Топливно-энергетический комплекс

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Понятие о топливно-энергетическом комплексе страны

ТЭК страны вкл. в себя несколько систем.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

2. Классификация и структура ОФ. Показатели их использования

В процессе производства осуществляется взаимодействие рабочей силы и средств производства. Средства производства - это совокупность средств труда (производственные здания, сооружения, оборудование и др.), с помощью которых человек воздействует на предметы труда (сырье, материалы и др.). Средства производства, или производственные фонды, промышленных предприятий состоят из основных и оборотных фондов, причем вещественным содержанием основных производственных фондов являются средства труда, а оборотных фондов - предметы труда.

Основные фонды подразделяются на производственные и непроизводственные фонды.

К основным непроизводственным фондам относятся: жилые здания, клубы, детские учреждения и другие объекты, предназначенные для удовлетворения личных и культурно-бытовых нужд человека.

Основные производственные фонды (т.е. средства труда) функционируют в течение длительного времени, участвуют во многих производственных циклах. При этом они сохраняют свою натуральную форму и по мере износа частично переносят свою стоимость на стоимость производимой продукции. ОПФ неоднородны по составу. В зависимости от своего целевого назначения они делятся на следующие группы: здания; сооружения; передаточные устройства; силовые машины и оборудование; рабочие машины и оборудование; транспортные средства; измерительные и регулирующие приборы и устройства, не установленные непосредственно на машинах и агрегатах; вычислительная техника; инструмент; производственный и хозяйственный инвентарь.

Данная структура ОФ является типовой для всех отраслей промышленности, в том числе и для электроэнергетики, которая в то же время имеет свои особенности. К сооружениям в электроэнергетике относятся дымовые трубы, градирни, брызгальные бассейны, плотины ГЭС, железнодорожные пути внутристанционного транспорта и др. Передаточные устройства - это линии электропередачи, системы топливоподачи на электростанциях; силовые машины и оборудование - турбины, генераторы, котлы и др.; рабочие машины и оборудование - дробилки, мельницы, с помощью которых изменяются форма, состояние и свойства предметов труда.

ОФ классифицируются также в зависимости от роли в производственном процессе. При этом они делятся на две части: активную и пассивную. К активной относятся машины и оборудование, передаточные устройства, приборы и инструменты, вычислительная техника и др. элементы, непосредственно участвующие в производственном процессе и влияющие на производственную мощность предприятия и объем выпускаемой продукции. Пассивную часть составляют здания, сооружения, инвентарь и др. средства, косвенно воздействующие на производимую продукцию.

Особенностью структуры ОФ электроэнергетики является наличие наибольшей доли машин, оборудования и передаточных устройств, причем в составе машин и оборудования превалирует силовое оборудование.

Важнейшей характеристикой использования ОПФ является производственная мощность предприятия. Производственная мощность в электроэнергетике определяется величиной установленной мощности блока, электростанции и ЭЭС в целом.

Оценка использования производственной мощности ОПФ производится по времени (степень экстенсивности использования) и по загрузке (степень интенсивности использования).

Коэффициент экстенсивности использования установленной мощности отдельного блока или агрегата

Кэ = Тр/Тк

где: Тр - время работы агрегата за календарное время Тк.

Для электростанции при одинаковой установленной мощности каждого из ее блоков этот коэффициент составит:

Если же на электростанции установлены блоки разной мощности, то:

Другим показателем является коэффициент интенсивного использования оборудования, который для энергоблока можно определить из выражения:

где: hу - число часов использования установленной мощности.

Для электростанции в целом будем иметь:

где: n - число блоков.

На основе показателей использования оборудования по времени и мощности рассчитывается интегральный показатель - общий коэффициент использования, который определяется отношением фактической выработки электроэнергии к потенциально возможной за календарное время Тк. Для одного блока он равен:

Данный показатель характеризует общий уровень использования оборудования как по времени, так и по производительности.

Степень использования ОФ характеризуется также таким показателем, как фондоотдача, выражающая объем выпуска продукции (валовой, товарной или реализованной) на 1р. среднегодовой стоимости фондов. Для КЭС, вырабатывающей только электроэнергию, она исчисляется по товарной продукции:

Это выражение можно преобразовать к следующему виду:

где: kу - удельная стоимость ОФ;Цээ - цена 1 кВтч электроэнергии; hу - число часов использования установленной мощности.

Показатель Кфе, обратный фондоотдаче, называется фондоемкостью (Кфе = 1/Кфо). Электроэнергетика - наиболее фондоемкая отрасль промышленности.

Важным показателем использования ОФ является рентабельность, равная отношению прибыли к стоимости ОФ:

где: Сээ - себестоимость 1 кВтч в энергосистеме.

Показатель рентабельности в электроэнергетике снижается. Это объясняется возрастанием удельной стоимости ОФ, увеличением себестоимости производства энергии вследствие повышения цен на топливо и неизменными тарифами на энергию в течение многих лет. На снижение рентабельности оказывало также влияние разуплотнение графиков электрической нагрузки.

3. Физический и моральный износ ОсФ.

Основные фонды в процессе производства подвергаются постепенному износу. Различают два вида износа: физический и моральный. Энергетическое оборудование работает при больших нагрузках, больших скоростях, давлениях, высоких температурах, частично на открытом воздухе и зачастую в агрессивных средах, что способствует физическому износу разного характера: механическому, термическому, коррозионному, усталостному и др. Физический износ - это материальный износ оборудования, машин и др в процессе их эксплуатации.

Физический износ может иметь место не только при производственном использовании ОПФ, но и при их бездействии, под влиянием внешних факторов. Чем продолжительнее бездействие и хуже консервация, тем больше износ. При работе ОПФ их износ возрастает с увеличением нагрузки, при недостаточно квалифицированном обслуживании, плохих внешних условиях, низком качестве изготовления, сырья и топлива. Физический износ происходит неравномерно. Некоторые детали и узлы изнашиваются быстрее, другие -- медленнее. Изношенные части заменяются при ремонтах. Качественный ремонт и высокий уровень культуры эксплуатации ОПФ удлиняют физический срок их службы.

Моральный износ обусловлен экономической невыгодностью дальнейшей эксплуатации объекта, хотя физически и технически объект пригоден к работе. Моральный износ может наступить до физического износа. Моральный износ: 1) уменьшение стоимости воспроизводства ОсФ вследствие НТП; 2) появление более эффективных средств труда, делающих невыгодной дальнейшую эксплуатацию объекта.

Износ приводит к выходу из строя ОФ. Чтобы заменить изношенные ОФ новыми, необходимо возместить их стоимость, что осуществляется посредством амортизации.

4. Амортизация ОсФ

Постепенный перенос стоимости ОПФ на производимую продукцию для частичного и полного их воспроизводства называется амортизацией. В денежной форме этот перенос производится путем ежегодных отчислений в течение всего амортизационного периода определенной доли среднегодовой балансовой стоимости ОПФ, называемой амортизационными отчислениями. Амортизационный период, или нормативный срок службы Тсл , -- это принятый для каждого вида ОПФ срок, в течение которого за счет амортизационных отчислений накапливается сумма, обеспечивающая выполнение капитального ремонта и модернизацию ОПФ, а также их полное восстановление. Общая сумма амортизационных отчислений за год равна

Сам=(Фос п - Фос л)/Тсл

Зная величину Сам , можно найти размер ежегодных амортизационных отчислений:

Рам=Сам/Фосс *100%

Средняя величина амортизационных отчислений по энергопредприятию в целом

Рам ср =?Рамi*Ь i

где n -- количество элементов ОПФ предприятия; Рам i -- норма амортизации для i-гo элемента; Ьi -доля i-го элемента в общей среднегодовой стоимости ОПФ. Раньше АО включали 2 составляющие: реновационные отчисления - предназначены для восстановления по истечении срока службы; отчисления на капремонт - для проведения капремонтов оборудования. На практике исп-т ускоренную ам-ю, за основу берут не физический срок службы, а срок службы гораздо меньший, определяемый сроком морального износа.

5.Виды стоимости ОсФ

С момента создания новых ОПФ и в ходе дальнейшего использования их стоимость претерпевает ряд изменений. Под первоначальной стоимостью ОПФ (Фос п) понимаются первоначальные затраты на их создание в действовавших в то время ценах. В процессе использования ОПФ изнашиваются, и для оценки их стоимости с учетом износа применяется остаточная стоимость ОПФ (Фос ост) . Кроме того, различают ликвидную стоимость ОПФ (Фос л), равную сумме, которая может быть получена от реализации ОПФ по окончании срока их службы. Ликвидная стоимость оборудования в основном равна стоимости лома. Иногда удается использовать отдельные части и узлы и получить за них плату с учетом стоимости демонтажа. Величина Фос ост для любого года t с момента ввода в эксплуатацию может быть определена (без учета капитального ремонта и модернизации) при равномерном износе по выражению: Фос ост t=(Фосп-Фосл)*(1-t/100)+Фосл

Стоимость изношенной части ОПФ:

Фос изн t =Фос п-Фос ост t

Величину Фос ост необходимо знать при замене ОПФ новыми до окончания срока службы и списании старых ОПФ, при технико-экономических расчетах и т. д. Балансовая стоимость ОПФ Фос б отличается от Фос п за счет ввода новых ОПФ и частичного выбытия их, она подвержена изменениям в результате производимых в государственном масштабе переоценок действующих ОПФ. С течением времени после ввода в эксплуатацию ОПФ в связи с техническим прогрессом в области производства оборудования, материалов и в строительстве стоимость воспроизводства ОПФ изменяется. В основном эти изменения должны происходить в сторону снижения, но в отдельных случаях -- и повышения. Использование при этом старой балансовой стоимости ОПФ без учета изменения стоимости их воспроизводства приводит к искажениям в экономических расчетах.

Одинаковые объекты ОПФ, введенные в эксплуатацию в разные годы, будут иметь разную величину Фос п и разную балансовую стоимость. Для устранения указанного несоответствия следовало бы как можно чаще производить переоценку ОПФ на основе так называемой восстановительной стоимости Фос вос, равной стоимости воспроизводства рассматриваемых ОПФ в год переоценки. Кроме стоимости ОПФ указанных видов, часто используется понятие среднегодовой стоимости ОПФ Фос сг, учитывающей происходящие за год изменения в составе ОПФ энергетического предприятия в целом или его подразделений:

Фос сг = Фос б.н.г. +?(Фос вв i*Тр i/365)-?(Фос выб j*(365-Тр j)/365)

6. Методы укрупненного определения капвложений в энергетические объекты

1) Если имеются достаточно обоснованные данные об удельных капиталовложениях на 1 кВт мощности КЭС при данном типе блоков и разном их количестве, то капиталовложения в КЭС определяются по наиболее простому выражению:

Ккэс = Куд кэс*Nу кэс*(1+?гi)

где Куд кэс -- удельные капиталовложения на 1 кВт мощности; гi -- поправка для учета влияния местных условий по сравнению с базовыми (геология, географический пояс, вид топлива, условия водоснабжения, экология и др.), %.

Более распространенным для расчета капиталовложений в КЭС является следующее выражение

Ккэс = [Кбл гол + (nбл - 1)*Кбл посл]* (1+?гi) (*)

где Кбл гол, Кбл посл -- капиталовложения в головной и последующие блоки. Кбл гол включает, кроме стоимости самого блока, вспомогательного оборудования и части здания главного корпуса, необходимого для этого блока, также затраты на объекты, находящиеся вне главного корпуса, без которых ввод головного блока невозможен (подготовка территории, коммуникации и т. д.). Кбл гол значительно больше, чем Кбл посл ,и определяет затраты, необходимые для начала работы КЭС.

2) Для ТЭЦ блочного типа может также применяться выражение (*) с добавлением затрат на пиковые водогрейные котлы. Для не блочных ТЭЦ капиталовложения могут определяться по более сложному выражению:

Ктэц = [Кпг гол + (nпг - 1)*Кпг посл + Кт гол + (nт -1)*Кт посл + Кпвк гол + (nпвк - 1)*Кпвк посл] *(1+?гi)

где Кпг гол, Кпг посл, Кт гол, Кт посл, Кпвк гол, Кпвк посл -капиталовложения в головной и последующий котлоагрегаты, турбины и пиковые водогрейные котлы При разных типах турбин на ТЭЦ важно правильно выбрать тип головной турбины, чтобы не завышать капиталовложения на выдачу первой мощности и вместе с тем обеспечить первоочередную потребность в паре и горячей воде.

3) Для ГЭС не существует подобного способа, т.к. ГЭС различается по конструкции гидроузла. Кап. вложения ГЭС:

Кгэс = Кзд гэс + Коб гэс + Кору + Кплот + Кшл + Квод + Ккомп.выпл.

Кзд гэс -стоимость здания, где размещается оборудование, Коб гэс - стоимость оборудования, Кору - стоимость открыто-распределительного устройства, Кплот - стоимость платины, Квод - стоимость водохранилища, Ккомп.выпл -компенсационные выплаты.

4) Удельные капвложения в 1 км от диаметра и определяются по формуле тепловых сетей зависят от диаметра и определяются по формуле:

Ктс = (a + bd)* (1+?гi) *Lтс

где d -- диаметр; a, b -- постоянные величины, зависящие от типа прокладки и условий грунта, гi - коэффициент, учитывающий разл. факторы, Lтс - длина тепловых сетей. 5) Удельные капвложения в ЛЭП зависят от напряжения, сечения провода, типа опор, количества цепей. Имеются таблицы величин при разных сочетаниях указанных факторов и базовых условиях. Поправки даются на отклонение фактических условий от принятых базовых (при расчетной скорости ветра выше 30 м/с, горном рельефе, болотистой или лесистой местности, в пойме рек и др.). Общие капиталовложения в ЛЭП:

Клэп=Куд лэп*Lлэп*(1+?гi),

где Куд лэп = a + bF -- удельные капиталовложения в 1 км в пределах участка с присущими ему условиями трассы; т -- количество участков; -- зональный коэффициент, зависящий от географической зоны.

6) Капвложения в трансформаторные подстанции зависят от количества трансформаторов, их мощности, типа, напряжения, электрической схемы: соединений:

Ктп = (Кпост + ?Ктрi + ?Кячi*nячi)* (1+?гi)

где Кпост -- постоянная часть капиталовложений; Ктрi, Кячi -- капиталовложения в i-й трансформатор и в ячейку распределительного устройства j-го напряжения; -- количество трансформаторов, ступеней напряжения и ячеек j-го напряжения.

7. Оборотные средства в энергетике, показатели их использования

Оборотные фонды - это предметы труда, которые полностью потребляются в каждом производственном цикле и переносят свою стоимость на вновь создаваемые продукты. К ним относятся сырье, основные и вспомогательные материалы, топливо, тара, запасные части для ремонта, расходы будущих периодов и незавершенное производство. Одна часть предметов труда (топливо, энергия) полностью расходуется в процессе производства и вещественно не входит в продукт. Другая часть (сырье, основные материалы) вещественно входит в продукт и в процессе производства приобретает такую потребительскую форму, в которой она в дальнейшем может быть использована. Оборотные фонды делятся на две части: предметы труда, находящиеся в процессе производства (незавершенное производство), и предметы труда, находящиеся на предприятиях в виде производственных запасов.

Для электроэнергетики характерно отсутствие сырья, основных материалов и покупных полуфабрикатов. Оборотные фонды складываются из производственных запасов топлива. запасных частей и вспомогательных материалов. В этой отрасли промышленности также отсутствует незавершенное производство, которое может иметь место на вспомогательных предприятиях (ремонтных). К расходам будущих периодов относятся пуско-наладочные работы.

К оборотным фондам относятся малоценные средства труда и быстро изнашивающиеся (со сроком службы менее года) инструменты и инвентарь.

Помимо оборотных фондов, н всех предприятиях существуют фонды обращения, в состав которых входят: готовая продукция на складе, находящаяся в пути, денежные средства предприятия на счете в банке, дебиторская задолженность. В энергетике два первых вида фондов отсутствуют.

В процессе производства оборотные фонды превращаются в готовую продукцию. После реализации ее потребителям на банковский счет предприятия поступают денежные средства. Большая часть их расходуется на покупку предметов труда, после чего оборотные фонды вновь вовлекаются в сферу производства. способность к постоянному последовательному переходу оборотных фондов в фонды обращения и наоборот позволяет объединить их в одну категорию - оборотные средства.

По источникам образования оборотные средства делятся на собственные и заемные. Собственные средства образуются путем выделения каждому предприятию ресурсов из госбюджета или остатков прибыли, а также за счет амортизационного фонда. Заемные средства выступают в виде банковского кредита.

Оборотные средства подразделяются на нормируемые и ненормируемые. Нормируемые находятся в производственной сфере: запасы топлива, вспомогательных материалов. запасных частей, малоценного инвентаря и инструмента, планируемые расходы будущих периодов, а в электроэнергетике - абонентская задолженность за отпущенную электроэнергию. К ненормируемым относятся средства нематериального характера: денежные средства в банке, дебиторская задолженность.

В энергетике доля оборотных средств в сфере обращения больше, чем во всех отраслях промышленности в целом. Это объясняется тем, что потребители оплачивают стоимость использованной энергии через определенные сроки после ее получения (ежемесячно). В результате в каждый момент времени у них имеется большая задолженность за потребленную продукцию энергосистемы.

По всем типам энергопредприятий велика доля МБП. Это объясняется высокой степенью механизации и автоматизации процессов производства и распределения энергии и необходимостью иметь надежную и точную аппаратуру.

Эффективность использования оборотных средств характеризуется их оборачиваемостью, которая измеряется двумя показателями:

а) коэффициент оборачиваемости (число оборотов средств за год):

где: П - стоимость реализованной продукции за год;

Фобн - объем нормируемых оборотных средств.

б) длительность одного оборота:

tоб = Т/nоб = ТФобн /П

где: Т - продолжительность рассматриваемого периода (обычно год).

Он показывает, в течение какого срока предприятию возвращаются его оборотные средства в виде выручки от реализации продукции. Для энергосистем, в которых преобладают ТЭС, этот показатель равен 20-23 дням.

Кроме рассмотренных показателей используются и др.:

стоимость использованных оборотных средств на 1у.е. реализованной продукции;

прибыль от реализации продукции на 1 у.е. оборотных средств (коэффициент отдачи оборотных средств).

Оборотные средства в энергетике оборачиваются быстрее, чем в других отраслях промышленности. Это объясняется спецификой энергетического производства и потребления его продукции. Ускорение оборачиваемости обеспечивается благодаря централизации материально-технического и топливного снабжения и др.

8. Понятие о текущих, страховых, подготовительных и сезонных производственных запасах в энергетике

Под производственными запасами понимаются находящиеся на складах предприятий-потребителей средств производства (сырье, материалы), предназначенные для производственного потребления. Но еще не вступившие в производственный процесс.

Запасы средств производства подразделяются на: сырье, основные материалы, покупные полуфабрикаты; вспомогательные материалы; топливо; тара и тарные материалы; запчасти для ремонта; инструменты, хозинвентарь; МбП и др.

Запасы средств производства состоят из: сбытовых запасов; производственных запасов; запасов в назавершенном производстве; резервов.

К сбытовым запасам относятся запасы средств производства в сфере обращения. Они включают запасы готовой продукции, транспортные запасы, запасы на складах снабженческо-сбытовых организаций, а также в организациях оптовой торговли средствами производства.

Производственные запасы находятся на складах предприятий-потребителей.

Запасы в незавершенном производстве - запасы, находящиеся на различных стадиях производственного процесса (запасы деталей, узлов, полуфабрикатов и др.).

Резервы - запасы, предназначенные для удовлетворения потребителей при непредвиденных обстоятельствах.

В электроэнергетике основной вид запасов - производственные. Они делятся на: текущие (ТЗ); страховые (СЗ); подготовительные (ПЗ).

Текущий запас - часть производственного запаса, предназначенного для обеспечения нормального хода производственного процесса в связи с несовпадением ритма поступления и потребления материалов.

Текущий запас - величина переменная, которая измеряется от максимального значения в момент поступления запаса до минимального.

t - интервал поставки запаса;

Зmax, ,min- максимальные и минимальные запасы.

Зср = (Зmax + З,min) / 2

Для текущего запаса З,min может быть равно нулю. В целом для запаса З,min не равно нулю, так как существует аварийный запас.

Страховой запас - часть производственного запаса, предназначенная для обеспечения производства материалами в случае полного израсходования текущего запаса.

Подготовительный запас - предназначен для обеспечения производства материалами при необходимости их подготовки к производственному потреблению.

Сезонные запасы - создаются на отдельные сезоны, обусловлены неблагоприятным влиянием сезонного фактора (в зимний сезон обычно снижаются поставки запасов).

9. Себестоимость ээ на КЭС, ТЭЦ

Расчет себестоимости на ТЭЦ.

- расход топлива без учета с. н. Втэ/ = Qотп Кп кл б

- расход топлива на ЭЭ без учета с. н. Вээ = Втэц - Втэ/

- удельный расход топлива на эл. эн. bээ/ = Вээ/ Эвыр

- расход топлива на теплоту с учетом с. н. Втэ = Втэ/ + Эснтэ bээ/

- расход топлива на эл. эн. с учетом с. н. Вээ = Втэц - Втэ

- уд. расход топлива на эл. эн. bээ = Вээ Эвыр

- постоянные издержки Uпосттэ = Uпост (Втэ Втэц) Uпостээ = Uпост (Вээ Втэц)

- издержки на эл. эн. Uээ = Вээ Цтут + Uпостээ

- издержки на теплоту Uтэ = Втэ Цтут + Uпосттэ

Uпост = Uпрямые + Uкосвенные

Uпрямээ = Uпрям (ээ Втэц)

Uкосвен.ээ = (Uпрямээ Uпр) Uкосвен.

Физический метод не учитывает потенциала тепла. Он завышает себестоимость теплоты: Ктэц Ккот

Себестоимость 1 кВтч на шинах ТЭЦ:Sээ = (Sпостээ + Bээ Цтут) Этэц

Себестоимость теплоты:Sтэ = (Sпосттэ + Bтэ Цтут) Qотп

Sпост - условно-постоянные годовые издержки:Sпосттэ, ээ = Sпосттэц Вээ, тэ Втэц

Согласно физическому методу разделения затрат между 2 видами продукции предполагается, что тепловая энергия, которая отпускается из отборов турбин поступает непосредственно из котлов.

Расчет себестоимости на КЭС.

- затраты на топливо: Ст = Цт bуд Nу hу

- амортизационные отчисления: Сам = рам kуд Nу

kуд. - удельная стоимость 1 кВт установленной мощности

- амортизационная составляющая себестоимости 1 кВтч: Сээам = рам kуд / hу

- з/пл устанавливается с помощью тарифных ставок и системы должностных окладов:

Сзп = Фзп kшт Nу

- составляющая з/пл в себестоимости 1 кВтч:

Сээзп = kшт Фзп / hу

Исходя из того, что наибольшую долю (90%) в эксплутационных расходах составляют 3 элемента - топливо, амортизация и з/пл - себестоимость 1 кВтч м. б. определено:

Сээ = (Цт bуд + рам ( kуд / hу) + kшт ( Фзп / hу)) (1 + )

- коэффициент, по которому учитываются вспомогательные материалы и прочие расходы, равный 0,08-0,1.

10. Основы экономического подхода к разделению затрат на ТЭЦ ээ и тэ

Расчет себестоимости по “экономическому” методу

В последние годы при распределении затрат ТЭЦ между теплотой и электроэнергией все чаще применяется так называемый «экономический» метод, при котором почти весь эффект от комбинированного производства электроэнергии и теплоты относится на теплоту. Распределение условно-постоянных затрат между теплотой и электроэнергией производится как и по «физическому» методу - пропорционально израсходованному топливу. Изменяется лишь расчет расхода топлива на производство электроэнергии. Так по «экономическому» методу расход топлива на производство электроэнергии найдется:

где: bээз - удельный расход топлива на «замещающей» электростанции.

В качестве «замещающей» электростанции берется КЭС лучшего типа, с лучшими технико-экономическими показателями.

Годовой расход топлива на производство теплоты определяется как:

где Bтэц - суммарный расход топлива ТЭЦ на производство электроэнергии и теплоты.

На основе ранее выполненных расчетов для «физического» метода годовой расход топлива на ТЭЦ рассчитывается:

Далее распределение условно-постоянных затрат и расчет себестоимости производится аналогично изложенному выше «физическому» методу.

11. Определение себестоимости ээ и тэ на ТЭЦ

Существуют различные способы разделения затрат:

1) физический метод - принимается предположение, что тепло отпускается потребителям непосредственно от котлов. Это дает возможность распределить топливо между двумя видами продукции.

Расход топлива на тепловую энергию

Втэ/ = Qотп зк *Qнр

- расход топлива на ЭЭ

Вээ = Втэц - Втэ/

Затраты топливно-транспортного цеха

Затраты котельного цеха

Затраты электроцеха и турбинного цеха полностью относятся на ЭЭ.

Затраты теплофикационного цеха относятся на ЭЭ.

Общестанционные расходы на ЭЭ

Себестоимость 1 КВтч

Недостатки этого метода:

-вся выгода от комбинированнрго производства энергии относятся только на ЭЭ.

2) нормативный - разделение осущ-ся проп-но норматив. затратам топлива при раздельном производстве ЭЭ и тепла

3) пропорциональный

Расход топлива при разделении производства

,

,

4) экономический - заранее принимается величина уд. расхода топлва либо на ЭЭ. Исходя из этого осущ-ся разнесение затрат между двумя видами продукции.

Цель: сделать ЭС способной конкурировать по ТЭ с локальными источниками теплоснабжения.

ЭС выгоднее снизить затраты на производство тепла, чтобы сделать его конкурентноспособными с теплом производиться локальными котельными. При этом увеличивается выработка сравнительно дешевой теплофик. энергии, т.е.ЭЭ вырабатываемой на базе комб. цикла.

12. Особенности формирования тарифов на ТЭ

На ТЭ применяются одноставочные тарифы, в тоже время эти тарифы дифференцируются по группам потребителей, по регионам (областях), по параметрам отпускаемого тепла. Указанные тарифы предполагают 100% возврат конденсата, следовательно предусматривается система надбавок за не возврат конденсата.

Структура потребителей тепловой энергии: - промышленность оптовые потребители- перепро-давцы, - прочие потребители, - потребители приравненные к бюджету, - бюджетные организации, - ЖСК, -гостиницы, гаражи и т.д., - парниковые и тепличные хоз-ва, - ведомственные жилые дома, - жилищные потребители, - предприятия коммунального хоз-ва.

Классификация по параметрам отпускаемого тепла:

1 горячая вода; 2 отборный пар (пар от котла); 3 редуцированный пар (пар от котла с более низкими параметрами. На каждый параметр применяется свой тариф, чем выше параметр, тем выше тариф. Многоставочный тариф на ТЭ используется в редких случаях или не используется вообще, в данный момент ставится задача их применения. Двухставочный тариф: П=аQmax + bQотп -максимальная тепловая нагрузка; -отпускаемая величина тепла.

Смысл применения данного тарифа состоит в том, чтобы обеспечить ЭС более равномерное поступление средств в течение года, чем при одноставочном тарифе. Проблема: больше 70% тепла идет на цели отопления. Отопление включается 6 месяцев в году. Стоит задача часть оплаты осуществить равномерно в течение года в виде платы за максимальную нагрузку (разбито на 2 части), более равномерное распределение средств. Предлагаются также 3 и 4- ставочные тарифы. При 3-х ставочном тарифе вводится плата за объем перекаченной воды горячей 23 Тарифы на межсистемные перетоки ЭЭ

В настоящее время подавляющее большинство ЭС входит в состав энергообъединений. ЭС связаны друг с другом с помощью межсистемных линий, по которым осуществляются перетоки электроэнергии из одних систем в другие, т.к. одни системы являются избыточными а другие дефицитными. При этом одни системы выступают в роли передающих, другие — принимающих. Кроме того, одна и та же система может быть одновременно как передающей, так и принимающей при наличии реверсивной передачи энергии, а также в случае передачи энергии в одну систему и приема из другой. В период максимальной нагрузки идет переток мощности из избыточной системы в дефицитную, а в другие периоды времени величина напряжения перетоков определяется эк. соображениями: р-р оплаты за переток в режиме максимальной нагрузки можно представить в виде двухставочного тарифа:

П= аРм пер+bЭпер -максимальная величина мощности перетока -величина перетока

Величина тарифа (из избыточного в дефицитного) за переток в режиме максимальной нагрузки:

Тээ = а/hмах пер + b

В режиме минимальной нагрузки, когда параллельно-работающие энергосистемы могут быть самобалансирующими - величина тарифа определяется главным образом затратами на удельный прирост топлива параллельно-работающих энергосистем.

13. Одноставочные и двухставочные тарифы на ЭЭ

Цены в энергетике называются тарифами. В РБ применяют одноставочные и двухставочные тарифы. Одноставочные - простейшая система тарифов, при которой размер оплаты за потребление энергии определяется по одной ставке пропорционально количеству и независимо от времени потребления. Недостаток:не учитывает режим потребления ЭЭ. По одностав.тарифам расплачиваются следующие категории потребителей:1)население; 2)промышл. и приравненные к ним потребители с мощн. до 750кВА; 3)электрофицированный ж/д транспорт; 4)городской электр.транспорт; 5)непромышл.потребители; 6)ЭЭ для нужд отопления. Размер платы за энергию: П=Цээ * Э, где Цээ - цена 1 кВтч, Э - кол-во потребленнойЭЭ.

Для промышленных и приравненных к ним потребителей с присоединенной мощностью свыше 750кВА установлен двухставочный тариф, кот. состоит из основной платы за 1 кВт заявленной мощности, участвующей в максимуме энергосистемы, и дополнительной ставки за каждый кВтч потребленной энергии.

П=а* Р'н + b*Э,

где а - основная ставка; b - доп.ставка; Р'н - мощность, участвующая в максимуме эн.с-мы. Р'н = к*Рм, к - коэффициент участия в максимуме. Достоинства двухстав.тарифов: применение в нем платы за потребляемую в максимуме мощность стимулирует потребителей к снижению и смещению во времени нагрузки, принимающей участие в формировании максимальной нагрузки ЭС. Это приводит к уменьшению совмещенного максимума ЭС и уплотнению графика нагрузки, что способствует снижению установленной мощности ЭС и повышению эффективности ее использования. В то же время применение дополнительной платы пропорционально кол-ву потребленной энергии стимулирует потребителей экономично ее использовать и способствует экономии торплива.

14. Корректирование тарифа на ЭЭ в зависимости от изменения цены топлива

1. Связан с учетом изменения курса бел.рубля по отношению к твердой валюте. В связи с процессами инфляции возникает необходимость корректировать тарифы к курсу бел.рубля.

Тн = Тб (0,17 + 0,83 Кн / Кб)

Где Тн - проиндексированный тариф

Тб - базовый тариф

Кн и Кб - соотв. Значения курса бел.рубля по отношению к USD на день оформления платежного документа и при установлении базового тарифа на ЭЭ

2. Связан с учетом изменения факторов, оказывающих влияние на величину тарифа: цена топлива, НДС, налог на прибыль, структура энергопотребления и т.д.

Учет изменения стоимости топлива

Тээ = Цт bээ + Спр + Кр (Цтbээ + Спр) = (Цт bээ + Cпр)(1 + Кр)

Где Цт - цена топлива

bээ - удельный расход топлива на 1 кВт.ч

Спр - прочие затраты (кроме топлива)

Кр - коэффициент рентабельности

Для оценки чувствительности тарифа по отношению к цене топлива рассчитываем эластичность тарифа по цене топлива

Экономический смысл rцт: при однопроцентном изменении цены топлива, величина тарифа изменяется на rцт.

15.Прибыль и рентабельность в энергосистеме, методы их расчета

Прибыль - это разница между ценой и себестоимостью. Различают балансовую (общую) прибыль и расчетную (чистую).

Балансовая - разность м/ду суммой реализации энергии П и полными издержками на ее производство И:

ДБАЛ = П - И

Выручка от продажи энергии:

П = ЭОТП ЦЭЭ +QОТП ЦТЭ

ЭОТП, QОТП - годов.отпуск соот-но ЭЭ и ТЭ; ЦЭЭ, ЦТЭ_- сред. цены (тарифы) на ЭЭ и ТЭ.

Часть балансовой прибыли поступает в бюджет гос-ва: плата за производственные фонды ППФ ;фиксированные платежи ПФП и налог с оборота ПНО . Кроме того из балансовой прибыли выплачиваются % за банковский кредит ПБК

Т. обр. получаем расчетную прибыль:

Драсч = ДБАЛ - ППФ - ПФП - ПНО - ПБК

Эта прибыль остается в распоряжении энергосистемы и распределяется м/ду предприятиями образуя фонды развития пр-ва, материального поощерения, соц.развития.

Важен не только размер прибыли, но и уровень рентабельности .

Сущ. разл.м-ды опред-я коэф-та рентабельности: 1)рентабельность производства

Кр=Пр/(Фос+Фоб н);

2)рентабельность продукции

Кр=Пр/С;

3)удельный вес прибыли в цене. Наиболее используемым м-дом явл.

Кр=Пр/(Фос+Фоб н)

В наст. Время на практике рентабельность рассчитывается по отношению к себестоимости. Это объясняется тем, что в энергетике действуют фонды, к-рые были введены в 90-е гг., и, оценивая их стоимость, м/сказать, что их стоимость значительно уменьшилась по отношению к 90-м гг., и они не отражают реальной стоимости.

16. Энергетический баланс, его классификация и структура

Баланс - количественное соответствие м/д производством и потреблением различных видов ресурсов. Под энергетическим балансом понимается увязка, получение и использование энергоресурсов и произведенных из них всех видов Е. Наряду с термином «энергетический баланс» исп-ся еще топливно-энергетический баланс - это характеристика объемов добычи, переработки, транспорта, преобразования и распределения первичных, переработанных и преобразованных видов топлива и Е, начиная от стадии добычи ТЭР и заканчивая стадией добычи всех видов топлива и Е к энергопотребляющим установкам. В результате в энергобалансе находит отражение эффективность использования потребителями энергоносителей. Понятие энергобаланс явл. более широким, чем понятие топливно-энергетический баланс, т.к. энергобаланс включает также стадию конечного потребления топлива и Е. Различают след. Виды энергобалансов: 1) частные - охватывают один или группу однородных энергоресурсов (ЭР) и (или) энергоносителей (напр. баланс ЭЭ, каменного угля); 2) комплексные - содержат разнородные энергоресурсы и энергоносители (м/б ЭЭ и ТЭ), самый сложный - баланс страны, включающий все виды энергоресурсов и Е; 3) территориальные - баланс района, области, республики; 4) отраслевые - энергобаланс промышл-ти, транспорта, с/х, лесного хоз-ва и др.; 5) текущие (отчетные, осуществляется анализ объема и структуры потребления топл. и Е, выявление источников потерь, мероприятия по экономии); 6) перспективные (плановые, составляются с целью определения потребности в топливе, ЭЭ и др.). Под энергетическим балансом понимается полное количественное соответствие (равенство) между потреблением и производством всех видов топлива и энергии в энергетическом хозяйстве.

Энергетический баланс включает частные балансы:

электроэнергетический (производство и потребление электроэнергии);

теплоэнергетический (теплота на отопление - горячая вода и на технологические нужды - пар);

топливный.

В энергетическом балансе находит отражение эффективность использования энергоносителей в энергопотребляющих установках.

По охватываемому периоду балансы делятся на:

отчетный (для анализа объема и структуры потребления топлива и энергии, выявления источников потерь и разработки мероприятий по экономии расхода энергоресурсов);

плановый (определение потребности в топливе);

перспективный (определяет источники потребления).

При построении и анализе ЭБ различают расходную и приходную его части. Расходная часть - это характеристика структуры и направления потребления Е и ЭР. Расходная часть рассматривается: --по процессам (силовые, осветительные, тепловые: низко-, средне- и высокотемпературные, химические); --по энергоносителям (ЭЭ, газ, жидкое топл., пар, горячая вода, горячий воздух); --по ортаслям (промышл-ть, коммунальное хоз-во, с/х, транспорт и др.).

Приходная часть характеризует источники покрытия потребностей в Е и энергоносителях. Приходная часть может рассматриваться: --по энергоисточнику (для ЭЭ: КЭС, ТЭЦ, ТЭС, АЭС; для ТЭ: ТЭЦ, котельная); --по энергоресурсам (топливо всех видов, гидроэнергия, вторичные энергоресурсы, солнечная Е).

17. Показатели приходной и расходной частей энергобаланса

При построении и анализе ЭБ различают расходную и приходную его части. Расходная часть - это характеристика структуры и направления потребления Е и ЭР. Расходная часть рассматривается: --по процессам (силовые, осветительные, тепловые: низко-, средне- и высокотемпературные, химические); --по энергоносителям (ЭЭ, газ, жидкое топл., пар, горячая вода, горячий воздух); --по ортаслям (промышл-ть, коммунальное хоз-во, с/х, транспорт и др.).

Приходная часть характеризует источники покрытия потребностей в Е и энергоносителях. Приходная часть может рассматриваться: --по энергоисточнику (для ЭЭ: КЭС, ТЭЦ, ТЭС, АЭС; для ТЭ: ТЭЦ, котельная); --по энергоресурсам (топливо всех видов, гидроэнергия, вторичные энергоресурсы, солнечная Е).

Под приходной частью понимается система показателей, характеризующая структуру ит объем производства энергоресурсов, а также поступление их со стороны. Приходная часть рассматривается в различных аспектах:

по виду энергоресурсов (топливо всех видов, атомная энергия, солнечная);

по типу энергоисточников (КЭС, ТЭЦ, ГЭС, АЭС, котельные).

Показатели приходной части:

коэффициент централизации электроснабжения

коэффициент централизации теплоснабжения

коэффициент централизации энергоснабжения

Кц.эн.с = Кц.эл Кц.тс

Расходная часть баланса может рассматриваться по таким аспектам:

процессам (силовые, осветительные, температурные, химические);

энергоносителям (электроэнергия, тепловая в виде пара или горячей воды, горячий воздух);

отраслям (промышленность, бытовое хозяйство, транспорт, сельское хозяйство).

Показатели расходной части:

теплоэлектрический коэффициент

= Qгод / Эгод

высокотемпературный коэффициент

= Qгодвт / Qгод

Qгодвт - доля высокотемпературных процессов

(чем больше , тем лучше условия для газификации)

топливный коэффициент

j = Вгод / Эгод

(коэффициент показывает развитие газификации)

18. Методы учета и соизмерения энергетических ресурсов различного вида

Энергетические ресурсы - носители энергии, которые при данном уровне техники или в перспективе ее развития могут быть использованы.

Для учета и соизмерения энергоресурсов с целью сопоставления их запасов и расхода используется понятие “условное топливо”. Это такое топливо, которое имеет теплоту сгорания Qр.у.=29300 кДж/кг=7000кКал/кг. Теплота сгорания показывает сколько энергии содержится в единице весового количества топлива. Натуральное топливо м/б переведено в условное в весовом измерении: Bу = Вн (Qнр / Qу)

Приведение всех видов топлива к условному дает возможность сопоставлять технико-экономические показатели работы топлива потребляющих установок. В западных странах применяется также усл.топливо, но в качестве такового принято топливо с Qр.у.=10 000кКал/кг, т.к. за основу применяется нефтяной эквивалент. 1Гкал = 143 кг.у.т

Коэффициент перевода:

Кпер = Qнр / 7000

Весовой эквивалент:

G = 1 / Qнр = 7000 / Qнр

топливный энергетический комплекс энергосистема

Объемный эквивалент:

V = 1 / (Кпер ) ( - объемный вес)

Теплота сгорания: условное топливо - 7000 ккал/кг;

каменный уголь - 6000-7000 ккал/кг;

нефтяной эквивалент - 10000 ккал/кг

природный газ - 8500 ккал/кг.

19. Задачи и методы разработки оптимального энергобаланса

Его построение требует увязки и детального анализа расх. и прих. частей. Это обусловлено след. особенностями: 1) взаимозаменяемость различных энергоресурсов и Е в энергопроизводящих и энергопотребляющих процессах; 2) возможность превращения одного вида Е в др.(механич.Е в ЭЭ - электрогенератор, наоборот - электродвигатель); 3) различный эффект от использования различных видов энергоресурсов и Е в одних и тех же процессах. Данную задачу можно пояснить на конкретном примере:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Схема 1: л=0,98*0,4*0,9*0,9=0,318

Схема 2: л=0,98*0,85*0,9*0,9=0,675

Схема 3: л=0,98*0,75*0,9=0,662. Схемы 2 и 3 примерно одинаковы по эффективности использования топлива.

Т.обр., оптимальное построение энергобаланса требует решения 3 осн. задач: 1) нахождение оптимального соотношения м/д отдельными видами энергопотребляющих установок; 2) нахождение оптимального типа энергогенерирующих установок; 3) нахождение рациональных видов энергоресурсов для энергоустановок. Осн. задача оптимизации энергобаланса - такое согласование м/д производством и потреблением, энергоресурсом и Е, кот. обеспечивает наилучшие экономические показатели. Комплексный энергобаланс - объединение частных энергобалансов. Однако, они не могут строиться как простое объединение разработанных независимо. Он должен строиться на основе оптимального сочетания входящих в него частных балансов, рассматриваемых в такой взаимосвязи друг с другом.

Целью оптимизации энергобаланса является определение такого варианта развития топливно-энергетического хозяйства, при котором для удовлетворения заданной потребности в полезной энергии требуется найти минимум затрат на добычу, переработку, транспорт энергоресурсов, а также на использование их различными категориями потребителей. Математическая модель оптимизации энергобаланса в масштабе всей страны м.б. составлена ценой абстрагирования от тех ее элементов, взаимосвязей и свойств, которые не оказывают существенного влияния на результаты оптимизации.

Целевая функция: Bi Цi min

Bi - энергия; Цi - цена.

Ограничения: Bi А(удовлетворение нужд потребителей);

Bi 0

Технико-экономические расчеты должны соблюдать главное условие: обеспечить соответствие, полученное с помощью локальных решений, глобальному оптимуму по энергохозяйству в целом. Это требование м.б. обеспечено применением замыкающих затрат на топливо и энергию, которые представляют систему взаимосвязанных удельных экономических показателей, характеризующих затраты по всему народному хозяйству на обеспечение дополнительной потребности в различных видах топлива и энергии по районам страны.

20. Себестоимость полезно отпущенной ээ в энергосистеме

Полная себестоимость энергии в энергосистеме представляет совокупность следующих затрат на: производство энергии на электростанциях, входящих в энергосистему Сст; передачу и распределение энергии Ссети; оплату покупной электроэнергии от параллельно работающих энергосистем Спок; общесистемных подходов Соб. В общесистемные расходы входят заработная плата административно-управленческого персонала энергосистемы, затраты вспомогательных предприятий. Себестоимость 1 кВтч определяется:

Сээ = (Сст+ Ссети+ Спок+ Соб) / Эотппол

где: Эотппол - полезный отпуск электроэнергии потребителям.

Полная себестоимость электроэнергии зависит от: структуры генерирующих мощностей, объема и режима потребления электроэнергии, структуры топливного баланса. Т.к. они изменяются во времени, то и полная себестоимость изменяется также.

Влияние этих факторов объясняет то, что полная себестоимость 1 кВтч в различных энергосистемах неодинакова. В системах, где велика доля ГЭС или используется недорогое местное топливо, она меньше, чем в энергосистемах, где преобладает ТЭС и дальнепривозное топливо.

Главная статья расхода в структуре себестоимости - затраты на топливо, а на втором месте - амортизация.

Основное направление повышения эффективности работы энергосистем - снижение расхода топлива на электростанциях.

21. Экономика энергетики коммунально-бытового хоз-ва

Осн. энергетические процессы: освещение и культурно-бытовое обслуживание; силовые процессы (городской электротранспорт, холодильники, водопровод, канализация); высокотемпературные процессы (приготовление пищи); низкотемпературные (отопление, гор.вода, вентиляция). Отличительной особенностью КХ явл. наиболее высокий удельный вес низкотемперат. процессов. Проблема заключается в выборе оптимального энергоносителя для высокотемперат. процессов. Для хар-ки эффективности исп-я ЭЭ для пищеприготовления рассчитывается эквивалент газа:

М=(Qн р*Юн г)/(860*Юп э); (кВтч/м3 газа)

где Qн р - теплота сгорания при.газа; Юн г - КПД приемника на газе; Юп э - КПД электроприемника.

Для низкотемпературных процессов конкурирующими явл. ТЭ и ЭЭ.

Для КХ 2 проблемы: 1) определение целесообразности использования ЭЭ для высокотемпер.процессов; 2) определение условий целесообразности исп-я ТЭ и ЭЭ для низкотемпер. процессов. Т.о., стоит проблема м/д след. вариантами энергоснабжения: 1) теплоэлектрическая схема (отопление - ТЭ, остальное - ЭЭ); 2) газоэлектрическая схема (пищепригот. - газ, остальное - ЭЭ); 3) комбинированная схема (теплогазоэлектрич., пищепригот., газ, отопление - ТЭ, остальное - ЭЭ); 4) электрич.схема (все на ЭЭ). В наст. время предпочтительнее явл. комбинир.схема.

22.Экономика энергетики промышленности

Главной задачей при разработке системы энергоснабжения прм.предприятий явл. экономическое обоснование рациональной структуры топлива и Е, используемых на данном предприятии. Т.к. во многих случаях различные виды топлива и Е взаимозаменяемы в потреблении, то возникает многовариантная задача. В промышл. можно выделить след. энергопотребляющие процессы: освещение, силовые процессы, высоко-температурные,средне- и низкотемпературные, электрохимические. Освещение: исп-ся только ЭЭ, но возникает проблема с выбором рационального типа осветительного прибора. Традиционно это лампа накаливания (КПД=5%), коэф-т топливоиспользования 0,3 (0,3*0,05=0,015); люминесцентная лампа КПД=15% (0,15*0,3=0,045); ртутные лампы КПД=40%; натриевые лампы КПД=80%. Силовые процессы: исп-ся электропривод, коэф-т топливоиспользования 20%. В нестационарных силовых процессах примен-ся двигатели внутреннего сгорания. Высокотемпературные процессы связаны на предприятиях с кладкой и нагревом МЕ. Различают два направления: --электротермические процессы с использованием электропечей (КПД=50%); --пламенныепечи (КПД=25%, но можно ^ в 2-3 раза за счет использования ВЭР). Коэф-т топливоиспользования 15%. Электротермические установки находят более широкое применение, т.к. только на их основе возможно получение высококачественных сталей. Средне- и низкотемпературные процессы обеспечиваются теплом в виде пара и горячей воды. Пар исп-ся на технологические нужды, для сушки, выпарки (200-300?С), горячая вода исп-ся для отопления, горячего водоснабжения, вентиляции. Повышение эффетивности этих процессов, т.е. уровня коэф-та топливоиспользования, достигается прежде всего за счет использования ВЭР, а также применения систем комбинированной выработки ЭЭ и ТЭ.

В наст. время в промышл-ти с целью ^ эффективности использования ЭЭ ширикое применение находят управляемые электроприводы переменного тока. Рядом с электродвигателем устанавливают преобразователь частоты, кот. преобразует 50Гц в любую частоту. Экономическая выгодность применения частотных преобразователей для регулирования скорости вращения электродвигателя переменного тока определяется на основе сопоставления инвестиционных затрат с достигаемым экономическим эффектом в виде снижения величины потребляемой ЭЭ.

Установка в котельных предприятий турбогенераторов с целью выработки ЭЭ (реконструкция котельных в мини ТЭЦ, в РБ 22000 котельных). На предприятиях необходим пар 2атм., поэтому выработанный пар высокого давления в спец. установках трансформируется в пар с более низким давлением и направляется потребителю. Но во время трансформации теряется, не исп-ся значительная высокая кинетическая Е пара высоких параметров. Если на пути такого пара поставить небольшой турбогенератор, то он будет вырабатывать ЭЭ, а отработанный пар, выходящий из турбины,.. м/б использован потребителями. Такие турбогенераторы устанавливаются во многих котельных РБ и они вносят свой вклад в развитие энергогенерирующих источников.

23. Абсолютная и относительная эффективность

Абсолютная: критерий чистой дисконтированной стоимости (NPV).

Выражение для расчета чистой дисконтированной стоимости может быть записано: max?(Дt-Сt-Кt)(1+Е) -t - К0+Кл(1+Е) -T. В состав годовых эксплуат. расходов не включается амортизация.

max?(Д-С)(1+Е) -t - К0+Кл(1+Е) -T - когда известны только начальные КВ.

NPV=?(Д-С-К)(1+Е) -t + Кл(1+Е) -T, вторым слагаемым можно пренебречь, т.к.малая величина в сумме затрат:

NPV=?(Д-С-К)(1+Е) -t(*) - дисконтирование прибыли.

Относительная: 1) приведенные затраты: Зпр = Ен*К + И

2) срок окупаемости показывает, за сколько лет окупятся дополнительные капвложения за счет снижения себестоимости. Ток = (К2 - К1) / (С1 - С2), Ток должен быть ниже нормативного.

3) коэффициент эффективности: используется для сравнения соотношения С и К. Этот метод применим не только для сравнения двух вариантов капвложений, но и для оценки эффективности вложения средств в действующее производство с целью повышения по эффективности.

Е = (С1 - С2) / (К2 - К1).

Необходимо различать понятия «эффект» и «эффективность». Эффект - абсолютная величина результата деятельности предприятия, инвестиционных вложений, (например, годовой эффект от снижения …). Эффективность - относительная величина, которая опред-ся на основе соизмерения затрат и результатов. Эффективность.

24. Понятие о чистой дисконтированной стоимости, методы ее расчета

Одним из наиболее распространенных в настоящее время критерием эффективности капиталовложений является критерий чистой дисконтированной стоимости.

Выражение для расчета чистой дисконтированной стоимости может быть записано:

max?(Д-С-К)(1+Е) -t-К0+Кл(1+Е) -T. в состав годовых эксплуат. расходов не включается амортизация.

max?(Д-С)(1+Е) -t-К0+Кл(1+Е) -T - когда известны только начальные КВ.

NPV=?(Д-С-К)(1+Е) -t+Кл(1+Е) -T, вторым слагаемым можно пренебречь, т.к.малая величина в сумме затрат:

NPV=?(Д-С-К)(1+Е) -t(*) -дисконтирование прибыли.

Наряду с общей эффективностью сущ. понятие финансовой эффективности, под кот. понимается учет различного рода выплат: напр, налог на прибыль. Тогда выр-е (*) запишется в след. виде: max?(Д-С-К-Сам-Свыпл)(1-Н)(1+Е). Сам включили в ф-лу, т.к. при вычислении прибыли, из к-рой берется налог, надо учитывать амортизацию. Экономич. смысл: прибыль суммируем с учетом дисконтирования и включаем КВ. если ?>КВ>0, то самым выгодным считается тот вариант, когда эта величина наибольшая. Однако, эту ф-лу м/исп-ть для оценки эфф-сти инвестиций не для ^ пр-ва пред-я, а для технич.совершенствования ее, к-рое приводит к v себестоимости пр-ва. В этом случае в качестве D м/представлять величину годового эк.эффекта, получаемого в рез-те реализации этого мероприятия.