Решение
Вариант 1
Амортизация линейным методом.
Амортизация годовая = 6,5 млн. у.е.*9%=0,553 млн. у.е.
Амортизация нелинейным методом с коэффициентом ускорения равным 2.
Норма амортизации = 2*8,5%=17%
| Год | Остаточная стоимость | Амортизация по годам |
| 6,5 | 1,105 | |
| 5,395 | 0,9172 | |
| 4,47785 | 0,7612 | |
| 3,716616 | 0,6318 | |
| 3,084791 | 0,5244 | |
| 2,560376 | 0,4353 | |
| 2,125112 | 0,3613 | |
| 1,763843 | 0,34 | |
| 1,423843 | 0,28 | |
| 1,143843 | 0,23 | |
| 0,913843 | 0,19 |
Вариант 2
Амортизация линейным методом.
Амортизация годовая = 7,2 млн. у.е.*8,5%=0,612 млн. у.е.
Амортизация нелинейным методом с коэффициентом ускорения равным 2.
Норма амортизации = 2*8,5%=17%
| Год | Остаточная стоимость | Амортизация по годам |
| 7,2 | 1,224 | |
| 5,976 | 1,0159 | |
| 4,96008 | 0,8432 | |
| 4,116866 | 0,6999 | |
| 3,416999 | 0,5809 | |
| 2,836109 | 0,4821 | |
| 2,353971 | 0,4002 | |
| 1,953796 | 0,34 | |
| 1,613796 | 0,28 | |
| 1,333796 | 0,23 | |
| 1,103796 | 0,19 |
Фондоотдача – это прямая величина, характеризующая уровень отдачи капитала.
Фондоемкость или коэффициент закрепления основных средств - это величина обратная показателю фондоотдачи. Ее определяют по формуле
Предположим, что Р – цена.
| Показатель | ||
| Фондоотдача | 280Р/6500 = 0,043Р | 290Р/7200=0,04Р |
| Фондоемкость | 6500/280Р=23,21Р | 7200/290Р=24,83Р |
Задача 2.3 вариант 5
Рассчитайте показатели эффективности использования основных производственных фондов (по плану и фактически). Сделайте выводы.
| Объем сверхплановой продукции, у.е. в год | 6,1 |
| Среднегодовая (балансовая) стоимость основных средств, млрд. у.е. | |
| Процент перевыполнения годового плана, % |
Решение
х – факт, млрд. руб.
(х*0,08) = 6,1
х = 76,25 млрд.у.е.
План – 82,35 млрд.у.е.
| Показатели | Факт | План |
| Выручка, млрд. у.е. | 76,25 | 82,35 |
| Фондоотдача, у.е./у.е. | 76,25/140=0,55 | 82,35/140=0,59 |
| Фондоемкость, у.е./у.е. | 140/76,25=1,84 | 140/82,35=1,7 |
Реферат: Ценообразование в энергетике
Производство энергии всегда связано с эксплуатационными расходами, которые определяют себестоимость энергии. При расчете себестоимости выделяют следующие статьи затрат:
· сырье и основные материалы;
· топливо и энергия для технологических целей;
· вспомогательные материалы;
· основная и дополнительная зарплата производственных рабочих;
· социальное страхование;
· подготовка и освоение производства;
· расходы на содержание и эксплуатацию оборудования (эксплуатационные расходы);
· цеховые расходы;
· общезаводские расходы;
· внепроизводственные расходы.
Анализ вышеприведенных статей расходов показывает, что основную долю всех затрат составляют затраты на топливо (до 60%).
Один из основных вопросов в энергетике для экономистов – исчисление себестоимости. И, действительно, энергия – не вещественный продукт. В отличие от промышленности форми-рование себестоимости в энергетике имеет ряд особенностей.
1. Себестоимость энергии исчисляет франко-потребитель, т.е. учитываются затраты не только на производство, но и на передачу и распределение энергии. Это обусловлено жесткой и неразрывной связью между производством и передачей энергии.
2. Отсутствие незавершенного производства ведет к тому, что издержки производства за определенный отрезок времени полностью могут быть отнесены на себестоимость произведенной энергии.
3. Значительное влияние режима производства энергии обусловливает необходимость деления затрат на условно-переменные и условно-постоянные. При этом первые пропорциональны объему производства, а вторые мало зависят от режима производства. В результате появляется зависимость производства и распределения энергии от числа часов использования установленной мощности.
4. На величину себестоимости энергии оказывает влияние наличие расходов по содержанию резерва мощности на электростанциях и в электросетях (например, топливо для обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей).
5. Уровень себестоимости энергии может значительно изменяться по отдельным типам электростанций и по энергообъединениям.
Для технико-экономических расчетов, связанных с перспективными оценками затрат, используется классификация по экономическим элементам. Процентное соотношение экономических элементов в общей сумме издержек представляет их структуру. В отличие от структуры себестоимости продукции в других отраслях промышленности в энергетике не выделяют затраты на сырье и основные материалы.
Структура затрат на производство энергии неодинакова для различных энергетических объектов и зависит от вида энергии, способа ее производства, технологических процессов. Так, для ТЭС наибольший удельный вес имеют затраты на топливо, а для ГЭС – затраты на амортизацию, достигающие более 80%. При производстве электроэнергии на ТЭЦ ее себестоимость существенно зависит от типа турбин, начальных и конечных параметров пара, параметров отпускаемого тепла, доли выработки электроэнергии по теплофикационному режиму. Производство же электроэнергии на ГЭС в значительной степени зависит от природных факторов. Себестоимость электроэнергии, выработанной на ГЭС, в 5–6 раз ниже себестоимости электроэнергии, произведенной на ТЭС.
Кроме производства энергия должна быть доставлена непосредственно потребителю. Поэтому полная себестоимость энергии определяется совокупностью расходов на производство, передачу, распределение и доставку энергии потребителям.
В целом для энергетического производства важнейшими элементами затрат являются затраты на топливо ST, на амортизацию S ам, заработная плата SЗП и прочие расходы Snp. При проведении сравнительных технико-экономических расчетов на стадии проектных и предпроектных работ нет необходимости определять затраты по всем экономическим элементам. Три элемента затрат – топливо, амортизация и заработная плата – вместе составляют 90–93% от общей суммы затрат. Поэтому суммарные эксплуатационные расходы можно укрупненно выразить следующим образом (р. /год):
S = ST + Sам + SЗП + Snp.
Затраты на топливо:
ST = ЦТВ = ЦТ bэ W3 .
где Цт – средневзвешенная цена 1 т условного топлива, руб./т;
В – годовой расход условного топлива, т/год;
bэ – удельный расход топлива на 1 кВт·ч электроэнергии, г/кВт·ч;
W3 – отпуск электроэнергии, кВт·ч.
Для исчисления себестоимости энергии на тепловых электростанциях и в котельных используется множество методов. Один из самых интересных – метод «отключений». Смысл заключается в том, что из суммарных затрат комбинированного производства исключаются затраты на побочные продукты, которые оцениваются по себестоимости их производства или по ценам. В энергетике этот метод нашел отражение при построении треугольника Гинтера (рис. 4.1). На одной стороне треугольника откладывается себестоимость 1 кВт·ч, а на другой – 1 ГДж тепла. Максимальная величина себестоимости 1 кВт·ч будет при Qотn= 0 – когда все затраты ТЭЦ относятся на электроэнергию (точка В). Наоборот, при Wотn = 0 достигается максимум себестоимости отпущенного тепла (точка А). В соответствии с годовыми затратами и строится треугольник. Задаваясь себестоимостью одного вида энергии (SТ.Э), можно определить себестоимость другого (S'э).
Рис. - Определение себестоимости электрической и тепловой энергии по методу Гинтера:
S'T э– себестоимость производства единицы тепла в котельной;
S'э– себестоимость единицы электроэнергии;
Qотn – количество тепловой энергии, отпускаемой на сторону, ГДж;
Wотn – количество электрической энергии, отпускаемой на сторону, кВт·ч.
Энергетические тарифы
Электрическая и тепловая энергия реализуются потребителям по тарифам, представляющим собой разновидность цен преимущественно за оказываемые услуги с применением определенной системы ставок. Тарифы отличаются от цен на вещественную продукцию относительно большей устойчивостью, более сложным дифференцированием ставок и в большей степени подвержены государственному регулированию. Тарифы представляют собой денежное выражение стоимости продукции и отражают сумму всех затрат предприятия на производство и продажу продукции, обеспечивая прибыль. Тарифы устанавливаются не только на энергию, но и на воду и газ.
В настоящее время в Беларуси для расчетов с потребителями за электрическую энергию используется два вида тарифов – одноставочные и двухставочные.
При одноставочном тарифе плата за электроэнергию рассчитывается как произведение цены за единицу энергии на общее количество потребленной за данный промежуток времени энергии:
П = Тэ × Э,
где: Тэ – тариф на электроэнергию, руб./кВт·ч,
Э – объем потребленной электроэнергии, кВт·ч, определяется по счетчикам, установленным у потребителей.
По одноставочным тарифам обычно производится расчет с бытовыми потребителями, электрифицированным транспортом, государственными учреждениями, сельскохозяйственными потребителями и маломощными промышленными предприятиями (с присоединенной мощностью до 750 кВт). Одноставочные тарифы дифференцируются по категориям потребителей.
Достоинством одноставочных тарифов является простота расчетов, понятность для абонентов, минимум измерительных приборов учета – счетчиков потребления энергии. К недостаткам одноставочных тарифов можно отнести тот факт, что они не создают экономической заинтересованности потребителей в снижении потребления электроэнергии у себя в часы максимальной загрузки всей энергетической системы республики.Так, на рис.4.2 показан суточный график активной нагрузки энергосистемы Р=f (t). На графике прямой, параллельной оси абсцисс, показан уровень установленной мощности энергосистемы Nуст, определяемый суммарной выработкой электрической энергии на всех электростанциях республики. Превышение этого уровня требует или ввода дополнительных мощностей, то есть новых электростанций, или покупку недостающего количества энергии у других энергосистем (Беларусь осуществляет покупку электроэнергии у России и Литвы). Снижение же нагрузки у потребителей в часы максимума энергосистемы, то есть выравнивание графика нагрузки энергосистемы, ведет к уменьшению количества покупаемой у других систем энергии и, следовательно, снижению затрат на эти цели.
С целью устранения вышеназванного недостатка применяется двухставочный тариф на электроэнергию, по которому за потребление электроэнергии рассчитываются крупные промышленные предприятия (с установленной мощностью 750 кВт и выше). Двухставочный тариф стимулирует потребителей энергии к снижению своей нагрузки, участвующей в максимуме энергосистемы, и смещению ее на другие часы суток. Этот тариф создает наиболее благоприятные условия для учета интересов потребителей и производителей энергии.
Рис. - Суточный график активной нагрузки энергосистемы
Двухставочный тариф состоит из двух частей:
· основной ставки за 1 кВт мощности, участвующей в максимуме нагрузки энергосистемы;
· дополнительной ставки за 1 кВт ч потребленной энергии, как при расчетах по одноставочному тарифу.
Так, на рисунке 4.3 показан суточный суммарный график нагрузки энергосистемы (1) и графики нагрузок крупных потребителей (2, 3, 4). Точка Рм определяет максимум нагрузки энергосистемы, точки Р1, Р2, Р3 – мощности соответствующих потребителей, участвующие в максимуме нагрузки энергосистемы, за которые плата взимается по основной ставке.
Рис. - Суточные графики нагрузки энергосистемы и ее потребителей
Таким образом, плата за потребленную электроэнергию при расчете по двухставочному тарифу определяется следующим образом:
П = а· Рм* + b ·Эпотр,
где: а – ставка участия в максимуме нагрузки энергосистемы, руб./кВт,
Рм* - заявленная мощность участия в максимуме энергосистемы, кВт,
b – ставка за 1 кВт· ч потребленной энергии, руб./кВт ·ч,
Эпотр – количество потребленной и учтенной по счетчику энергии, кВт.
Недостатком двухставочного тарифа является то, что он усложняет расчеты с потребителями.
Тепловая энергия продается потребителям по одноставочному тарифу, который дифференцируется по энергосистемам (областям), группам потребителей и по параметрам отпускаемой тепловой энергии (давление отпускаемого пара, температура воды). При изменении параметров отпускаемой тепловой энергии уменьшается ее потребительская ценность, что ведет к снижению тарифа.
На тепловую энергию тарифы устанавливаются с учетом возврата конденсата. Стимулирование потребителей к возврату конденсата осуществляется посредством установки дополнительной платы за невозвращенный конденсат (на 10-20% больше). Это мероприятие является одним из путей решения задач энергосбережения.
Стимулирование рационального использования топливно-энергетических ресурсов осуществляется установлением сезонных цен на природный газ и сезонных тарифов на электрическую и тепловую энергию.
Кроме того, тарифы дифференцируются в зависимости от времени суток и дней недели. Например, с целью снижения пиковых нагрузок в дневное время устанавливаются более низкие ночные тарифы на электроэнергию. Назначение такой дифференциации - стимулирование потребителей электроэнергии к снижению ее потребления в период максимума нагрузки энергосистемы. Это обеспечивает снижение необходимой суммарной установленной мощности электростанций энергосистемы и повышение экономичности их работы за счет выравнивания режима работы.
Механизм формирования тарифов в условиях регулируемой рыночной экономики
Тарифы на тепло- и электроэнергию в обстановке регулируемой рыночной экономики следует определять в условиях полной свободы экономической конкуренции между производителями энергии, независимо от форм собственности, на базе рыночного механизма взаимодействия цены и спроса на энергетическую продукцию (с ростом цены – спрос снижается, при снижении цены – спрос растет). При этом, если энергосистема желает сохранить положение на рынке энергии и наращивать спрос на свою энергетическую продукцию, верхняя граница устанавливаемых ею тарифов не должна превышать стоимости производства энергии на альтернативных, конкурирующих с энергосистемой, потребительских энергоисточниках. Нижняя же граница должна обеспечивать минимально необходимую рентабельность энергосистеме при условии обеспечения нормативных удельных расходов топлива и нормативных потерь энергии при ее транспорте и нормативных затрат на эксплуатацию энергоисточников и энергосетей.
Интервал между верхней и нижней границами тарифов представляет собой поле для экономического маневра энергосистемы на рынке энергии в интересах собственного развития и повышения эффективности. Например, если энергосистема недогружена и имеет свободные энергетические мощности, целевое снижение тарифов относительно верхней границы позволит увеличить загрузку и использовать дополнительные мощности, что приведет к улучшению технико-экономических показателей работы оборудования и увеличению объема получаемой прибыли.
В условия Беларуси в качестве основных конкурентов энергосистемы по производству теплоты выступают различные промышленные и отопительные котельные и местные теплогенераторы. Так, в таблице 4.1 приведены дифференцированные по областям республики средние значения стоимости производства тепла в ныне действующих котельных при использовании на них природного газа; показана стоимость производства тепла на источниках энергосистемы, рассчитанная по плановой калькуляции себестоимость на 1997 год с учетом рентабельности в 20%. Если принять полученные стоимости тепла на котельных и в энергосистеме соответственно за верхнюю и нижнюю границы тарифов на теплоэнергию, можно констатировать, что имеющийся коридор для маневра энергосистемы в сфере теплоснабжения не столь велик, в среднем в 12,5%. Это объясняется неоправданно завышенной себестоимостью тепла в энергосистеме за счет включения в нее большого количества всевозможных налогов и отчислений в различные фонды энергосистемы, в том числе и в инвестиционный фонд энергосистемы, который должен формироваться из прибыли.
Таблица – Средняя стоимость производства теплоты на альтернативных котельных в энергосистеме
| Области | Котельные | Энергосистема | |
| средняя единичная производи- тельность, Гкал | стоимость теплоты, USD/Гкал | стоимость теплоты, USD/Гкал | |
| Брестская | 2,98 | 19,8 | 16,2 |
| Витебская | 5,09 | 18,5 | 16,2 |
| Гомельская | 2,50 | 20,1 | 17,9 |
| Гродненская | 3,70 | 19,2 | 15,1 |
| Минская, включая г. Минск | 3,48 | 19,4 | 18,5 |
| Могилевская | 3,50 | 19,4 | 16,5 |
| По республике в целом | 3,51 | 19,3 | 16,9 |
Конкурентами энергосистемы по производству электроэнергии выступают, прежде всего, небольшие промышленные ТЭЦ, создаваемые на предприятиях. На них применяются весьма экономичные газотурбинные и паротурбинные установки, работающие по теплофикационному циклу. Как и в энергосистеме, на этих ТЭЦ имеется возможность свободного распределения топлива между производствами теплоты и электроэнергии в комбинированном процессе, а, следовательно, и свободного взаимного регулирования стоимости этих энергоносителей.
Конкурентом по производству электроэнергии могут выступать поставки электроэнергии из зарубежных государств – России, Литвы, Украины, Польши. Однако, для Белорусской энергосистемы, имеющей высокую долю выработки электроэнергии по теплофикационному циклу и использующей российский природный газ из мощных транзитных трубопроводов, конкуренция зарубежных поставок электроэнергии, существующая на сегодняшний день, со временем может устраняться по мере сокращения недогрузки белорусских электростанций и их перевооружения.