученным ядерным топливом;  воспроизводство выбывающих энергоблоков первого поколения, в том числе путем реновации после завершения продленного срока их эксплуатации (при своевременном создании заделов);  расширенное воспроизводство мощностей (средний темп роста – примерно 1 ГВт в год) и строительные заделы будущих периодов;  освоение перспективных реакторных технологий (БН-800, ВВЭР- 1500, АТЭЦ и др.) при развитии соответствующей топливной базы. Для решения этих задач требуются развитие строительно-монтажного комплекса и атомного энергомашиностроения (для роста темпов ввода мощностей от 0,2 до 1,5 ГВт в год), а также рост кадрового потенциала. Важнейшими факторами развития атомной энергетики являются повышение эффективности выработки энергии на АЭС за счет снижения удельных затрат на производство (внутренние резервы) и расширение рынков сбыта энергии атомных станций (внешний потенциал). Возобновляемые источники энергии (ВИЭ), которые в России получили название нетрадиционных, — это солнечное излучение, энергия ветра, энергия малых рек и водотоков, приливов, волн, энергия биомассы (дрова, бытовые и сельскохозяйственные лесозаготовок, лесной, отходы, отходы животноводства, деревообрабатывающей и птицеводства, целлюлозно-бумажной промышленности), геотермальнаяэнергия, а также рассеянная тепловая энергия (тепло воздуха, воды океанов, морей и водоемов). Все это многообразие сводится к трем глобальным видам источников: энергии Солнца, тепла Земли и энергии 95 орбитального движения планет, причем солнечное излучение по мощности превосходит остальные более чем в 1000 раз. Невозобновляемыми источниками энергии являются нефть, газ, уголь, сланцы. Экономический потенциал возобновляемых источников энергии в настоящее время оценивается в 20 млрд т у.т. в год, что в два раза превышает объем годовой добычи всех видов органического топлива. Следовательно, использование возобновляемых источников энергии – это развитие энергетики будущего, не такого уж и далекого.Основные преимущества возобновляемых источников энергии - их неисчерпаемость и экологическая чистота. Их использование не изменяет энергетический баланс планеты. Эти качества и послужили причиной бурного развития возобновляемой энергетики за рубежом и весьма оптимистических прогнозов их развития в ближайшем десятилетии. Возобновляемые источники энергии играют значительную роль в решении трех глобальных проблем, стоящих перед человечеством: энергетика, экология, продовольствие. Экономический потенциал гидроэнергии в мире составляет 8100 млрд кВтч, установленная мощность всех гидростанций — 669000 МВт, вырабатываемая электроэнергия — 2691 млрд кВт'ч, то есть экономический потенциал используется на 33%. В России эти данные составляют соответственно 600 млрд кВт*ч, 43940 МВт, 157,5 млрд кВт-ч и 26%. По экономическому потенциалу малые и микроГЭС составляют примерно 10% от общего экономического потенциала. В России экономический потенциал малых и микроГЭС использован примерно на 0,5%, так как число малых ГЭС с 5000 в 50-х годах сократилось до 300 в 90-х. Сейчас начинается процесс восстановления разрушенных и строительства новых малых и микроГЭС. При наличии неплохих разработок оборудования практически по всем видам ВИЭ и экономически эффективного потенциала 270 млн т у.т. (без крупных гидростанций и древесины) фактически используется 1,5 млн т у.т. Россия катастрофически отстает по объему использования ВИЭ. Все причины, по которым развитые страны активно работают в области использования ВИЭ, распространяются и на Россию. Однако существует специфика, вызванная 96 существующим состоянием экономики и общества. Главная особенность состоит в том, что работы по ВИЭ в России направлены на решение социальных проблем, снижение уровня безработицы, развитие малого бизнеса, повышение качества жизни населения, уровня образования и культуры. Экономический потенциал ВИЭ составляет 270 млн т.у.т., то есть свыше 25% от внутреннего энергопотребления. Имеются данные о распределении этого ресурса по всем федеральным округам. В каждом из федеральных округов имеется по два-три вида ВИЭ, поэтому в России необходимо развивать все виды ВИЭ. 97