Анализ основных производственных фондов Углегорской ТЭС, пути повышения эффективности их использования

К силовым машинам и оборудованию относятся машины- генераторы тепла и электрической энергии и машины-двигатели, преобразующие разного рода энергию в механическую (энергию движения), а именно: паровые машины, котлы, локомобили, турбины (паровые, газовые, гидравлические), двигатели внутреннего сгорания, электродвигатели, электрические генераторы, синхронные компенсаторы, силовые трансформаторы, преобразователи (выпрямители, мотор-генераторы), электропоезда, передвижные электростанции, прочие силовые установки.

К рабочим машинам и оборудованию относятся машины, аппараты и оборудование, предназначенные для механического, термического и химического воздействия на предмет труда в процессе производства или услуг производственного характера и для перемещения предмета труда в процессе производства.

Измерительные и регулирующие приборы и устройства используются для всякого рода измерений (толщины, диаметра, площади, массы, времени, движения, скорости, числа оборотов, мощности, напряжении и силы тока и так далее) и для регулирования производственных процессов (пульты автоматические, аппаратура централизации и блокировки, устройства сигнализации и тому подобное.). К лабораторному оборудованию относятся приборы и аппаратура лабораторий, служащие для испытания материалов, проведения опытов и исследований. Средства вычислительной техники включают электронно-вычислительные, управляющие и аналоговые машины, цифровые вычислительные машины и устройства. К транспортным относятся средства передвижения, предназначенные для перемещения людей и грузов.

Особенность структуры основных фондов тепловых электростанций заключается в том, что для данных предприятий характерен большой удельный вес силового оборудования. Энергетика относится к одной из самых фондооснащенных отраслей [9, с.86].

2.2 Краткая характеристика предприятия

Углегорская тепловая электростанция (ТЭС) мощностью 3600 МВт расположена в Донецкой области город Светлодарск. Она является структурным подразделением открытого акционерного общества Государственной энергогенерирующей компании «Центрэнерго», расположенной в Киеве. В «Центрэнерго» кроме Углегорской ТЭС входят: Змиевская и Трипольская электростанции, а также Чернигов-энергоремонт. Углегорская ТЭС является структурным подразделением, не является юридическим лицом и действует в пределах прав делегированных ГАЭК «Центрэнерго».

Электростанция была сооружена в две очереди: первая очередь мощностью 1200 МВт состоит из четырех энергоблоков по 300 МВт, вторая очередь - мощностью 2400 МВт состоит из трех энергоблоков по 800 МВт.

Строительство электростанции было начато в октябре 1968года. Первый энергоблок дал промышленный ток 27 декабря 1972года, три последующих энергоблока были введены в эксплуатацию в мае, сентябре и декабре 1973 года. Строительство второй очереди началось в декабре 1974года. Первый энергоблок 800 МВт дал промышленный ток 26 декабря 1975года, второй энергоблок пущен в декабре 1976года, третий - в декабре 1977года.

На данный момент, в рабочем состоянии находятся блоки номер один и четыре первой очереди.

Основными сооружениями электростанции являются: главные корпуса первой и второй очередей, объединено-вспомогательный корпус, топливное хозяйство, сооружения технического водоснабжения и золошлакоудаления, комплекс очистных сооружений, электротехнические сооружения.

Главный корпус первой очереди - трехпролетное строение с левой компоновкой, состоит из машинного зала, пролетом сорок пять метров, бункерно-деаэраторного отделения, пролетом двенадцать метров и котельного отделения, пролетом сорок пять метров. Длина главного корпуса первой очереди двести пятьдесят метров. На Углегорской ТЭС используется блочная схема, с промышленным перегревом пара (котел - турбина). Паропроизводительность и число энергетических котлов выбирается по максимальному пропуску острого пара через турбину, с учетом собственных потерь и с запасом до 3%.

Объединено-вспомогательный корпус включает инженерно-бытовой корпус, химводоочистку и центральные ремонтные мастерские. Химводоочистка состоит из обессоливающей и умягчительной установок. Обессоливающая установка для восполнения потерь пара и конденсата в цикле электростанции, умягчительная установка предназначена для подпитки и смягчения воды.

Схема технического водоснабжения - оборотная на базе искусственного водохранилища вместительностью 162 млн. м³ с площадью зеркала 15км³, с максимальной глубиной 27 метров. Водохранилище соединено водоводом с каналом Северский Донец - Донбасс.

Управление и автоматика. Управление работой оборудования электростанцией осуществляется с блочных щитов управления: по одному щиту на два энергоблока 300 МВт и по одному щиту на каждый энергоблок 800 МВт. координация работы энергоблоков, управление оборудованием подстанции и линий электропередачи включаются с центрального щита управления.

Электротехнические сооружения. Все генераторы электростанции соединены по блочной схеме с трансформаторами мощностью 400 и 1000 МВА.

На Углегорской ТЭС руководство хозяйственной и производственной деятельностью предприятия осуществляет директор. Его первым помощником является главный инженер, который наряду с директором несет ответственность за результаты производственной деятельности предприятия. В обязанности главного инженера входит руководство следующими работами: разработка планов технического развития электростанции; внедрение инновационных методов организации и технологии производства; использованием оборудования, топлива, материалов и рабочей силы; разработки экономичных режимов работы оборудования. Кроме того, главный инженер принимает оборудование из капитального ремонта и возглавляет квалификационную комиссию [5, с.8].

Основными видами деятельности Углегорской ТЭС является производство электроэнергии, побочный продукт - тепловая энергия. Основным назначением электростанции является производство электроэнергии для поставки ее промышленным и сельскохозяйственным производствам, коммунальному хозяйству и транспорту. Также она обеспечивает предприятия и жилищно-коммунальные хозяйства паром и горячей водой. Особенность производственного процесса заключается в том, что процесс производства электроэнергии совпадает с процессом его потребления.

От имени «Центрэнерго» станция имеет право:

- заключать сделки;

- доставать материалы и личные нематериальные права;

- нести обязательства и так далее.

Цель деятельности предприятия является производство электроэнергии и получение соответствующего дохода.

Предмет деятельности электростанции включает:

- производство, передачу, поставку электроэнергии;

- производство, покупку, продажу средств производства, товаров народного потребления;

- проектирование, комплектацию, строительство, ремонт, монтаж и эксплуатацию оборудования, объектов электроэнергетики;

- транспортное, материально-техническое обеспечение производственного процесса;

- инвестиционную деятельность;

- переработку золошлака.

Организационно-производственной структурой электростанции называется состав цехов и управленческих подразделений, их взаимосвязь. Производственная структура обусловлена мощностью основных агрегатов, технологическими связями между ними, числом агрегатов, видом топлива. Решающими факторами являются соотношение мощностей и схемы связи между турбинами и котлами. Основной структурной единицей является цех. Цеха в зависимости от их участия в производственном процессе, разделяют на основные и вспомогательные. Основные цеха принимают непосредственное участие в производстве энергии. К ним относят топливно-транспортный, котлотурбинный, электрический и химический цеха. Вспомогательные цеха обслуживают основное производство. К ним относятся такие цеха: централизованного ремонта, ремонтно-строительный, тепловой автоматики и связи.

Организационно-производственная структура Углегорской ТЭС изображена в виде схемы, вынесенной в приложение А.

Кадровому потенциалу предприятия принадлежит ведущая роль в решении научно-технических, организационных и экономических заданий относительно достижения поставленных результатов хозяйствования. В настоящее время прием работников на станцию временно приостановлен. Это связано с тем, что численность персонала очень велика. На Углегорской ТЭС общая численность персонала составляет 3728 человек, в том числе:

руководители всех категорий - 382 человека;

специалисты - 426 человек;

рабочие - 2860 человек;

служащие - 60 человек.

Предварительная, наиболее общая оценка эффективности деятельности предприятия может быть дана на основе сопоставления основных технико-экономических показателей Углегорской ТЭС, используя данные приложений Б, В, Г, Д, Е.

Таблица 2.1 - Характеристика основных технико-экономических показателей

Показатели	Ед. измер.	Базисный период	Отчетный период	Изменения в абсолютных величинах	Темп роста, %
1	2	3	4	5	6
Выработка электроэнергии	Млн. кВтч	6185,9	5673,8	-512,1	91,7
Полезный отпуск теплоэнергии	тыс. Гкал	111,4	135,9	+24,5	122,0
Товарная продукция по электроэнергии	тыс. грн.	690898,4	647051,6	-43846,8	93,7
Себестоимость эл. Эн.	тыс. грн.	622804,0	612677,0	-10127,0	98,4
- то же на 1 кВтч	коп./кВтч	10,77	11,61	+0,84	107,8
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии	тыс. грн	485602,0	469450,0	-16152,0	96,7
1	2	3	4	5	6
- то же в процентах от себестоимости	%	78,0	77,0	-1,0	98,7
- то же на 1 кВтч	коп./кВтч	8,39	8,90	+0,51	106,1
Себестоимость теплоэнергии	тыс. грн.	8372,0	10782,0	+2410,0	128,8
- то же на 1 Гкал	грн./Гкал	75,15	79,29	+4,14	105,5
Топливная составляющая себестоимости теплоэнергии	тыс. грн.	5904,0	7461,0	+1557,0	126,4
- то же в проценте от себестоимости	%	71,0	69,0	-1,0	97,2
- то же на 1Гкал	грн./Гкал	53,0	54.8	+1.8	103,4
Тариф на реализацию электроэнергии	коп./кВтч	11,94	12,26	+0,32	102,7
Тариф на реализацию теплоэнергии	грн./Гкал	42,14	36.7	-5,44	87,1
Чистая выручка от реализации продукции	тыс. грн.	3147,0	3240,0	+93,0	103,0
Операционные затраты	тыс. грн	664823,0	648492,0	-16331,0	97,5
Чистый убыток	тыс. грн.	640537,0	619229,0	-21308,0	96,7
Собственный капитал	тыс. грн.	1187625	1137057	-50568,0	95,7
Совокупные активы	тыс. грн.	1436003	1371482	-64521,0	95,5
Оборотные активы	тыс. грн.	98097,0	98782,0	+685,0	100,7
Дебиторская задолженность	тыс. грн.	19154,0	16827,0	-2327,0	87,9
Кредиторская задолженность	тыс. грн.	248061,0	233115,0	-14946,0	94,0

На протяжении изучаемого периода виден спад в выработке электроэнергии с 6185,9 млн. кВтч в базисном году до 5673,8 млн. кВтч - в отчетном. Таким образом, произошло снижение выработки электроэнергии на 512,1 млн. кВтч. Предприятие пытается компенсировать уменьшение выработки электроэнергии большим производством тепловой энергии, увеличив ее отпуск с 111,4 тыс. Гкал. до 135,9 тыс. Гкал. (что составило 24,5 тыс. Гкал.), но тарифы на электроэнергию растут с 11,94 коп./кВтч до 12,26 коп./кВтч (+0,32 коп./кВтч), а тарифы на реализацию теплоэнергии снижаются с 42,14 грн./Гкал до 36,7 грн./Гкал (-5,44 грн./Гкал) и в итоге предприятие имеет лишь незначительный прирост чистой выручки от реализации продукции с 3147 тыс. грн. до 3240 тыс. грн. (93 тыс. грн.).

Предприятие смогло уменьшить топливную составляющую себестоимости с 71% до 69%.

Соотношение темпов роста выручки (103%) с темпами роста активов (100,7%) и капитала (95,7%) говорит о замедлении оборачиваемости, как активов, так и капитала.

В краткосрочной перспективе критерием оценки финансового состояния предприятия выступают его ликвидность и платежеспособность. Термин «ликвидный» предусматривает беспрепятственное превращение имущества в деньги. Чем меньше времени, необходимо для переведения данного вида актива в денежную форму, тем выше его ликвидность. Ликвидность предприятия - это его способность преобразовать свои активы в средства платежа для покрытия всех необходимых краткосрочных обязательств.

Под платежеспособностью предприятия понимается наличие и достаточность денежных средств и их эквивалентов для погашения наиболее срочных обязательств. По Углегорской ТЭС коэффициенты ликвидности и платежеспособности, рассчитаны и приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Динамика показателей ликвидности и платежеспособности

Показатели	Норматив	На начало года	На конец года	Отклонение абсолютное	Темп роста,%
Коэффициент абсолютной ликвидности	0,2- 0.3	0,0008	0,0037	+0,0029	462,5
Коэффициент быстрой ликвидности	0,7 - 1	0,07	0,074	+0,004	105,7
Коэффициент текущей активности	1,5 - 2	0,39	0,42	+0,03	107,7
Коэффициент общей платежеспособности	>=2	5,36	5,43	+0,07	102,1

Более наглядно динамику показателей ликвидности и платежеспособности можно увидеть на рисунке 2.4.

Анализ данных таблицы 2.2 свидетельствует о положительной динамике показателей ликвидности и платежеспособности, однако в целом виден кризис ликвидности. Все показатели, кроме коэффициента общей платежеспособности намного ниже нормативных.

2.3 Состав и структура основных фондов Углегорской ТЭС

Информация для исследования состояния основных фондов взята из приложений Ж,З, результаты предоставлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Состав и структура основных фондов предприятия

Основные фонды	Базисный период	Отчетный период	Изменения
	На конец года, тыс. грн.	Удельный вес, %	На конец года, тыс. грн.	Удельный вес, %	В абсолютных величинах, тыс. грн.	В структуре, %	Темп роста, %
Здания, сооружения, передаточные устройства	1050180	50,67	1048925	50,6	-1255	-0,07	99,9
Машины и оборудование	1005909	48,6	1005715	48,6	-194	0	99,9
Транспортные средства	3745	0,18	3749	0,19	+4	+0,01	100,1
Инструменты и принадлежности	10470	0,5	11347	0,55	+874	+0,05	108,4
Многолетние насаждения	73	0,01	144	0,01	+71	0	197,3
Малоценные и быстроизнашивающиеся предметы	752	0,04	858	0,05	+106	+0,01	114,1
Всего	2071129	100,0	2070738	100,0	-391	0	99,9

Из таблицы 2.3 видно, что структура фондов отражает специфику производства и отрасли. Здания, сооружения и передаточные устройства занимают 50,6% всех основных фондов. В течении двух отчетных лет структура фондов практически не изменилась.

Наглядное изображение структуры основных фондов отражено на рисунке 2.5.

Определим соотношение активной и пассивной частей в составе основных фондов.

Базисный период:

- пассивная часть 1065220 / 2071129 * 100% = 51,4%,

- активная часть 1005909 / 2071129 * 100% = 48,6%.

Отчетный период:

- пассивная часть 1065023 / 2070738 * 100% = 51,4%,

- активная часть 1005715 / 2070738 * 100% = 48,6%.

Результаты расчетов сведены в таблице 2.4.

Таблица 2.4 - Соотношение активной и пассивной частей в структуре основных фондов

Показатели	Базисный период	Отчетный период	Абсолютное отклонение, тыс.грн	Темп роста, %
	тыс. грн.	%	тыс. грн.	%
Пассивная часть	1065220	51,4	1065023	51,4	-197	99,9
Активная часть	1005909	48,6	1005715	48,6	-194	99,9
Всего	2071129	100,0	2070738	100,0	-391	99,9

Доля активной части основных фондов в течении двух лет не изменилась и составляет 48,6%, соответственно и доля пассивной части не изменена - 51,4%.

Наглядное изображение соотношения активной и пассивной частей в структуре основных фондов отражено на рисунке 2.6.

2.4 Анализ состояния основных производственных фондов

Для анализа используются приложения З, И.

Таблица 2.5 - Движение основных фондов

Основные фонды, год	Остаток на начало года, тыс. грн.	Поступило за год, тыс. грн.	Выбыло за год, тыс. грн.	Остаток на конец года, тыс. грн.(гр.2+гр.3-гр.5)	Отклонение, тыс. грн.
		Всего, тыс. грн.	в т.ч. введенные, тыс. грн.	Всего, тыс. грн.	в т.ч. введенные, тыс. грн.
1	2	3	4	5	6	7	8
Базисный период	2074447	1345	1344	4663	3767	2071129	-3318
Отчетный период	2074248	1332	1280	4842	2586	2070738	-3510

Сопоставляя поступление и выбытие основных фондов, видно что выбытие больше и прослеживается тенденция к незначительному уменьшению стоимости основных фондов (около 0,2%) .

Для анализа движения основных фондов используют коэффициенты обновления и выбытия. Результаты расчетов сводим в таблицу.

Для определения коэффициента обновления используется формула 1.13, для определения коэффициента выбытия используется формула 1.14.

Базисный период:

- коэффициента обновления

1344тыс.грн. / 2071129тыс.грн. * 100% = 0,0649%,

- коэффициента выбытия

4663тыс.грн. / 2074447тыс.грн. * 100% = 0,225%.

Отчетный период:

- коэффициента обновления

1332тыс.грн. / 2070738тыс.грн. * 100% = 0,0643%,

- коэффициента выбытия

4842тыс.грн. / 2074248тыс.грн. * 100% = 0,234%.

Таблица 2.6 - Результаты расчетов

Показатели	Базисный период, %	Отчетный период, %	Отклонение (+, -), %
Коэффициент обновления (Кобн)	0,0649	0,0643	-0,0006
Коэффициент выбытия (Квыб)	0,225	0,234	+0,009

Эти показатели подтверждают то, что поступление и выбытие основных фондов незначительно. Коэффициент обновления незначительно, но снижается, в свою очередь коэффициент выбытия имеет небольшой прирост.

Другими обобщающими показателями, которые характеризуют техническое состояние фондов являются коэффициент износа и коэффициент годности.

Для расчета коэффициента износа используется формула 1.15, для расчета коэффициента годности используется формула 1.16.

Базисный период:

- коэффициент износа

775240тыс.грн. / 2071129тыс.грн. = 0,37 или 37%,

- коэффициент годности

(2071129тыс.грн. - 775240тыс.грн.) / 2071129тыс.грн. = 0,63 или 63%.

Отчетный период:

- коэффициент износа

839960тыс.грн. / 2070738 тыс.грн. = 0,41 или 41%,

- коэффициент годности

(2070738 тыс.грн. - 839960 тыс.грн.) / 2070738 тыс.грн. = 0,59 или 59%.

Таблица 2.7 - Результаты расчетов

Показатели	Базисный период, тыс. грн.	Отчетный период, тыс. грн.	Отклонение (+, -)
Основные фонды	2071129	2070738	-391
Износ	775240	839960	+64720
Коэффициент износа (Кизн)	0,37	0,41	+0,04
Коэффициент годности (Кгод)	0,63	0,59	-0,04

Из таблицы 2.7 видно, что коэффициент износа (составляет 40%) и коэффициент годности имеет низкий уровень, это в свою очередь способствует уменьшению количества выработанной энергии.

Наглядное отображение динамики состояния основных производственных фондов можно увидеть на рисунке 2.7.

2.5 Анализ использования основных фондов

Синтетическим показателем использования основных фондов является фондоотдача, другие показатели - фондоемкость, фондовооруженность.

Для расчета показателя фондоотдачи используется формула 1.17, для расчета показателя фондоемкость - 1.18, для расчета показателя фондовооруженность - 1.19.

Базовый период:

- фондоотдача

6,185 млн.МВт·ч / 1327,8млн.грн. = 0,0046 МВт·ч/грн.,

- фондоемкость

1327,8млн.грн / 6,185млн.МВт·ч = 214,6 грн./МВт·ч.,

- фондовооруженность

1327,8млн.грн / 3428чел. = 0,39млн.грн/чел.

Отчетный период:

- фондоотдача

5,673 млн.МВт·ч / 1230,77млн.грн. = 0,0045 МВт·ч/грн.,

- фондоемкость

1230,77млн.грн. / 5,673 млн.МВт·ч = 219,4 грн./МВт·ч.,

- фондовооруженность

1230,77млн.грн. / 3652 чел. = 0,34 млн.грн./чел.

Результаты расчетов сведем в таблицу 2.8.

Таблица 2.8 - Анализ использования основных фондов

Показатели	Единицы измерения	Базовый период	Отчетный период	Отклонение (+,-)
Выработка электроэнергии	млн.МВт·ч	6,185	5,673	-0,512
Среднегодовая стоимость основных фондов	млн. грн.	1327,8	1230,77	-97,03
Фондоотдача	МВт·ч/грн	0,0046	0,0045	-0,0001
Фондоемкость	грн/МВт·ч	214,6	219,4	+4,8
Среднеучетная численность работников	чел.	3428	3652	+224
Фондовооруженность	млн.грн/ чел.	0,39	0,34	-0,05

Видна небольшая динамика в сторону уменьшения показателей фондоотдачи и увеличение фондоемкости, хотя необходимо отметить, что в отчетном периоде фондоотдача уменьшилась за счет пропорционального уменьшения стоимости основных фондов. Повышение фондоотдачи может произойти в результате уменьшения стоимости основных фондов, или роста производительности.

Производственная мощность предприятия определяется максимально возможным годовым выпуском продукции при условии полного использования оборудования.

Календарный фонд времени (максимально возможный) - умножение количества календарных дней в отчетном периоде на 24 часа. Число календарных дней в отчетном периоде 365дней, таким образом, календарный фонд времени равен:

Фкаленд. = 365 * 24 = 8760 (машино-часов)

Таблица 2.9 - Данные о времени работы оборудования

Показатели	Выработанная электроэнергия, млн. МВтч	Фактическое время работы оборудования, Тфакт, тыс. ч.	Время резерва оборудования, Трез, тыс, ч.	Календарное время работы оборудования, Ткал, ч.	Мощность оборудования, Nуст, МВт
Базисный период 1 очередь	4,921	20,47	5,709	8760	1200
2 очередь	1,264	2,01	8,534	8760	2400
Станция	6,185	22,48	14,243	8760	3600
Отчетный период 1 очередь	4,835	20,11	5,317	8760	1200
2 очередь	0,838	1,43	14,799	8760	2400
Станция	5,673	21,56	20,116	8760	3600

Из таблицы 2.9 видно, что количество часов резерва 2 очереди с каждым годом увеличивается: в базисном году - 8,534 тыс. часов, в отчетном периоде показатель вырос до критической - 14,799 тыс. часов в год и это является основной причиной того, что количество выработанной электроэнергии 2 очередью уменьшается в два раза, в отчетном году количество выработанной электроэнергии составило 0,838 МВтч.

Наглядно данные о времени работы оборудования можно увидеть на рисунке 2.8.

Для характеристики доли использования производственной мощности на Углегорской ТЭС используют коэффициенты использования мощности и готовности.

Для расчета коэффициента использования применяется формула 1.21, для расчета коэффициента готовности - 1.22.

Базисный период:

- коэффициент готовности:

1 очередь: ((20470ч. + 5709ч.) / 1200 МВт·ч * 8760ч.) * 100% = 74,7%,

2 очередь: ((2010ч. + 8534ч. ) / 2400 МВт·ч * 8760ч.) * 100% = 40,1%,

по предприятию: ((22480ч. + 14243ч.) / 3600 МВт·ч) * 100% = 59,9%,

- коэффициент использования:

1 очередь: (4921000МВт·ч /(1200МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 46,8%,

2 очередь: (1264000 МВт·ч / (2400 МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 6,01%,

по предприятию: (6185000 МВт·ч / (3600 МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 19,6%.

Отчетный период:

- коэффициент готовности:

1 очередь: ((20110ч. + 5317ч.) / (1200 МВт·ч * 8760ч.) * 100% = 72,5%,

2 очередь: ((14300ч. + 14799ч.) / (2400 МВт·ч * 8760 ч.) * 100% = 61,7%,

по предприятию: ((21560ч. + 20116ч.) /(3600 МВт·ч * 8760ч.) * 100% = 67,9%,

- коэффициент использования:

1 очередь: (4835000 МВт·ч / (1200 МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 46%,

2 очередь: (838000 МВт·ч / (2400 МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 3%,

по предприятию: (5673000 МВт·ч / (3600 МВт·ч * 8760ч.)) * 100% = 17%.

Таблица 2.10 - Результаты расчетов использования производственных мощностей

Показатели	Базисный период	Отчетный период	Отклонение (+,-)
Коэффициент использования, %	1 очередь	46,8	46	-0,8
	2 очередь	6,01	3	-3,01
	По предприятию	19,6	17	-2,6
Коэффициент готовности, %	1 очередь	74,7	72,5	-2,2
	2 очередь	40,1	61,7	+21,6
	По предприятию	59,9	67,9	+8,0

Анализ таблицы 2.10 показал, что нагрузка газовых блоков 800 МВт уменьшилась на 3,01%. Это отрицательный показатель. На предприятии пытаются компенсировать большей нагрузкой угольных блоков.

Меньшее производство электроэнергии в отчетном году по сравнению с базисным на 512млн. кВтч обусловило снижение коэффициента использования установленной мощности. Как видно из таблицы 2.8 производство электроэнергии на мощных 800 МВт блоках составляет лишь:

в базисном периоде (1,264млн.МВтч / 6,185264млн.МВтч) * 100% = 20,4%

в отчетном периоде (0,838264млн.МВтч / 5,673264млн.МВтч) * 100% = 14,7%

Это говорит о простоях и не использовании большой части производственного потенциала.

Как видно из таблицы 2.10 нагрузка 1 очереди находится на высоком уровне, если брать во внимание состояние основных фондов. В базисный период нагрузка составила 74,4%, в отчетный период - 72,5%. Поскольку необходимо компенсировать простои через недостачу газоподобного топлива, блок №6 и 7 работает только в «осеннее-зимний» максимум обуславливает уменьшение коэффициента готовности по 2 очереди. Изменение мощности это негативная, но необходимая составляющая технологии производства электроэнергии, поскольку последняя поставляется конечному потребителю, не накапливаясь. Потребительная способность может колебаться в течение суток несколько раз. Ночью она наименьшая и составляет 60% от вечерней.

2.6 Факторный анализ фондоотдачи

Данные для проведения факторного анализа фондоотдачи приведены в таблице 2.11.

Таблица 2.11 - Данные о работе электростанции

Показатели	Базовый период	Отчетный период
1	2	3
Установленная мощность Nуст, МВт	3600	3600
Выработка электроэнергии Wвыр, тыс. МВтч	6185	5673
Продолжение таблицы 2.11
1	2	3
Расход энергии на собственные производственные нужды Wс.н., тыс. МВтч	222,7	215,6
Среднегодовая стоимость основных производственных фондов Фосн., тыс. грн.	1327800	1230770

Проведем расчет показателя фондоотдачи в стоимостном выражении.

Показатель фондоотдачи:

Базисный период:

(0,1226грн./кВтч * (6185*10⁶кВтч - 222,7*10⁶кВтч)) / (1327,8*10⁶ грн. ) = 0,55грн.

Отчетный период:

(0,1226грн./кВтч * (5673*10⁶кВтч - 215,6*10⁶кВтч)) / (1230,77*10⁶ грн.) = 0,54грн.

Показатели расчета сведены в таблицу 2.12.

Таблица 2.12 - Анализ использования основных фондов

Показатели	Формула расчета	Базисный период	Отчетный период	Абсолютное отклонение
Фондоотдача - в натуральном выражении, МВтч/грн.	Wвыр/Фосн	0,0046	0,0045	-0,0001
- в стоимостном выражении, грн.	(12,26(Wвыр - Wс.н.))/(Фосн*100)	0,55	0,54	-0,01

Просчитаем влияние факторов на изменение фондоотдачи: изменение выработки электроэнергии, расхода электроэнергии на собственные нужды, среднегодовой стоимости основных производственных фондов.

При анализе используем метод «цепных подстановок», применяя формулу 1.20. Модель метода расчета приведена в первом разделе.

Первый расчет.

Все показатели базовые

(0,1226коп./кВтч * (6185*10⁶ кВтч - 222,7*10⁶ кВтч)) / (1327,8*10⁶ грн.) = 0,55грн.

Второй расчет.

Выработка электроэнергии отчетная, остальные показатели базовые.

(0,1226коп./кВтч * (5673*10⁶ кВтч - 204,3^**10⁶ кВтч )) / (1327,8*10⁶грн. ) = 0,51грн.

Третий расчет.

Выработка электроэнергии и расходы электроэнергии на собственные нужды - отчетная, среднегодовая стоимость основных фондов - базовая

(0,122610⁶ кВтч * (5673*10⁶ кВтч - 215,6*10⁶ кВтч)) / (1327,8) = 0,50грн.

Четвертый расчет.

Все показатели отчетные.

(0,1226*10⁶ кВтч * (5673*10⁶ кВтч - 215,6*10⁶ кВтч)) / (1230,77*10⁶ грн.) = 0,54грн.

Определяем влияние факторов на изменение коэффициента фондоотдачи:

изменение выработки электроэнергии

0,51 грн. - 0,55 грн. = - 0,04грн.

изменение расходов электроэнергии на собственные нужды 0,50 грн. - 0,51 грн. = - 0,01грн.

изменение среднегодовой стоимости основных производственных фондов

0,54 грн. - 0,50 грн. = + 0,04

Общее отклонение:

0,54 грн. - 0,55 грн. = - 0,01грн.

или - 0,04 грн. - 0,01 грн. + 0,04 грн. = - 0,01грн.

*Wбаз.с.н. = Wфакт.выр* (Wбаз. с.н./Wбаз. выр), (2.1)

Из приведенных расчетов видно, что наибольшее влияние на изменение коэффициента фондоотдачи оказала выработка электроэнергии, значение которой, однако, обычно бывает вызвано внешними причинами по отношению к электростанции, а именно изменением нагрузки. Два других фактора (расход энергии на собственные нужды и стоимость фондов) относятся к внутренним причинам.

Таким образом, во втором разделе приведена краткая характеристика Углегорской ТЭС, установленная мощность которой составляет 3600МВт., приведены основные этапы ее строительства, и ее основные сооружения.

Приведена характеристика основных технико-экономических показателей. На протяжении изучаемого периода виден спад в выработке электроэнергии с 6185,9 млн. кВтч в базисном году до 5673,8 млн. кВтч - в отчетном. Таким образом, произошло снижение выработки электроэнергии на 512,1 млн. кВтч. Предприятие пытается компенсировать уменьшение выработки электроэнергии большим производством тепловой энергии, увеличив ее отпуск с 111,4 тыс. Гкал. до 135,9 тыс. Гкал. (что составило 24,5 тыс. Гкал.), но тарифы на электроэнергию растут с 11,94 коп./кВтч до 12,26 коп./кВтч (+0,32 коп./кВтч), а тарифы на реализацию теплоэнергии снижаются с 42,14 грн./Гкал до 36,7 грн./Гкал (-5,44 грн./Гкал) и в итоге предприятие имеет лишь незначительный прирост чистой выручки от реализации продукции с 3147 тыс. грн. до 3240 тыс. грн. (93 тыс. грн.).

Предприятие смогло уменьшить топливную составляющую себестоимости с 71% до 69%.

Отмечена положительная динамика показателей ликвидности и платежеспособности. Коэффициент абсолютной ликвидности вырос с 0,0008 до 0,00037, коэффициент быстрой ликвидности вырос с 0,07 до 0,074, коэффициент текущей ликвидности с 0,39 до 0,42, коэффициент общей платежеспособности с 5,36 до 5,43. Однако, в целом виден кризис ликвидности.

Отмечены особенности основных фондов электроэнергетики.

Изучена структура основных фондов. В течении двух отчетных лет структура фондов практически неизменна. и является удовлетворительной. Доля активной части основных фондов в течение двух лет не изменилась и составляет 48,6 процентов, доля пассивной части - 51,4 процента.

Проведен анализ состояния основных фондов и определено, что поступление и выбытие основных фондов незначительно. Коэффициент износа изменяется с 0,37 до 0,41, коэффициент годности с 0,63 до 0,59.

Проведен анализ использования основных фондов. Нагрузка газовых блоков 800 МВт уменьшилась на 3,01%. Это отрицательный показатель. На предприятии пытаются компенсировать большей нагрузкой угольных блоков.

Меньшее производство электроэнергии в отчетном году по сравнению с базисным на 512млн. кВтч обусловило снижение коэффициента использования установленной мощности. Производство электроэнергии на мощных 800 МВт блоках составляет лишь

в базисном периоде (1,264 млн.МВтч / 6,185млн.МВтч) * 100% = 20.4%

в отчетном периоде (0,838 млн.МВтч / 5,673млн.МВтч) * 100% = 14,7%

Это говорит о простоях и не использовании большой части производственного потенциала.

Коэффициент фондоотдачи в стоимостном выражении снизился с 0,55грн. до 0,54грн. Наибольшее влияние на изменение коэффициента фондоотдачи оказала снижение выработки электроэнергии и изменение среднегодовой стоимости основных производственных фондов.

3. Пути развития энергетики и совершенствования использования основных фондов на предприятии

3.1 Повышение эффективности энергоиспользования

Анализ показывает, что основным потребителем энергоресурсов в большинстве областей Украины является население. Так, например, по Харьковской области потребление им электрической энергии (с учетом сверхнормативных потерь) достигает трети общего объема потребления, а газа, тепловой энергии и воды - 80 процентов. В то же время в жилищном секторе энергоресурсы используются крайне нерационально, с большими потерями. По оценке большинства энергокомпаний, оплата населением использованной электроэнергии не превышает 50 - 60 процентов, воды и тепловой энергии еще ниже (до 30процентов).

К основным недостаткам существующего механизма расчетов с населением относятся:

- использование заведомо неприемлемых тарифов, что делает оплату коммунальных услуг непосильной для потребителей с низкими доходами;

- переход на индивидуальные расчеты и связанное с этим снижение контроля за потреблением энергоресурсов (включая их хищение), при практически полном отсутствии правовых оснований и технической возможности отключения неплательщиков.

Улучшить ситуацию помог бы переход на расчет за общедомовое потребление с передачей владельцу жилого дома прав контроля над энергопотреблением, и сбором платежей. Речь идет о расчете непосредственно с домовыми комитетами (для обществ совладельцев многоквартирных домов) и ЖЭКами как юридическими лицами. Механизм заключается в том, что при расчетах энергопоставщиков с домовладельцем, будут действовать тарифы на все виды энергоносителей (а также на водоснабжение, канализацию и другие коммунальные услуги), снижение против существующих на 20-25процентов, и одновременно снижаются на 10процентов при расчетах с домовладельцем индивидуальные тарифы для жильцов данного дома. Благодаря разнице в тарифах такая схема позволила бы домовладельцу обеспечить расчеты с энергопоставщиками; иначе говоря, создание «финансового буфера» позволит компенсировать неплатежи (задержку платежей) отдельными жильцами дома, а остаток средств направлять на его содержание. Чтобы исключить рост налогообложения, платежи населения и сумма, остающаяся в распоряжении жилищной организации, должны рассматриваться как общепаевые финансовые средства, образованные на добровольной основе жильцами дома. С переходом на общедомовой расчет можно одновременно решить и задачу содержания жилищного фонда: поскольку больщая часть средств, остающихся в распоряжении жилищной организации, будет направляется на содержание дома, то, в конечном итоге, выиграют все жильцы.

Анализ энергоиспользования в промышленности показывает что если в начале 90-х годов удельные затраты энергоносителей в себестоимости товарной продукции превышали уровень технически развитых стран в 2-4раза, то сегодня это превышение достигло 8-10раз. Главные недостатки существующего механизма расчетов с субъектами хозяйствования за потребленные энергоносители таковы:

- неконтролируемый спрос, обусловленный желанием потребителя, а не реальной потребностью, которая опирается на нормы удельных энергозатрат;

- условия ценообразования, когда все затраты на энергоносители, в конечном итоге, относятся на стоимость продукции (услуг), то есть нерациональное энергопотребление способно приносить дополнительную прибыль;

- отсутствие законодательных и нормативных льгот, обеспечивающих экономическую заинтересованность потребителей в повышении эффективности энергопотребления и частичную компенсацию затрат, связанных с финансированием данных мер.

Предлагается ввести для товаропроизводителей два вида удельных норм энергопотребления - фактические и расчетные, чтобы путем ежегодного снижения первых заставить предприятие постепенно приблизиться к уровню вторых. Для повышения заинтересованности предприятий в росте энергоэффективности целесообразно ввести лимитирование энергопотребления.

Поскольку одним из препятствий на пути энергосберегающих мер является отсутствие необходимых оборотных средств, такое финансирование можно осуществить из сумм, накапливаемых на счетах специальных целевых фондов. Формировать локальный фонд энергосбережения должно само предприятие, отчисляя в него часть оборотных средств (часть реализованного дохода). Данные отчисления, учитывая их целевое использование, не должны рассматриваться как прибыль и облагаться налогом. Это нормативно оформленное разрешение позволит предприятиям накапливать средства для финансирования энергосберегающих проектов, а государству - осуществлять контроль за целевым использованием фондов.

Вторым источником пополнения фондов было бы повышенная плата за нерациональное энергопотребление, начисляемая инспекциями по энергосбережению. Причем, ввиду необходимости направлять эти средства, в первую очередь, на повышение энергоэффективности самого предприятия и устранение выявленных недостатков, отчисляемых в локальный фонд, сумма должна составлять не менее 75процентов от суммы начислений.

Кабинет Министров Украины должен делегировать областям полномочия Госкомэнергосбережения Украины. В их числе:

- обследование практики энергоиспользования, разработка и утверждения норм энергозатрат для всех предприятий на территории области;

- лимитирование на основании норм энергопотребления;

- применение административных и финансовых санкций за превышение лимитов энергопотребления и нерациональное использование энергетических ресурсов;

- создание экономических механизмов, которые стимулируют проведение потребителями энергосберегающих мероприятий [10, с.34].

3.2 Пути улучшения использования основных фондов в энергетике

Повышение степени использования основных фондов и, прежде всего их активной части, в энергетике имеет большое экономическое значение. В частности, улучшение использования основных фондов электрических станций дает возможность выработать большее количество энергии без дополнительных затрат в новое строительство.

Для улучшения использования основных фондов энергетических предприятий большое значение имеют не только хорошие показатели эксплуатации и ремонта, но и качество заводского изготовления оборудования, строительно-монтажных работ и проектных обоснований. Так, неправильный выбор на расчетный период мощности энергогенерирующего оборудования в итоге приводит к его недогрузке или перегрузке.

Улучшение использования основных производственных фондов в энергетике достигается на основе:

- правильного определения при проектировании мощности энергопредприятия и его основного оборудования;

- повышения качества изготовления и монтажа оборудования;

- улучшения качества и сокращения времени ремонтов оборудования;

- улучшения готовности оборудования к несению нагрузки;

- рациональной с точки зрения экономических показателей работы энергосистемы в целом;

- повышения числа часов использования установленной мощности электростанций, увеличение максимума нагрузки линий электропередачи и теплопроводов.

3.3 Экономическое обоснование газово-турбинных надстроек (ГТН) и расчет их эффективности

Исследуем и просчитаем одно из средств повышения эффективности производственной деятельности Углегорской ТЭС.

Для того чтобы приступить к экономическому обоснованию ГТН, необходимо сначала сжато описать принцип работы блока 800 МВт. Питательная вода подается в котел, где при помощи газовых горелок она подогревается до очень высокой температуры и превращается в пар. Потом разогретый пар подается на лопасти турбины и вращает ее. На одном вале с турбиной установлен генератор, который, вращается вместе с ротором турбины и вырабатывает электроэнергию. После турбины пар подается в конденсатор, где он превращается в конденсат (воду). С помощью конденсатных насосов и питательных турбонасосов вода, пройдя через подогреватель, снова подается в котел. Процесс повторяется, образовывая замкнутый цикл.

Для расчета производственной мощности для производства электроэнергии в год необходимо знать количество установленных турбин, временную производительность турбин МВт, фактическое время работы турбин в году. Для расчета фактического времени работы турбин в году учитываются капремонты и текущие ремонты, простой, а также сезонный режим функционирования турбоагрегатов.

Перейдем к экономическому обоснованию ГТН и определим себестоимость 1МВт электроэнергии после их внедрения. Для этого пересчитаем смету по статьям затрат.

1) Амортизация.

Расчеты проводятся для идеального положения дел, когда работают все три блока 800 МВт, время текущих простоев и капремонтов не превышает запланированное. Сроки проведения ремонтов берем из Отраслевого руководящего документа (ОРД).

Таблица 3.1 - Расчет времени работы турбины

Показатели	Начальный вариант	Проектный вариант
Календарное время, сутки	365	365	_Режим работы	Бесперебойный	Бесперебойный__Капремонт, сутки_0_0_
Текущий ремонт, сутки	35	35
Номинальное время, сутки.	330	330
Номинальное время, ч.	7920	7920
Текущие простой, %	5	3
Текущие простой, ч.	396	237
Фактическое время, ч.	7524	7683

Расчет проводим при условии, что в первый год не проводится текущий ремонт.

Производственную мощность в году рассчитаем по формуле:

Pгод.=n*Пчас*Тф,МВт, (3.1)

где n - количество турбин, шт.

Пчас - часовая производительность турбины, МВтч,

Тф - фактическое время работы турбины, ч.

Для начального варианта:

Pгод. (без ГТН) = 3 шт. *800МВтч*7524ч=18057600 МВт.

Новая производственная мощность:

Pгтн = 3шт.*180МВтч = 540 МВт/ч.,

Pгод.проектн.=(3штю*800МВтч + Pгтн ) *7683ч = (2400МВт +540МВт )* 7683ч = 22588020 МВт.

В соответствии с расчетами института теплофизики НАН Украины установление газово-турбинных надстроек на трех блоках 800МВт и пусковые наладочные работы стоят 689000тыс. грн., из которых стоимость самой надстройки 420000тыс. грн.

Рассчитаем амортизацию на единицу продукции по формуле:

Анорм = (СтОФ·На)/Pn , (3.2)

где Ст ОФ - стоимость основных фондов, грн.;

На - норма амортизации, %;

Pn- количество выработанной энергии, МВтч.

После реконструкции стоимость основных фондов увеличится на 420000тыс. грн.

Следует определить на сколько возрастут амортизационные отчисления через увеличение стоимости основных фондов. Надо заметить, что факт увеличения стоимости амортизационных отчислений нельзя рассматривать как отрицательный фактор, поскольку ускоренная амортизация - это более скорое возвращение вложенных денег и возможность предприятия сформировать собственный фонд амортизационных отчислений.

Увеличения стоимости основных фондов привело к увеличению амортизационных отчислений после внедрения ГТН.

Таблица 3.2 - Расчет амортизационных отчислений до и после установления газово-турбинной надстройки

Группы основных фондов	Стоимость ОФ, тыс. грн.	Норма амортизации, %	Количество произведенной продукции, МВт/ч	Стоимость амортотчислений, грн./МВт
	До ГТН	С ГТН		До ГТН	С ГТН	До ГТН	С ГТН
Здания, сооружения и передаточные устройства	1048925	1048925	1,25	18057600	22588020	0,72	0,58
Машины и оборудования	1005715	1425715	6,25	18057600	22588020	3,48	3,94
Другие ОФ	16098	16098	3,75	18057600	22588020	0,034	0,027
Итого		4,23	4,54

2) Оплата труда.

При условии внедрения газово-турбинных надстроек увеличится штат работников и годовой фонд заработной платы. До установки ГТН годовой фонд заработной платы составляет 676424,8 грн. После внедрения ГТН на работу дополнительно были приняты:

машинисты ГТН - 16 человек,

обходчиков ГТН - 17 человек,

что привело к увеличению годового фонда заработной платы на 89400,96 грн. А всего получилось 860545,64 грн. = 860,54 тыс. грн.

В штатном расписании включена возможность подмены, то есть приведенное количество работников уже учитывает корректирующий коэффициент подмены. На основе этих данных рассчитаем фонд дополнительной заработной платы.

Фонд дополнительной зарплаты состоит из оплаты отпусков, оплаты за выслугу лет, отчислений по безработице, отчислений к фонду обязательного социального страхования.

В соответствии с коллективным договором между ГАЭК "Центрэнерго" и работниками Углегорской ТЭС каждый работник получает к отпуску месячную заработную плату и должностной оклад [5, с.16], по отраслевой инструкции "О порядке расчета выплат работникам за безостановочный стаж в энергетике" оплата за выслугу лет составляет 10 процентов от годового фонда заработной платы [1, с 28]. Соответственно статье 3 Закона Украины "О размере взносов на некоторые виды общеобязательного государственного социального страхования" № 39 от 22.05.2001 отчисления к фонду обязательного социального страхования составляют 0,5 процентов от годового фонда заработной платы работников. Соответственно постановлению Верховной рады Украины "О внесении изменений в Закон Украины "Про общеобязательное государственное социальное страхование на случай безработицы" № 1386-VІ от 11 декабря 2001 года отчисления по безработице по состоянию на 11.12.2001 года составляли 37,96 процентов от годового фонда заработной платы.

Затраты на оплату труда состоят из годового фонда заработной платы, оплаты отпусков, оплаты за выслугу лет, отчислений к фонду безработицы. Затраты на социальное страхование составляют в энергетике отдельную статью в калькуляции себестоимости.

Сумма отпускных за год составит:

без ГТН - 104,06 тыс. грн.,

с ГТН - 132,51 тыс. грн.

Таблица 3.3 - Расчет затрат на оплату труда и отчислений на социальные мероприятия

	Фонд основной заработной платы, грн.	Оплата отпускных, грн.	Плата за выслугу лет, грн. 10%	Фонд безработицы, грн.0,5%	Затраты на оплату труда, грн.	Соц. мероприятия, грн.37,96%
Без ГТН	676424,8	104069,2	67642,48	3382,12	851521,6	323237,7
С ГТН	860545,64	132515,4	86054,54	4302,72	1083418	411265,4

Теперь рассчитаем затраты на оплату работы и затраты на социальные мероприятия в расчете на 1 МВт/ч электрической энергии.

3) Отчисления на соцмероприятия.

Далее следует подсчитать общие затраты на оплату труда и на социальные мероприятия, расчет проводим на основе предыдущих таблиц.

Таблица 3.4 - Расчет затрат на оплату работы и на социальные мероприятия на 1МВт/ч.

	Затраты на оплату труда, грн.	Отчисления на соцмероприятия,грн. 37,96%	Выработка энергии, МВт/ч	Затраты на оплату труда, на 1МВт, грн./МВт	Отчисления на соцмероприятия на 1 МВт, грн./МВт
Без ГТН	851521,6	323237,7	18057600	0,047	0,017
С ГТН	1083418	411265,4	22588020	0,047	0,018

Как видим, расчет доказывает, что после внедрения ГТН рост затраты на оплату труда оправдываются дополнительной выработкой энергии.

4) Топливо.

Весомая статья в себестоимости электрической энергии это топливная составляющая.

При мощности 800МВт/ч затраты газа составляют 197тыс м³/ч, на один блок, после внедрения ГТН мощность составляет 980 МВт, поскольку рассчитывается ГТН мощностью 180Мвт.

Цена 1000м³ топлива (газа) составляет 317,76грн.

Повышение эффективности (экономичности) топлива рассчитаем в таблице 3.5.

Таблица 3.5 - Расчет затрат на топливо

	Затраты газа на 1 блок, м3/ч	Количество оборудования, шт.	Фактический фонд,ч	Цена, грн/м3	Стоимость газа в год, млн. МВт/ч	Мощность, тыс.МВт/ч	Стоимость на 1 МВт/ч грн.
До ГТН	197000	3	7524	0,317	1409,598	18057,6	78,06
С ГТН	230456	3	7683	0,317	1683,834	22588,02	74,5

Основная составляющая себестоимости электрической энергии - топливо уменьшилась с 78,06 грн/МВт до 74,5грн/МВт. Это еще раз доказывает эффективность внедрения газово-турбинных надстроек.

5) Затраты на техническую воду.

Повышению экономичности будет способствовать незначительное увеличение затрат технической воды на технологические потребности.

Один м³ технической воды стоит 0,52 грн.

Технологические потребности включают: пополнение теплосети, восполнение затрат конденсата и пара, годовые затраты на собственные потребности. Затраты воды на технологические потребности рассчитываем по формуле:

Qп = (qпотреб.*Фкаленд.) / Рпот., м³ [11,с.101]

(3.3)

где qпотреб. - среднии затраты воды на технологические потребности (м³/ ч);

Фкаленд. - календарный фонд работы оборудования,ч;

Рпот. - рабочая мощность,тыс.МВтч [11, с. 88].

Расчет проводим по состоянию оборудования, которое отвечает понятию нормативного согласно правилам технической эксплуатации.

Таблица 3.6 Расчет технологических затрат воды

Технологические нужды	Количество единиц оборудования, шт.	Затраты воды, м3	Календарный фонд, ч.	Мощность, тыс. МВтч	Затраты воды на 1 МВт, м3
				Без ГТН	С ГТН	Без ГТН	С ГТН
Пополнение теплосети	3	300	8760	18057,6	22588,02	0,44	0,34
Пополнение затрат пара	3	200	8760	18057,5	22588,02	0,29	0,23
Собственные нужды	3	150	8760	18057,6	22588.02	0,22	0,17
Итого		0,95	0,74

Тогда затраты воды на технологические потребности:

Без ГТУ Звод = 0,95*0,52 = 0,49 грн/МВт

С ГТУ Звод = 0,74*0,52 = 0,38 грн/МВт

6) Затраты на ремонт

Уменьшению себестоимости электрической энергии будет способствовать уменьшение затрат на ремонт.

Затраты на ремонт составили 32890000 грн.

Произведем расчет затрат на ремонт на 1МВт электроэнергии

До ГТН 32890000грн. / 18057600МВт = 1,82 грн./МВт

Согласно расчетам Института теплофизики после введения ГТН уменьшатся затраты на ремонт газовых блоков на 12,7% (4177030грн) [11, с. 121].

После ГТН (32890000-4177030)грн. / 22588020 МВт = 1,27 грн/МВт.

7) Материалы.

Уменьшению себестоимости электрической энергии будет способствовать уменьшения затрат на материалы.

Затраты на материалы составили 35790000 грн.

До ГТН 35790000грн. / 18057600 МВтч = 1,98 грн. /МВт.

После ГТН 35790000грн. / 22588020МВтч = 1,58 грн./ МВт

8) Экологические сборы.

Уменьшению себестоимости электрической энергии будет способствовать уменьшение сборов за загрязнение окружающей среды.

Экологические сборы составляют 17777000грн.

До ГТН 17777000грн. / 18057600МВт = 0,98 грн / МВт.

Согласно расчетам Института теплофизики выбросы оксидов после введения ГТН уменьшаются на 7% (1244000 грн.), [11, с. 129].

С ГТН (17777000 - 1244000)грн. /22588020МВт = 0,73 грн/МВт.

Результаты расчетов сведены в таблице:

Таблица 3.7 - Смета себестоимости 1 МВт электроэнергии

Статьи затрат	Исходный вариант	Проектный вариант
Амортизация, грн./МВт	4,23	4,54
Оплата труда, грн./МВт	0,047	0,048
Отчисления на соцмероприятия, грн./МВт	0,017	0,018
Топливо, грн./МВт	78,06	74,5
Затраты на техническую воду, грн./МВт	0,49	0,38
Затраты на ремонт, грн./МВт	1,82	1,27
Материалы, грн./МВт	1,98	1,58
Экологические сборы, грн./МВт	0,98	0,73
Всего	87,.62	83,06

Как видно по результату расчетов себестоимость 1МВт электроэнергии при идеальном состоянии оборудования снижается с 87,62грн./МВт до 83,06 грн./МВт.

Проведем исследование того, как влияет уменьшение себестоимости на повышение эффективности производственной деятельности Углегорской ТЭС.

Повышению эффективности производственной деятельности Углегорской ТЭС способствует:

- снижение себестоимости продукции;

- абсолютный рост объемов производства;

- рост производительности труда с использованием новых, усовершенствованных средств труда;

- прирост прибыли.

Первый вид эффекта - снижение себестоимости. В соответствии с расчетами себестоимость 1 МВт энергии, выработанной блоком 800 МВт с газотурбинной надстройкой, составляет 83,06 грн, тогда как себестоимость энергии до внедрения ГТН составляла 87,62 грн./МВт. То есть за счет внедрения ГТН снижение себестоимости 1МВт электроэнергии будет равняться 4,56 грн за каждый МВт выработанной энергии.

Срок окупаемости проекта.

Ток = К / ( (С - С1)*Р1), (3.3)

где К - необходимые капитальные вложения,грн.;

С и С1 - себестоимость 1МВт энергии до и после внедрения ГТН, грн./МВтч;

Р1 - количество выработанной энергии после внедрения ГТН, МВтч.

Ток = 689 000000грн. / ((87,62 грн./МВтч - 83,06грн./МВтч) * 22588020 МВтч ) = 6,68 лет.

То есть через срок, который равняется 6,68 годам, данный проект полностью окупится и начнет приносить прибыль.

Рост производительности труда рассчитаем в таблице.

Таблица 3.8 - Расчет повышения производительности труда

	Количество энергии, тыс. МВт/ч	Количество работников, человек	Продуктивность труда, МВт/чел.	Трудоемкость труда, чел./МВт
До ГТН	18057,6	3728	4843,78	0,0002
С ГТН	22588,02	3762	6004,26	0,0001

Производительность работы рабочих выросла на 1160,48 МВт/чел.

Годовой экономический эффект рассчитывается как произведение величины снижения себестоимости единицы продукции и проектного объема ее выпуска:

ГЭЭ = (С - С1) * Р1, (3.4)

где С и С1 - себестоимость до и после нововведения, грн./МВтч;

Р1 - количество выработанной энергии в год после внедрения ГТН, МВтч.

ГЭЭ = (87,62 грн./МВтч - 83 ,06 грн./МВтч) * 22588020МВтч = 103001371 грн.

Прирост валовой прибыли:

ДП = (Ц1 - С1) * Р1 - (Ц - С) * Р, (3.5)

где Ц и Ц1 - цена за единицу продукции до и после нововведения, грн. МВт/ч.,

С и С1 - себестоимость электрической энергии, грн. МВт/ч.,

Р и Р1 - количество выработанной энергии, МВт/ч.

В нашем случае Ц1 = Ц потому, что тариф на реализацию электроэнергии не зависит от ее себестоимости на конкретной электростанции, а устанавливается Национальной комиссией регулирования энергетики (НКРЭ), и составляет 88,9 грн. МВт/ч.

Таким образом,

ДП = ((88,9 грн./МВтч - 83,06 грн./МВтч) * 22588020МВт) - ((88,9 грн./МВтч -87,62 грн./МВтч ) * 18057600МВт) = 108800309 грн.