Содержание лекции:
- составляющие затрат на производство и передачу электроэнергии.
Цели лекции:
- изучение составляющих затрат на производство, передачу и распределение электроэнергии; физического и эксергетического методов разнесения затрат между электрической и тепловой энергией.
5.1 Структура затрат на производство энергии
Некоторые факторы производства используются предприятием постоянно, независимо от объёма производства, а некоторые факторы напрямую зависят от объёма выпуска продукции.
Условно постоянные издержки, связаны с возмещением производственных факторов, размеры которых не зависят от объёма производимой продукции. Это - аренда, банковский кредит, оплата страховых взносов, коммунальные услуги, амортизационные отчисления, то есть основы постоянных издержек составляют издержки, связанные с основными фондами.
Условно переменные издержки зависят от объёма выпуска продукции. Это – зарплата эксплуатационного персонала, плата за сырьё, материалы, топливо, воду, электроэнергию, то есть их основу составляют оборотные средства.
Если производство прекратится, то условно переменные издержки сократятся почти до нуля, а условно постоянные останутся на прежнем уровне. При строительстве новых объектов и реконструкции старых важно знать, при каком объёме реализации продукции и её цене наступит момент, когда вложенные затраты начнут окупаться. Для этого строится точка безубыточности, построение которой важно при реализации любых технико-экономических решений.
Величина себестоимости получения единицы тепловой и электрической энергии на электростанциях различного типа является наиболее важным финансово-экономическим показателем работы станций. На основе показателя себестоимости производства энергии определяются и уровни тарифов на электрическую и тепловую энергию. Составляющие затрат на производство энергии, в зависимости от назначения и цели составления отчета о затратах, могут иметь различную структуру и различное количество составляющих. Чаще всего, затраты группируются по наиболее крупным, и четко отслеживаемым составляющим.
Таблица 16. Ориентировочная структура составляющих на выработку электроэнергии:
| ТЭЦ | КЭС | ГЭС | |
| 1. Вода | 7 | 4 | 2 |
| 2. Топливо | 51 | 54 | - |
| 3. Вспомогательные материалы | 3 | 5 | 3 |
| 4. Суммарный фонд оплаты труда | 8 | 10 | 33 |
| 5. Амортизационные отчисления | 14 | 6 | 22 |
| 6. Ремонтный фонд | 10 | 14 | 20 |
| 7. Плата за выбросы | 3 | 4 | - |
| 8. Прочие расходы | 4 | 3 | 20 |
| 9. Производственная себестоимость | 100 | 100 | 100 |
На примере конкретной станции РК структура затрат следующая: вода-23,3%, вспомогательные материалы – 3,4; топливо-35,0; ФОТ – 7,7; начисления на ФОТ – 0,8; износ основных средств – 9,4; ремонтный фонд – 12,1; услуги и прочие расходы -4,0; плата за выбросы – 2,4; услуги по транзиту энергии – 1,9% Итого 100% Затем добавляются налоги (зем., имуществ., транспорт), убытки от соцсферы, штрафы, пени и получают Всего расходов, которые делятся на тепло и электроэнергию: 70% на электроэнергию и 30% на тепло.
К величине производственной себестоимости добавляются налоги и обязательные платежи и получается полная себестоимость, на основе которой определяется себестоимость производства электрической тепловой энергии. Кратко рассмотрим составляющие затрат.
Топливная составляющая обычно находится в пределах 40-70% от суммарных затрат на производство энергии. Ее величина зависит от вида топлива, его цены, стоимости транспорта топлива, степени совершенствования оборудования, мощности единичных блоков, хозяйственной принадлежности станции.
Особое внимание уделяется удельному расходу топлива и расходу электроэнергии на собственные нужды.
В топливную составляющую входят и затраты топливно-транспортного цеха: транспорт, складирование, подготовка пылеугольной смеси, гидрозолоудаление.
Вода на ТЭС расходуется на конденсацию пара : (50-60)Д, т пара/час, охлаждение масла в турбине (2-3)Д, гидрозолоудаление (1-1,5)Д, подпитка тепловых сетей: <0,4Д.
Суммарный фонд оплаты труда включает в себя основную, дополнительную зарплату, выплату по больничным листам.
Амортизационные отчисления – денежное возмещение физического и морального износа. Силовое оборудование: АО - 6,4%, реновация – 3,5%, капитальный ремонт – 2,9%. Турбины – 8%, в том числе реновация – 3,5%, капитальный ремонт – 4,5%. В среднем на станциях – 5,8-7,5% в зависимости от мощности станции и вида используемого топлива. Ремонт: затраты на материалы, зарплату, запасные части, вспомогательное производство, сторонние услуги.
5.2 Физический и эксергетическй методы разнесения затрат Известно, что по технологической схеме работы КЭС вырабатывает только один вид энергии, и все затраты на ее выработку относятся на электроэнергию. ТЭЦ вырабатывает два вида энергии – электрическую и тепловую и вопрос методики разнесения затрат между ними всегда был предметом споров ученых – экономистов, теплотехников, эксплуатационщиков. Эти споры идут уже на протяжении почти сорока лет и время от времени эти научные дискуссии выходят на страницы серьезных научных журналов. В дискуссиях по обсуждению различных методов разнесения затрат между электрической и тепловой энергией выступают такие видные ученые как Соколов К.Я., Попырин Л.С., Денисов В.И., Златопольский А.Н. и другие. В практике и в рекомендациях по практическому применению, рекомендуются следующие методы разнесения затрат между электрической и тепловой энергией: физический, эксергетический и энергетический метод. В России до 1996 года использовался физический метод разнесения затрат между тепловой и электрической энергией, а после 1996 года – энергетический. Наибольшее практическое применение в странах СНГ и в Казахстане получил физический метод, но в связи с развитием рыночных отношений в энергетике, когда оплата за энергию каждого теплового потока (они разные по энергетической ценности) должна соответствовать произведенным затратам, все более широкое распространение получает эксергетический метод разнесения затрат. В Казахстане, в НАО «Алматинский институт энергетики и связи» Даукеевым Г.Ж., Огай В.Д., Кибариным А.А. и другими разработана методика разнесения затрат между тепловой и электрической энергией на основе эксергетического метода, которая была успешно внедрена и действует в настоящее время на станциях АПК. Этими авторами разработана методика определения коэффициента распределения (отношение расхода топлива на выработку электроэнергии к общему расходу топлива) по отпуску электрической и тепловой энергии для физического и эксергетического методов, которая утверждена Приказом Агентства РК по регулированию естественных монополий № 289-ОД от 30.09.05 г. и будет действовать на всей территории Казахстана. Приведем три определения из этой методики.
1. Физический метод – балансовый метод распределения затрат топлива на электрическую и тепловую энергию при их комбинированном производстве, не учитывающий энергетическую ценность пара, идущего на производство электрической энергии и тепла в виде горячей воды и пара.
2. Эксергия – максимальная полезная работа, которую может совершить система при ее переходе из определенного теплового состояния до равновесия с окружающей средой (техническая работоспособность).
3. Эксергетический метод – термодинамический метод распределения затрат топлива на тепловую и электрическую энергию при их комбинированном производстве, основывается на энергетическом анализе термодинамического цикла, позволяющего учесть энергетический потенциал пара, расходуемого на производство электрической и тепловой энергии.
По физическому методу значение вуд на отпущенную Гкал рассчитывается по КПД нетто котлов, и не зависит от места отбора и параметров отпускаемого тепла и почти всегда находится в пределах 170-175 кг ут/Гкал, η≈0,83.
Напомним, что 143 кг условного топлива необходимо для получения 1 Гкал тепла при кпд=1:
а 123 г условного топлива необходимо для получения 1 кВт∙ч электроэнергии при ηстанции =1, т.е. ( 
).
При этом методе не важно, чем отдаётся тепло: свежим паром из отборов или паром из турбин, то есть энергетическая ценность пара не учитывается, а учитываются только тонны пара. Распределение топлива происходит по формулам:
Bq = bq∙Qотп;
Bэ=B-Bq;
bэ= Bэ/Эотп.
Это затратный метод определения себестоимости электрической и тепловой энергии. Отнесение всей экономии топлива от комбинированной выработки на электроэнергию приводит к более высокой себестоимости тепловой энергии по сравнению с районными котельными.
В эксергическом методе предлагается распределить расход топлива пропорционально энергетическому потенциалу каждого теплового потока.
Расход топлива определяется:
Bэ=φэ∙B;
Eвых=∑Еi+Еw.
Еw – эксергия пара, вырабатывавшего электроэнергию;
Eвых- суммарная эксергия потока пара;
∑Еi – эксергия потока пара i-го отбора.
Метод позволяет найти реальное соотношение затрат топлива при производстве электрической и тепловой энергии и даёт:
1) дифференцирует затраты топлива на тепловую энергию различного потенциала, что должно быть основой тарифа на тепловую энергию;
2) повышение топливной составляющей себестоимости электроэнергии в 1,5-2 раза.
Таблица 17. Ориентировочное соотношение затрат (%) при физическом и эксергетическом методах:
|
| Физический | Эксергетический | |
| Затраты, В | Э | 44 | 59 |
| Q | 56 | 41 | |
| ∑-е затраты | Э | 54 | 67 |
| Q | 46 | 33 | |
| Себестоимость | Э тенге/кВтч | 1,48 | 1,82 |
| Q тенге/Гкал | 712 | 511 | |
5.3 Структура затрат на передачу и распределение электроэнергии
Передачу электрической энергии по магистральным линиям электропередач осуществляет АО «KEGOC». В его ведении находятся сети с напряжением 110 кВ и выше. Ориентировочно, структура затрат “KEGOK”следующая:
Суммарный фонд оплаты труда – 20%;
Услуги связи – 2%;
Ремонтный фонд – 3%;
Амортизационные отчисления – 57%;
Затраты на эксплуатацию – 6%;
Административные – 1%;
Налоги – 9%;
Прочие – 2%.
Распределением электроэнергии (сети 110 кВ и ниже) от электростанций и подстанций АО «KEGOC к потребителям занимаются региональные электросетевые компании (РЭК), в составе которых находятся несколько РЭС.
Таблица 18. Структура затрат РЭК и РЭС (%).
| Составляющие затрат | РЭК | РЭС |
| Сырьё, материалы | 7 | 8 |
| Энергия | 4 | 8 |
| Суммарный фонд оплаты труда | 53 | 48 |
| Ремонтный фонд | - | 12 |
| Амортизационные отчисления | 14 | - |
| Общестанционные расходы | 18 | - |
| Прочее | 4 | 24 |
Видно, что наибольшая доля затрат при работе АО «KEGOC приходится на амортизационные отчисления, а в РЭК и РЭС на заработную плату.
Лекция № 6
Ценообразование в энергетике
Содержание лекции:
- основные принципы ценообразования.
Цели лекции:
- изучение важнейших принципов ценообразования в энергетике, видов тарифов и функционирование рынка электроэнергии в Казахстане.
6.1 Принципы ценообразования и виды тарифов
Известно, что в национальном хозяйстве на рыночные цены влияют:
- потребители (платежеспособность);
- конкуренты (качество, цена);
- государство (налоги, акции и т.д.);
- каналы движения товаров;
- изготовитель (полная себестоимость).
В энергетике свои особенности ценообразования. В тарифе на электроэнергию фокусируются противоречивые многомиллиардные интересы поставщиков, потребителей и властей областей. Конфликты интересов часто возникают из-за отсутствия эффективного взаимодействия энергоснабжающей организации и потребителей при разработке и регулировании тарифа.
Тарифы на электрическую энергию классифицируются на:
1. Одноставочные тарифы – оплата за фактически потребленную энергию по определенной ставке. Они используются для следующих групп потребителей - бытовые, с/х потребители, бюджетные организации, транспорт и промышленные предприятия с присоединенной мощностью менее 750кВА. Эти тарифы различаются по зонам концессии станций Казахстана или систем и регулируются государством, по группам потребителей. В 2007 году в зоне концессии АПК для всех групп потребителей установлен единый отпускной тариф на электрическую энергию.
2. Двуставочные тарифы – оплата заявленного максимума нагрузки (основная ставка) + плата за фактическую потребленную энергию по счетчику (дополнительная ставка). Этот тариф используется для промышленных (и приравненных к ним потребителей) с присоединенной мощностью более 750 кВА.
3. Многоставочные тарифы – двуставочный тариф дополняется дифференцированной оплатой: повышенный тариф в часы максимума электрической нагрузки (пиковая нагрузка) и льготный тариф в часы провала графика электрической нагрузки (провальная энергия). В полупиковой части графика нагрузки используется обычный двуставочный тариф. Эти тарифы используются, в основном, на крупных предприятиях, где возможен технологический сдвиг части технологических процессов и операций из графика электрической нагрузки предприятия (с 19 до 23 часов, что является пиковой частью графика электрической нагрузи станции или энергосистемы), в часть графика электрической нагрузки предприятия (с 23 до 7 часов, что является провальной частью графика электрической нагрузки станций или энергосистемы). Такой подход экономически выгоден как предприятиям: может снизить оплату за электрическую энергию (при том же ее объеме потребления) на 20-25%, так и энергопроизводящим организациям: ведет к выравниванию графика электрической нагрузки, а следовательно, к снижению себестоимости выработки электроэнергии.
В основе концепции ценообразования лежат технико-экономические особенности энергопроизводства и принципы приемлемости тарифа для производителей и потребителей электроэнергии.
При разработке тарифа должны учитываться:
1. Совпадение по времени производства и потребления электроэнергии.
2. Неравномерность потребления в течение суток и во время года.
Система тарифов на электроэнергию должна отвечать требованиям:
1. Устойчивое обеспечение энергокомпании финансами для покрытия текущих и инвестиционных затрат.
2. Стимулирование снижения издержек производства, передачи и распределения электроэнергии.
3. Рационализация режимов электропотребления и снижения потерь в сетях.
4. Стимулирование энергосбережения.
5. Финансовые издержки отдельных потребителей в социально-экономической защите населения.
Стоимость обслуживания потребителей региона является основой для определения среднего по региону тарифа на электроэнергию и включает суммарные текущие затраты и прибыль – в среднем 11,4%.
В основной массе прибыль энергокомпании рассчитывается по статьям расходов, которые предприятие собирается финансировать из прибыли, что инициирует рост средних тарифов.
При большой степени износа оборудования, решение проблемы может состоять в переходе при разработке тарифов к норме прибыли на инвестируемый капитал. Основные производственные фонды, как расчётная база прибыли, лучше поддаются контролю со стороны регулирующих органов, чем издержки. При таком подходе норма прибыли определяется исходя из структуры инвестируемого капитала и затрат на его привлечение.
Все тарифы на электрическую и тепловую энергию регулируются Антимонопольным комитетом.
6.2 Рынок электроэнергии в Казахстане
В настоящее время в Казахстане создан и функционирует рынок электроэнергии, состоящий из двух уровней – оптового рынки электрической мощности и энергии (ОРЭМЭ) и розничных рынков электроэнергии.
На оптовом рынке работают энергопроизводящие организации и оптовые покупатели (крупные предприятия, РЭК, торгово-посреднические организации) получили право свободно продавать и покупать электроэнергию посредством заключения прямых двусторонних договоров купли-продажи. Им предоставлен свободный доступ к сетям КЕГОК для транспортировки купленной (проданной) электроэнергии. АО «КОРЭМ» на оптовом рынке организованы и проводятся электронные централизованные торги электрической энергии в режиме «за день вперед».
Оператор централизованного рынка (системный оператор) выполняет:
- на основе поданных заявок составляет суточный график поставки и
потребления электроэнергии;
- выявляет дисбалансы и урегулирует их;
- организует торги.
Системный оператор осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление режимами производства, передачи и потребления электрической мощности и энергии в целях обеспечения надежной и устойчивой работы энергосистемы и качества электроэнергии.
Трейдеры – покупают и перепродают электроэнергию, но своих сетей не имеют (24 организации).
Централизованные торги проводятся в виде двусторонних анонимных аукционов, по результатам которых фиксируются двусторонние сделки на поставку электроэнергии на следующий день. В связи с непредсказуемостью выбора для участника торгов до окончания аукциона его партнера по сделке, тариф на передачу электроэнергии, купленной на централизованных торгах, установлен для каждого участника оптового рынка фиксированным, т.е. не зависит от местонахождения партнера по сделке.
На розничном рынке работают региональные станции, по разным причинам не работающие на оптовом рынке; РЭК и РЭС; трейдеры, потребители, не получившие право покупки электроэнергии на оптовом рынке.
Фактически розничный рынок состоит из отдельных рынков со своими электростанциями, сетями, трейдерами и потребителями. Законом «Об электроэнергетике» на розничном рынке разрешена конкуренция между поставщиками, но на практике почти повсеместно поставку электроэнергии потребителям осуществляют РЭК и РЭС на основании заключенных договоров на поставку электроэнергии.
Иначе: на оптовом рынке участвуют крупные станции, у которых излишки электроэнергии и крупные (прямые) потребители, у которых нет рядом электростанций; а на розничном рынке работают станции и потребители давно сбалансированные по производству и потреблению в своей зоне концессии. Естественно, что большинство электроэнергии реализуется через розничный рынок, т.к. при Союзе строительство станций и предприятий были приближены между собой и эти связи сохранились. Количество электростанций, подключенных только к сетям РЭК – 38 ед., подключенных только к сетям КЕГОК – 6 ед., имеющих оба подключения – 13 единиц.
Лекция № 7
Дата: 2018-12-28, просмотров: 407.
