Планирование себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования Ямало-Ненецкого автономного округа

«МУРАВЛЕНКОВСКИЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ»

(ГОУ СПО ЯНАО «ММК»)

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине «Экономика отрасли»

Выполнил: Боровой В.В.

студент 5 курса

группа ЭЛ-09-з

Проверил (а): Прусакова О.С.

г. Муравленко, 2012 г.

1. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

эксплуатационный затрата норматив себестоимость электроэнергия

Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от следующих факторов:

Цена на строительство электрических линий и удельные показатели стоимости подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления).

Пропускная способность сетей, зависящих от напряжения, дальности

Структура электрических сетей (по напряжению и протяжённости). Чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость.

Себестоимость (или тарифы) энергии, поступающей в сети.

Режим электропотребления абонентов, присоединённым к данным сетям.

Последние годы характеризовались ростом себестоимости транспорта электроэнергии. Это в значительной мере объясняется присоединением и развитием электрических сетей низших напряжений для сельскохозяйственных нагрузок. Существенное влияние на увеличение себестоимости передачи энергии оказывает повышение цен на материальные ресурсы и условия ремонтно-эксплуатационного обслуживания сетей. Неблагоприятные климатические условия, разбросанность сетей также обуславливает увеличение себестоимости передачи электрической энергии. Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, р./кВ.ч, можно определить по следующей формуле:

Sпер = Зпер/(PmaxTм)=Зпер/ Эаб,

где Зпер-суммарные затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии, р./год; Pmax-максимальная нагрузка, кВт; Тм-время использования максимальной нагрузки, ч/год, Эаб-количество энергии поступившей к абонентам, кВт.ч.

Суммарные ежегодные затраты на передачу и распределение складываются из затрат по линиям Злэп и подстанциям Зпст:

Зпер = Злэп + Зпст.

Расчёт 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 её при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных затрат:

Зпер = Зэкс + Зпот,

где Зэкс — суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, р./год;

Зпот — суммарная стоимость потерь в сетях системы, р./год.

2. Методы расчёта эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии

На предпроектной стадии расчёт затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупнённым показателям:

Зэкс = А+Зоб.рем ,

где А-ежегодная амортизация (реновация), р. год/; Зоб. рем-затраты на обслуживание и ремонт (капитальный и текущие);

А=Нам Кэ. с /100,

где Нам — нормы отчислений на амортизацию (реновацию), %/год (таблица № 1); Кэ. с-капитальные вложения в сооружение электрических сетей, р.;

Зоб.рем=Ноб.ремКэ.с /100,

где Ноб. рем — нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Суммарные затраты на потери электроэнергии в цепях

Зпот=?ЭпотСпот,

где ?Эпот — потери электроэнергии в сети, кВт • ч/год; Спот-стоимость 1кВт • ч потерянной энергии, р./кВт • ч.

Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети, Эсет, и энергией Эаб, полученной абонентами за рассматриваемый период, (например, год):

?Э = Эсет — Эаб.

Таблица№ 1

Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт элементов электрических сетей.

Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, можно найти по формуле:

Эсет = Эст + Эб. ст + Эпок — Эпрод,

где Эст — энергия, полезно отпущенная с шин станций энергосистемы; Эб. ст — энергия от блок-станций предприятий других отраслей; Эпок — покупная энергия, полученная от других систем; Эпрод — энергия, проданная в другие системы.

Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с её передачей и распределением (потери электроэнергии), составляет в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений примерно 9% поступления электроэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 4…5 до 14…15%) в зависимости от плотности нагрузки, построения сети, числа ступеней трансформации, режимов работы и других факторов.

Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже (в таблице№ 2):

Таблица№ 2

Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям относят также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформатора. Постоянными считаются потери на коронарный разряд «корону» в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах (таблица№ 3).

Структура потерь электроэнергии,%.

Таблица№ 3

Подробно рассчитывать годовые потери электроэнергии в элементах сети при проектировании можно по приведённым ниже формулам.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи

?ЭЛЭП = ?Nкор • 8760 + ?Nмф,

где ?Nкор — среднегодовые потери мощности на корону, МВт;

?Nм — потери мощности при максимальной нагрузке Pmax, МВт;

ф — годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки:

ф = (0,124 + Тм)/(1 + Тм/10 000)2•8760.

Если известны показатели, характеризующие конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности, то

ф = 2Тм — 8760 + (8760 — Тм)/(1 + Тм/8760 — 2в),

где в — коэффициент неравномерности графика нагрузки.

Число часов использования максимума нагрузки сетей энергетических систем колеблется в пределах 3,5…6,5 тысяч в год.

Величина годовых потерь энергии в элементах оборудования подстанции МВт • ч/год:

в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

?Этр = - ?Nx.х • 8760 + ?Nк.з (Рmax/Nн.т),

где ?Nx.x, ?Nк.з — потери мощности холостого хода (потери в стали) и короткого замыкания соответствено, МВт; Pmax — максимальная нагрузка трансформатора, МВ •А; Nн. т — номинальная мощность трансформатора,

МВ • А; Nн. т = Pmax/cosц;

в синхронных компенсаторах

?Эс.к = ?п ?Nм Tс. к + (1- ?п) Nн (Nнагр/Nс.к)2фс.к,

где ?п — коэффициент, учитывающий долю потерь, не зависящих от нагрузки (0,3…0,5); ?Nм — потери мощности в компенсаторе, МВт (1…1,5% от Nс. к);

Nнагр/Nс.к — коэффициент нагрузки в максимальном режиме;

в батареях конденсаторов

?Эк = 0,003 Nб Tб

где Tб — время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и

5000…6000 ч/год для регулируемых); Nб — мощность батареи МВ•Ар;

в шунтирующих реакторах

?Эр = 0,005 Nр Tp

где Nр — мощность реактора, МВ•Ар; Tp — время работы реактора (Tp = 6000 ч/год при Тм? 4000 ч/год, Tp = 3000…5000 ч/год при Тм? 4000 ч/год,

Tp — 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется 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; загрузка электрических сетей (по максимуму и в разрезе года); соотношения максимума нагрузки и расчётной пропускной способности ЛЭП. Стоимость 1кВт • ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенсирующих устройствах и т. п.) оценивается в технико-экономических расчётах при сопоставлении вариантов по тарифам на электроэнергию, а при определении себестоимости передачи — средней стоимости потерянного киловатт-часа или тарифам в зависимости от формы организации ПЭС. При работе ПЭС, как самостоятельного предприятия (юридического лица) стоимость потерь надо оценивать по тарифам на покупку энергии, так как в этом случае затраты на передачу энергии можно представить в следующем виде:

Зпер = Зэкс + СпокЭсет — Т1Эаб = Зэкс + Т1? Э.

В отчётах энергосистем оценка стоимости потерь производилась по себестоимости: коммерческой (полной), производственной и средней

1кВт • ч, отпущенного с шин станций системы.

Полная себестоимость 1 кВт • ч 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 счёт расходов на потери. Оценка потерь по производственной себестоимости не учитывает важные виды внепроизводственных затрат, например затраты на покупную энергию, имеющуюся в электробалансе ряда энергосистем (до 30%). По тем же мотивам не следует производить оценку потерянного кВт • ч по его средней себестоимости на шинах станций энергосистемы.

Оценка величины стоимости 1 кВт • ч потерянной энергии в сетях энергосистемы должна исходить из средней себестоимости 1кВт • ч энергии, поступающей в эти сети из различных источников питания (собственные электростанции, блок-станции, межсистемные электропередачи и др.). Этот расчет производят по следующей формуле:

Спот = (?зстi + ?эбл.стi сбл. стi + ?эпокi cпокi + за. у)/эсет,

где зстi — годовые затраты производства собственной i-й станции системы, р./год; сбл. стi — стоимость 1 кВт • ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, р./кВт • ч; cпокi — стоимость покупной энергии, полученной по электропередачам от других систем, р./ кВт • ч; за. у — административно — управленческие затраты аппарата энергосистемы (внестанционные и внесетевые расходы).

Оценку потерь энергии на предприятиях чаще всего производят по тарифам с добавлением соответствующих затрат для обеспечения функционирования службы главного энергетика или главного механика. В состав электрических сетей входят линии электропередачи различного направления и значения — основные сети ЭЭС и ОЭЭС напряжением 220…750 кВ и распределительные сети напряжением 6…110 кВ. Особенностью транспортировки электроэнергии является то, что она сочетает передачу энергии по основным и распределительным сетям. Если распределительные сети в основном предназначены для передачи энергии от опорных подстанций к потребителям, то в функции основных сетей входит также выполнение межсистемных задач: повышение надежности, устойчивости и экономичности работы энергосистемы.

На себестоимость передачи электроэнергии в распределительных сетях значительно влияют их протяженность и загрузка. При одинаковом уровне электропотребления значение себестоимости тем выше, чем больше протяженность сетей и ниже загрузка. Снижение себестоимости передачи единицы электроэнергии определяется следующими основными факторами, влияющими на эти величины: снижение стоимости сооружения электрических сетей (линий и подстанций); сокращение численности эксплуатационно — ремонтного персонала электрических сетей (достигается автоматизацией и телемеханизацией управления подстанциями, правильным выбором периодичности осмотров и ремонта линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно — экплуатационных работ); уменьшение потерь в электрических сетях за счет максимально возможного территориального сближения производителей и потребителей электроэнергии (сокращения дальних транзитных передач энергии), повышения напряжения линий передачи, применения компенсирующих средств, постоянного тока для дальних передач, правильной загрузки линий и учета при экономическом распределении нагрузки между станциями, потерь в электрических сетях.

3. Планирование затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электросетевых объектов

Планирование себестоимости передачи и распределения электроэнергии ведется в соответствии со структурой электрических сетей:

воздушные линии 35…200 кВ и вводы с обслуживающими их подстанциями, трансформаторными помещениями, фидерными пунктами и фазокомпенсаторами;

кабельные линии и вводы вместе с подстанциями; межрайонные линии передачи напряжением выше 220 кВ.

Отдельные статьи затрат при планировании себестоимости могут группироваться по калькуляционным статьям и по экономическим элементам:

калькуляционные статьи:

Зпер = Зтехн + Зз.п.пр + Зс. о + Зп.о.п + Зоц + Зос,

где Зтехн — затраты топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; Зз.п.пр — затраты на оплату труда (основная и дополнительная заработная плата) с учетом отчислений в социальные фонды основных производственных рабочих; Зс. о — затраты по содержанию оборудования; Зп.о.п — затраты на подготовку и освоение производства; Зоц — общецеховые затраты; Зос — общесетевые затраты;

экономические элементы:

Зпер = Зм. з + Зз. п + Зсоц + А + Зпр,

где Зм. з — материальные затраты; Зз. п — затраты на оплату труда (заработная плата); Зсоц — отчисления на социальные нужды; А — амортизация основных средств; Зпр — прочие затраты.

Основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальные нужды всего персонала ПЭС учитывается и группируется при калькулировании несколькими статьями эксплуатационных расходов. Так, по статьям калькуляции «Затраты на оплату труда» планируется и учитывается оплата труда всего дежурного персонала подстанций, линейного персонала сетей и производственного персонала производственных служб. Заработная плата служащих, младшего обслуживающего персонала и инженерно-технических работников основного производства учитывается по статье «Цеховые расходы». Заработная плата ремонтного персонала учитывается по статьям «Затраты по содержанию оборудования» (в части «Техническое обслуживание») и «Цеховые расходы». Заработная плата административно-управленческого персонала учитывается по статье «Общесетевые расходы». Статья калькуляции «Затраты по содержанию оборудования» состоит из двух частей: «Амортизация производственного оборудования» и «Техническое обслуживание». На эту статью относят расходы по содержанию, амортизации и текущему ремонту производственного оборудования цехов, внутрицехового транспорта и др. Статья «Цеховые расходы» включает в себя расходы по обслуживанию цехов и управлению ими: заработную плату аппарата управления цехом, амортизационные отчисления и расходы на текущий ремонт зданий и инвентаря общецехового назначения. Статья «Подготовка и освоение производства» учитывает расходы связанные с комплексным опробованием оборудования и наладочными работами на линиях и подстанциях.

Группировка затрат по экономическим элементам применяется для планировки сметы затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электрических сетей, например, РАО «ЕЭС России» (таблица № 4), а также затрат АО-Энерго, выполняющего ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей РАО «ЕЭС России» (таблица № 5). Если рассмотреть структуру затрат по экономическим элементам в целом по сетям РАО «ЕЭС России», то на долю материальных затрат приходится около 55%, на заработную плату-около 25%, амортизацию-10%, прочие-10%. Высокая доля материальных затрат и заработной платы по сравнению с амортизацией объясняется тем, что затраты на ремонт (как капитальный, так и текущие), отдельно не выделяются и разнесены по экономически однородным статьям (материалы израсходованные на ремонт, — в материальные затраты, а заработная плата ремонтных рабочих — в затраты на оплату труда).

Важным фактором, влияющим на величину себестоимости передачи и распределения электроэнергии, является величина капитальных вложений в сооружение объектов электросетей. При этом, чем лучше технически оснащено производство, тем меньше в эксплуатационных расходах доля живого труда (заработная плата) и выше доля овеществленного. Поэтому на электросетевых предприятиях с увеличением пропускной способности сети удельный вес заработной платы сокращается, а амортизационных отчислений увеличивается. Величина амортизационных отчислений определяется в соответствии с установленными нормами амортизационных отчислений по основным фондам. Амортизационные отчисления как часть эксплуатационных расходов не зависят от деятельности коллектива ПЭС, уровня его производительности труда, организации эксплуатации, технической базы предприятия и т. д. Остающаяся часть эксплуатационных расходов зависит от деятельности коллектива ПЭС, так как в основном она складывается из заработной платы персонала и расходов, прямо или косвенно связанных с заработной платой, т. е. эта часть непосредственно связана с расходами по организации эксплуатации.

Планирование амортизации основных средств на их полное восстановление (реновацию) производится по нормам амортизационных отчислений, утвержденных Правительством Российской Федерации по видам основных средств и их балансовой стоимости:

Нам = ,

где Намi — норма амортизационных отчислений по i-й группе основных средств; - балансовая стоимость по i-й группе основных средств.

Структура затрат на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «ЕЭС России», %

Таблица№ 4

Структура услуг АО-Энерго на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «ЕЭС-России», %

Таблица № 5

Заработная плата как составляющая эксплуатационных расходов планируется соответственно нормам численности персонала для организации эксплуатации электросетей. Эти нормативы позволяют определить численность: монтеров и рабочих по обслуживанию линий электропередачи и подстанций в зависимости от протяженности воздушных и кабельных линий напряжения, материала опор, вида и состава подстанционного оборудования, формы обслуживания подстанций и т. д.;

инженерно-технического персонала по обслуживанию линий электропередачи и подстанций в зависимости от объемов объектов электросетей, находящихся в ведении служб линий и подстанций, в условных единицах;

инженерно-технических работников оперативно-диспетчерской службы с группой режимов в зависимости от общего объема ПЭС в условных единицах;

персонала службы релейной защиты, электроавтоматики и измерений в зависимости от состава и вида оборудования линий и подстанций;

персонала, обслуживающего средства диспетчерского и технологического управления и телемеханики в зависимости от их вида, состава, числа приборов и устройств;

персонала службы изоляции и защиты от перенапряжений в зависимости от объема линий и подстанций в условных единицах;

персонала трансформаторной и механической мастерских и службы механизации и транспорта в зависимости от общего объема ПЭС в условных единицах;

младшего обслуживающего персонала, рабочих отдела материально-технического снабжения, отдела капитального строительства, рабочих по ремонтно-строительным работам, административно-управленческого персонала.

Для укрупненных расчетов численности персонала электрических сетей могут быть использованы штатные коэффициенты, отнесенные: к 1 км длины линий и к 1 МВ•А мощности подстанций; 1 МВт пропускной стоимости ЛЭП; 100 условным единицам объема работ ПЭС; 1000 р. стоимости основных фондов ПЭС.

В соответствии с установленной численностью персонала определяется его заработная плата путем применения определенной тарифной системы (тарифные ставки, тарифные сетки, тарифно-квалификационные справочники работ и профессий) для оплаты труда рабочих и установления должностных окладов (в зависимости от категории предприятия) инженерно-технических работников и служащих. Определенный таким образом фонд заработной платы составляет основную заработную плату, обусловленную необходимым рабочим временем. Например для ЛЭП:

Зо.т = nуд LФ,

где nуд — удельная численность персонала; L — суммарная протяженность сети; Ф — годовой фонд заработной платы одного работающего, млн р./(чел.год). В эксплуатационные расходы включается также дополнительная заработная плата (премии, оплата отпусков, и т. п.) и отчисления в пенсионный фонд Российской Федерации 28%, фонд социального страхования — 4,0%, медицинского страхования — 3,6% (нормативы отчислений зависят от уровня оплаты труда), а также другие отчисления, предусмотренные законодательством Российской Федерации, которые производятся на основе установленных нормативов отчислений от уровня оплаты труда, с учетом нормативных правовых актов, действующих на территории России:

Зсоц = ??i Зот,

где ?i — нормативы отчислений в социальные фонды.

В составе прочих издержек учитываются: целевые средства энергоснабжающих организаций, которые формируются в соответствии с нормативами, установленными законодательством Российской Федерации (в настоящее время в их состав включаются страховой фонд, инвестиционные средства, фонд средств на проведение научно — исследовательских и опытно — конструкторских работ, для финансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий); амортизация по нематериальным активам; оплата процентов за полученный кредит; затраты на подготовку и переподготовку кадров; абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, которая определяется по нормативам, утвержденным ФЭК России; непроизводственные расходы, в состав которых входят налоги и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себестоимости (например, транспортный налог, налоги, уплачиваемые в дорожные фонды); отчисления в ремонтный фонд, в случае его формирования; другие прочие затраты, определяемые исходя из действующих нормативных документов.

2. Задача

Определить норматив оборотных средств в незавершённом производстве, оборачиваемость оборотных средств предприятия, если известно, что выпуск продукции за год составил 10 000 ед.; себестоимость изделия — 800 руб., цена изделия на 25% превышает его себестоимость; среднегодовой остаток оборотных средств — 500 тыс. руб.; длительность производственного цикла изготовления изделия — пять дней; коэффициент нарастания затрат в незавершённом производстве — 0,5.

Решение

1. Норматив оборотных средств предприятия в незавершенном производстве:

Hн.п = S • q • Tп. ц • Кн: Тп = 800 • 10 000 • 5 • 0,5: 360 = 55 555,56 руб.

2. Оборачиваемость оборотных средств:

а) коэффициент оборачиваемости:

Ко = Рп: СО;

Рп = S • 1,25 • q = 800 • 1,25 • 10 000 = 10 000 000 руб.;

Ко = 10 000 000: 500 000 = 20 об.;

б) длительность одного оборота в днях:

То = Тп: Ко = 360: 20 = 18 дн.;

в) коэффициент закрепления оборотных средств:

Кз = СО: Рп = 500 000: 10 000 000 = 0,05 руб.

Список используемой литературы

1) «Экономика отрасли» — Л. Е. Басовский.

2) «Экономика отрасли» — В. Я. Поздняков, С. В. Казаков.

3) «Экономика отрасли строительство» — В. В. Акимов, Т. Н. Макарова, В. Ф. Мерзляков, К.А.Огай