Планирование себестоимости передачи и распределения электроэнергии

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, 2012г.

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.

. 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.

 Элементы             Норма амортизации, %  Срок службы Тс , лет      Н, %

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 + ∆Nмτ,

где ∆Nкор - среднегодовые потери мощности на корону, МВт;

∆Nм - потери мощности при максимальной нагрузке Pmax, МВт;

τ - годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки:

τ = (0,124 + Тм)/(1 + Тм/10 000)2∙8760.

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

τ = 2Тм - 8760 + (8760 - Тм)/(1 + Тм/8760 - 2β),

где β - 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/cosφ;

в синхронных компенсаторах

∆Эс.к = ɑп ∆Nм Tс.к + (1- ɑп) Nн (Nнагр/Nс.к)2τс.к,

где ɑп - 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

…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

кВт ∙ 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

Показатели

Затраты

 1.  1.1. 1.2.  1.2.1. 1.2.2. 1.2.3. 1.3. 2. 3. 4. 5.  5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 6.  6.1.

Материальные затраты (всего) В том числе: материалы работы и услуги производственного характера (всего), из них: услуги АО-Энерго по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей услуги ОРУ строящихся АЭС прочие услуги энергия Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Амортизация основных средств Прочие затраты (всего), в том числе: Налоги, включаемые в себестоимость Оплата услуг сторонних организаций Арендная плата Проценты по кредитам банков Другие прочие расходы Итого затрат, относимых на себестоимость услуг В том числе: затраты на ремонт сетевых объектов (включая услуги АО-Энерго)

69,0  12,3 55,7  42,9 1.6 11,2 1,0 12,7 4,9 9,5 3,9   0,8 0,9 0,3 0,9 1,1 100  40,8

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 = ∑ɑi Зот,

где ɑi - 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.

. Задача

Определить норматив оборотных средств в незавершённом производстве, оборачиваемость оборотных средств предприятия, если известно, что выпуск продукции за год составил 10000 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

.     Норматив оборотных средств предприятия в незавершенном производстве:

Hн.п = S ∙ q ∙ Tп.ц ∙ Кн : Тп = 800 ∙ 10 000 ∙ 5 ∙ 0,5 : 360 = 55555,56 руб.

.     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

)   «Экономика отрасли» - Л.Е.Басовский.

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

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