Темы диссертаций по экономике » Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда

Разработка процедур распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования тема диссертации по экономике, полный текст автореферата

Автореферат

Ученая степень	кандидат экономических наук
Автор	Коростелева, Татьяна Сергеевна
Место защиты	Самара
Год	2005
Шифр ВАК РФ	08.00.05

Диссертация

Автореферат диссертации по теме "Разработка процедур распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования"

На правах рукописи

КОРОСТЕЛЕВА Татьяна Сергеевна

РАЗРАБОТКА ПРОЦЕДУР РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЗАТРАТ ПРИ ФОРМИРОВАНИИ СЕБЕСТОИМОСТИ ЭНЕРГИИ НА ТЭЦ В РЫНОЧНЫХ УСЛОВИЯХ ХОЗЯЙСТВОВАНИЯ

Специальность 08.00.05 - Экономика и управление народным хозяйством (экономика, организация и управление предприятиями, отраслями и комплексами промышленности)

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата экономических наук

Самара, 2005

Работа выпонена на кафедре менеджмента Самарского государственного аэрокосмического университета имени академика СП. Королева

Научный руководитель:

Официальные оппоненты:

Ведущая организация

кандидат экономических наук, профессор | ЛА. Егорова |

доктор экономических наук, профессор О.Г. Макаренко

кандидат экономических наук, доцент ОД. Смирнов

Самарский Государственный Университет

Защита состоится 29 апреля 2005 г. в 10 часов на заседании диссертационного совета ДМ212.215.01 в Самарском государственном аэрокосмическом университете им. академика СП. Королева по адресу: 443086, г. Самара, Московское шоссе, 34.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Самарского государственного аэрокосмического университета.

Автореферат разослан 23 марта 2005 года

Ученый секретарь диссертационного совета КЭН.,доцент

М.Г. Сорокина

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальностьтемы.

В процессе перехода к рыночным отношениям в секторе комбинированного производства электрической и тепловой энергии электроэнергетики России обозначились кризисные явления. Широко известен тот факт, что в последние годы в ряде регионов РФ теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) стали терять конкурентоспособность, прежде всего на рынке тепловой энергии. В России обозначилась опасная тенденция замены этого высокоэффективного источника выработки тепловой энергии индивидуальными промышленными и коммунальными котельными.

Вместе с тем, теплофикация, т.е. централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, обладает рядом очевидных преимуществ. Комбинированная выработка электроэнергии и тепла приводит к 20 30%-му снижению расхода топлива, используемого на нужды электро- и теплоснабжения городов и регионов в целом по сравнению с раздельной выработкой двух видов энергии. Теплофикация дает возможность полезно использовать в системах централизованного теплоснабжения отработавшую при выработке электроэнергии теплоту, которая на тепловых электростанциях (ТЭС) конденсационного типа (ГРЭС) бесполезно сбрасывается в окружающую среду. Промышленные и коммунальные котельные в отличие от ТЭЦ имеют худшие показатели по коэффициенту полезного действия, по удельным затратам топлива на выработку 1 Гкал тепла, а главное -повышенные показатели по выбросам вредных веществ в атмосферу.

Основной причиной снижения конкурентоспособности тепла, вырабатываемого на ТЭЦ, явились завышенные тарифы на тепловую энергию вследствие несовершенства применявшегося до 1996 года физического метода распределения комплексных затрат на производство электрической и тепловой энергии и действующего с 1 февраля 1996 годаЧ энергетического метода. Следствием стало снижение доли экономически эффективной выработки электроэнергии на базе теплового потребления на ТЭЦ По оценкам специалистов, в случае развития тенденции отказа потребителей от покупки тепловой энергии ТЭЦ, эти энергопредприятия уже в ближайшем будущем будут вынуждены работать в неэкономичных режимах, требующих увеличения на 10 - 15% объемов топлива, сжигаемого при выработке электроэнергии, что повлечет рост тарифов. В результате усилятся кризисные тенденции в секторе комбинированного производства электроэнергии и тепла, что может привести к отказу от теплофикации.

В связи с этим, обостряется необходимость и усиливается практическая значимость

проведения научных исследований по вопросам калькулирования производственных затрат, поскольку именно себестоимость электрической и тепловой энергии является одним из важнейших показателей работы энергопредприятия и служит основой для ценообразования. В этом показателе получают свое отражение величина удельного расхода топлива и экономия эксплуатационных затрат на единицу продукции. От методологически правильного планирования и учета, использования обоснованных методов распределения затрат зависит конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электрической и тепловой энергии Таким образом, экономическая эффективность функционирования ТЭЦ во многом зависит от методики формирования себестоимости электроэнергии и тепла.

Необходимо отметить, что особенности формирования себестоимости продукции электроэнергетической промышленности связаны с отраслевой спецификой производства и его организацией. Так, необходимость рационального использования отработавшего при выработке электроэнергии тепла, привела к созданию комбинированного производства, основанного на использовании одного и того же сырья для производства двух различных видов продукции - электрической и тепловой энергии. Такое производство, осуществляемое на ТЭЦ, можно отнести к комплексному.

Именно комплексность характера производства обуславливает необходимость решения задачи распределения суммарных затрат ТЭЦ и отнесения их на себестоимость конечных видов готовой продукции - электроэнергии и тепла, получаемых в едином технологическом процессе.

Проблема распределения затрат при формировании себестоимости продукции ТЭЦ стала объектом научно-исследовательской деятельности большой группы отечественных и зарубежных ученых, среди которых можно выделить Денисова В.Е., Кацнельсона Г.Г., Гладунцова А.И., Пустовалова Ю В, Бродянского В.М., Петрова И.М., Шицмана. С.Е., Горшкова А.С., Соколова ЕЛ., Попырина Л С, Денисова Б.К., Светлова К.С, Сафонова Л.П., Смокина Ю.В., Szargut J., Wagner J. и других.

Однако, несмотря на то, что вопросы формирования себестоимости электроэнергии и тепла являются предметом оживленных дискуссий, ученым до сих пор не удалось достигнуть единого мнения по проблеме разработки и внедрения методики распределения суммарных затрат ТЭЦ, отражающей коммерческую эффективность теплофикации.

Отмеченные проблемы методологического и практического характера обусловили актуальность выбранного направления исследований и определили постановку цели и задач диссертационной работы.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании методов распределения затрат при формировании себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Эта цель достигается в результате решения следующих задач:

- анализа причин и следствий снижения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в годы рыночных преобразований, а также определения влияния действующих схем и методов распределения затрат на конкурентное положение ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии;

- исследования и систематизации альтернативных подходов к распределению затрат при формировании себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ;

- разработки базисных принципов формирования себестоимости продукции в условиях конкурентной среды;

- разработки метода решения задачи распределения затрат ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования;

- апробации и экспериментальной проверки предложенной методики формирования себестоимости энергии ТЭЦ на базе реального объекта.

Предмет исследования составляют методы распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ.

Объектом исследования являются процедуры распределения затрат при формировании себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ

Теоретической и методологической основой диссертационной работы послужили российская и зарубежная фундаментальная, а также специальная литература, материалы периодической печати, монографий, законодательные и нормативные акты.

Диссертационная работа основывается на изучении и обобщении отечественного и зарубежного опыта по изучаемым проблемам. В диссертации использовались данные статистических сборников, материалы статистической к оперативной отчетности о производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, расположенных на территории Самарской области, результаты апробации, материалы международных и всероссийских научно-практических семинаров и конференций.

В основу проведения исследования положен системный подход. Для решения поставленных задач применяся научный инструментарий, включающий методы статистического, технико-экономического, логического анализа и экономико-математического моделирования.

Научная новизнадиссертации состоит в следующем:

- на основе анализа систематизации российских и зарубежных методов определения себестоимости и тарифообразования в электроэнергетике, выявления и дифференциации факторов, негативно влияющих на эффективность работы ТЭЦ, определены требования к методике формирования себестоимости продукции ТЭЦ в конкурентных условиях рыночной среды, а также целевая стратегия управляющей системы;

- предложен механизм оценки рациональности суммарных затрат ТЭЦ, позволяющий устанавливать экономически обоснованные тарифы на виды энергии;

- разработан метод разделения условно-постоянных затрат ТЭЦ, позволяющий дифференцировать их постоянные и переменные составляющие;

- разработан новый подход к методике формирования производственной себестоимости электрической и тепловой энергии, основанный на адаптации универсальной модели нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции к задаче распределения суммарных затрат ТЭЦ

Практическая значимость работы и ее реализации. Основные результаты, выводы, предложения и рекомендации могут быть использованы широким комплексом энергетических предприятий, вырабатывающих в едином технологическом цикле электрическую и тепловую энергию, а также органами испонительной власти субъектов РФ по государственному регулированию и контролю в электроэнергетике при установлении тарифов на период регулирования.

Особую практическую значимость разработанные рекомендации приобретут в условиях развития конкурентного рынка энергии.

Ряд положений диссертации использованы в учебных курсах на экономических факультетах Самарского государственного аэрокосмического университета, Самарского института управления и филиала Московского гороскогп педагогического университета. В работе приведены результаты реализации предложенной методики формирования себестоимости на примере конкретного объекта - Самарской ТЭЦ, что илюстрирует практическую значимость научного исследования

Апробации работы и публикации. Диссертация является результатом обобщения исследований, выпоненных автором в период 1998 - 2005 гг., итоги которых апробированы в виде докладов на всероссийских студенческих научных конференциях лV Королёвские чтения и лVI Королёвские чтения (г. Самара 1999,2001 гг ), всероссийской научной конференции Наука, бизнес, образование (г. Самара 2002 г), научных семинарах студентов и аспирантов факультета экономики и управления СГАУ Управление организационно-экономическими системами (г. Самара 2001, 2002 гг.),

международной научно-практической конференции Актуальные проблемы современного социально-экономического развития: образование, наука, производство (г. Самара, 2004 г.), Ш-й международной научно-практической конференции Экономика и промышленная политика России (г. Санкт-Петербург, 2004 г.).

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав, заключения, списка использованной литературы, приложений. Содержание работы изложено на 141 страницах, включает 26 таблиц, 23 рисунка и 5 приложений. Список литературы включает 100 наименований.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обосновывается актуальность темы диссертации, излагается её цель, задачи, объект и предмет исследования, указываются методы исследования, характеризуется научная новизна и практическая значимость работы.

В первой главе изучается роль, состояние и перспективы развития теплофикации в России, анализируются причины и следствия снижения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в годы рыночных преобразований.

Проведенные исследования показали, что доминирующую роль в производстве энергоресурсов на современном этапе продожают играть тепловые электростанции. В таблице 1 представлены структура и установленная мощность российских электростанций.

Таблица 1 - Структура и установленная мощность электростанций в России, 2002 г.

Тип электростанций Число электростанций Установленная мощность, мн. КВт Доля электростанций, %

ГЭС 358 148,2 68,9

ГЭС 86 44,3 20,6

АЭС 8 22 7 10,5

т*. ~ 215,2 100

Данные таблицы 1 показывают, что доля тепловых электростанций в структуре установленных мощностей электроэнергетической отрасли на конец 2002 г. составила 68,9%. Согласно параметрам, заложенным в основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 г. тепловые электростанции останутся основой электроэнергетики России и в достаточно отдаленной перспективе. Их доля в структуре установленных мощностей отрасли прогнозируется на уровне 68% к 2010 г. и (67-70)% к 2020 г.

В структуре общей мощности тепловых электростанций в России достаточно высок удельный вес теплофикационных мощностей. Так, в структуре электрических мощностей

РАО ЕЭС России 48% мощностей приходится на теплоэлектроцентрали. Это свидетельствует о том, что технико-экономические процессы комбинированного типа получили в России широкое распространение.

Типичным субъектом электроэнергетического рынка РФ является АО Самараэнерго. Выпоненный в диссертационной работе технико-экономический анализ деятельности АО Самараэнерго позволил дать оценку разброса затратно-стоимостных показателей на отдельных ТЭЦ. Широкий диапазон изменения затратно-стоимостных показателей в разрезе отдельных электростанций, продемонстрированный в диссертации, может объясняться различными факторами, как производственного, так и экономического содержания. При этом, если производственная сторона деятельности энергопредприятий достаточно прозрачна и ее влияние на эффективность работы ТЭЦ обуславливается использованием современного или устаревшего оборудования разной мощности, различием в начальном давлении применяемого пара, в соотношении теплофикационной и конденсационной выработки и т. п., то экономическая сторона хозяйствования тепловых электростанций не столь очевидна. Показанный в диссертационной работе разброс затратно-стоимостных показателей не всегда может быть объяснен объективными причинами.

Проведенный ретроспективный анализ технико-экономических показателей ТЭЦ АО Самараэнерго, а также статистической информации электроэнергетической промышленности в целом по России позволил сделать вывод, что в годы рыночных преобразований произошло снижение эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ. Оно обуславливалось как воздействием внешней среды, так и внутренними противоречиями в системе хозяйствования, особенно обозначившимися в 90-е годы. Недостаточная эффективность производственно-хозяйственной деятельности привела к снижению конкурентоспособности ТЭЦ на рынках энергии.

Отметим, что конкурентоспособность теплоэлектроцентрали определяется путем сравнения тарифов и системного дохода. Тарифы на вырабатываемые виды энергии ТЭЦ сопоставляются с тарифами альтернативных производителей. Так, по электроэнергии ТЭЦ конкурируют, прежде всего, с внешними поставщиками, представленными Федеральным (общероссийским) оптовым рынком электрической энергии и мощности (ФОРЭМ), по тепловой энергии - с местными промышленными и коммунальными котельными. Под системным доходом понимается выигрыш от продажи продукции ТЭЦ по ценам равным стоимости электроэнергии на оптовых и розничных рынках, а теплоэнергии - на региональном рынке котельных.

В ходе исследования изучалось и анализировалось влияние действующей системы

калькулирования себестоимости электроэнергии и тепла, основанной на применении лэнергетического (лусредненного) метода распределения затрат, на формирование тарифов и конкурентоспособность ТЭЦ. В этих целях выпонялись расчеты производственной себестоимости 1 КВтч электроэнергии и 1 Гкал тепла, а также соответствующих тарифов, по каждой из восьми ТЭЦ АО Самараэнерго, проводились сравнения полученных тарифов с тарифами конкурентов.

В целом, проведенный анализ действующей методики формирования себестоимости видов продукции, вырабатываемых на ТЭЦ, и применяемой системы тарифообразования на электроэнергию и теплоэнергию позволил сделать вывод, что тарифы ТЭЦ, подчиненные жесткому затратному механизму образования и основанные на действующей методике распределения переменных (топливных) и условно-постоянных затрат между двумя видами энергии, в ряде вариантов оказываются неконкурентоспособными в сравнении с тарифами в раздельной схеме производства электроэнергии и тепла. При этом, неконкурентоспособность отдельных видов энергии ТЭЦ во многих случаях может объясняться несовершенством применяемой методики распределения затрат.

Во второй главе в качестве центрального вопроса исчисления себестоимости продукции 1 КВтч и 1 Гкал изучалась проблема распределения общих (суммарных) затрат ТЭЦ между двумя видами вырабатываемой энергии. Рассматривались два известных подхода к формированию себестоимости электрической и тепловой энергии: термодинамический и экономический. В соответствии с выделенными подходами проводилась классификация и сравнительный анализ существующих методов распределения затрат на ТЭЦ.

Исследования показали, что подавляющее большинство термодинамических методов распределения затрат на ТЭЦ основывается, во-первых, на разнесении расхода условного топлива между электрической и тепловой энергией а во-вторых на распределении условно-постоянных затрат пропорционально выбранной базе, за которую обычно принимается расход условного топлива. При этом, выбор метода распределения расхода условного топлива между вырабатываемой электрической и тепловой энергией оказывает существенное влияние на результаты расчетов, а соответственно и на себестоимость вырабатываемых видов энергии.

Экономические методы обычно строятся на распределении суммарных затрат ТЭЦ между вырабатываемыми видами энергии исходя из положенных в основу принципов определения себестоимости продукции.

Критический анализ существующих методов формирования себестоимости

электрической и тепловой энергии, проведенный во второй главе, позволил сделать вывод, что при всем многообразии подходов к распределению затрат, как экономических, так и термодинамических, до сих пор не найдено удовлетворительных способов решения проблемы определения себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ.

Поскольку, конкурентоспособность ТЭЦ во многом зависит от уровня тарифа, как дифференцированной цены, во второй главе также были изучены и проанализированы существующие подходы к тарифообразованию на электрическую и тепловую энергию.

Важное место в этой главе диссертационной работы уделено изучению зарубежного опыта разнесения затрат и формирования тарифов ТЭЦ. В частности, был проанализирован германский, французский, датский и американский опыт.

В выводах о современном состоянии проблемы тарифообразования автором было отмечено:

1. В современных условиях возрос интерес к ценообразованию в электроэнергетической отрасли промышленности.

2. Анализ изученных способов определения тарифов на электрическую и тепловую энергию от ТЭЦ позволяет выделить среди термодинамических два наиболее объективных метода - действующий энергетический и метод Денисова В.И., а среди экономических -метод Малафеева В. А., Смирнова И. А., Хараима А. А., Хрилева Л. С, Лившица И. М., однако и они, как было доказано, не отвечают всем требованиям, предъявляемым к расчету технико-экономических показателей ТЭЦ при работе в конкурентной среде.

3. При формировании тарифов дожны использоваться, прежде всего, экономические механизмы.

4. Все приведенные аргументы доказывают необходимость проведения допонительного исследования по вопросу разработки и внедрения экономически обоснованного метода распределения затрат и формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию, подтверждающего эффективность теплофикации.

В целях разработки авторского подхода к вопросу распределения затрат при формировании себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ, была проведена группировка всех выявленных в процессе исследования факторов, влияющих на экономическое положение ТЭЦ на рынках тепловой и электрической энергии. Выявленные факторы были проклассифицированы по степени их зависимости от управляющей системы на объективные и субъективные. Наиболее существенные объективные и субъективные факторы представлены на рисунке 1.

Рис. 1. Модель воздействия управляющей системы на объективные и субъективные факторы,

где поле А - отсутствие воздействие со стороны управляющей системы; поле В - слабое воздействие со стороны управляющей системы; поле С - сильное воздействие со стороны управляющей системы.

Очевидно, что целевая стратегия управляющей системы дожна быть направлена на частичное устранение негативного влияния объективных факторов путем сглаживания их воздействия на себестоимость и разработку конкретных путей управления себестоимостью, устраняющих негативное влияние субъективных факторов.

Реализовать целевую стратегию, по мнению автора, возможно путем разработки конкретного проекта внедрения элементов управленческого учета в систему формирования себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ.

Третья глава диссертационной работы посвящена разработке и обоснованию методики формирования производственной себестоимости электрической и тепловой энергии ТЭЦ в рыночных условиях.

Было отмечено, что современные условия, характеризующиеся развитием рыночных отношений, диктуют необходимость установления тарифов на энергию ТЭЦ с учетом конъюнктуры, складывающейся на рынках тепловой и электрической энергии. При этом чисто термодинамические методы распределения затрат уходят на второй план.

Преодоление кризисных тенденций в развитии теплофикации видится автором в отходе от навязанных центральными организациями жестких методик разделения затрат между двумя основными видами продукции и создании новой, отвечающей условиям коммерческой эффективности ТЭЦ, методики.

Для решения задачи распределения затрат ТЭЦ было предложено использовать средства экономико-математического моделирования.

К методике формирования себестоимости продукции ТЭЦ в конкурентных условиях рыночной среды предъявлялись следующие требования:

- отражать коммерческую эффективность работы ТЭЦ (коммерческая эффективность действующих ТЭЦ определяется конкурентоспособностью на рынках тепловой и электрической энергии);

- опираться на легко измеримые показатели работы ТЭЦ, такие как общие переменные расходы, общие постоянные расходы, объем производства энергии двух видов, наконец, себестоимость выпускаемой электро- и теплоэнергии;

- быть простой, наглядной, аналитичной, гибкой;

- обеспечивать механизм быстрого реагирования на факторы снижения или повышения рыночных тарифов на виды энергии.

В основу разработки метода распределения суммарных затрат ТЭЦ между двумя видами выпускаемой энергии - электрической и тепловой был положен экономический закон соответствия отношений постоянных затрат к переменным и относительной цены.

П Д Д Ц

Между отношением постоянных затрат к переменным - и относительной ценой Ч

существует зависимость, получившая название - универсальная модель нормированных

эталонов экономической эффективности выпуска продукции:

кз, з, а+мД) 1

где Ц - цена единицы продукции;

- переменные затраты на единицу продукции; К - объем производства (реализации) продукции в текущий период;

ТТ - постоянные затраты на выпуск продукции в ргссматркЕагмый пср;:од;

требуемая норма прибыли (рентабельность продукции).

Требуемая норма прибыли определяется по следующим формулам: где Р - прибыль от продаж (общая прибыль от выпуска К единиц),

Р = К(Ц-31)-П;

С Ч себестоимость выпуска К единиц продукции, С = К31 + П. Линейная форма зависимости (1) отображена на рисунке 2.

Рис. 2. Графическая модель универсальных нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции при Ой

На графике (рис 2), являющемся универсальной моделью отображения сочетаний факторов, при которых будет достигнут фиксированный уровень прибыльности или фиксированный уровень убыточности,

с указанием уровня прибыльности или убыточности в процентах к себестоимости

ЧХ100%. С

Предлагаемый автором механизм формирования производственной себестоимости электроэнергии и тепла основан на перераспределении постоянных затрат ТЭЦ

Модель нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции достаточно хорошо приспособлена для распределения постоянных затрат между двумя видами выпускаемой энергии, а также для принятия решений по оценке рациональности суммарных затрат энергопредприятия

Аналитическая модель 1 и ее графическое отображение (рис.2) позволяют решать эти задачи с учетом объема выпуска и реализации по каждому виду продукции, величин переменных затрат 3, на единицу продукции, рыночных цен Ц""" и норм прибылей М^.

Тогда, если перечисленные параметры известны (заданы), то при помощи представленной аналитической (1) и графической модели (рис. 2) могут быть определены

а требуемая

требуемые (максимально допустимые) значения отношений

величина постоянных затрат П, для данного вида продукции определится по формуле:

где i - номер продукта.

Суммируя для всех видов выпускаемой продукции, получим требуемое

(максимально допустимое) значение общих постоянных затрат предприятия:

пхД = 1 П.,'

где п - количество продуктов (электроэнергия, теплоэнергия).

Полученное требуемое значение общих постоянных затрат сравнивается с

величиной фактических постоянных затрат энергопредприятия

По неравенству (5) проводится оценка рациональности суммарных затрат ТЭЦ.

Центральное место в проблеме определения рациональности суммарных затрат ТЭЦ занимает вопрос формирования рыночных цен на электроэнергию и теплоэнергию.

Для пояснения особенностей рыночного тарифообразования на продукцию ТЭЦ, был построен треугольник Гинтера для тарифных зависимостей, представленный на рисунке 3.

На рисунке 3 на оси ординат отложен максимальный тариф на электроэнергию (Т,=тах), т.е. тариф, получаемый в случае бесплатного отпуска тепла потребителю и рыночный тариф на электроэнергию - тариф ФОРЭМ (Тэ.ф). На оси абсцисс -максимальный тариф на теплоэнергию (Тт =тах), т.е. тариф, получаемый в случае бесплатного отпуска электроэнергии, и рыночный тариф на тепло - тариф промышленной либо коммунальной котельной

Область экономически обоснованных (конкурентоспособных) тарифов

Тют Тт=шах

Рис. 3. Определение экономически обоснованных (конкурентоспособных) тарифов

Диапазон экономически обоснованных (конкурентоспособных) тарифов лежит на прямой БЕ. Точка А показывает уровень цен при раздельном производстве.

Однако, если учесть, что реализацией электроэнергии конечному потребителю занимается посредник в лице АО-энерго, который может выступать в данном случае как перекупщик, то реально у ТЭЦ существует некоторый резерв, лежащий в промежутке между ценами электроэнергии на ФОРЭМ и у конечного потребителя (после реструктуризации отрасли эти границы будут соответствовать ценам электроэнергии на оптовом и региональном розничном рынках). Тогда при оценке конкурентоспособности ТЭЦ, следует учитывать и тариф розничного рынка который будет являться верхней границей тарифа на электроэнергию. Точка покажет уровень цен, соответствующий тарифу розничного рынка электроэнергии и тарифу от альтернативной котельной. На отрезке ЖБ лежат такие тарифные пары, которые удовлетворяют условиям рынка и одновременно позволяют получать ТЭЦ прибыль больше запланированной. Точка N показывает нижнюю границу конкурентоспособного тарифа при учете оптового рынка электроэнергии, точка ^соответствует минимально возможному тарифу на теплоэнергию ТЭЦ при учете розничного рынка электроэнергии.

Общая схема оценки рациональности суммарных затрат представлена на рисунке 4.

Рис. 4. Агоритм оценки рациональности суммарных затрат ТЭЦ

На схеме (рис. 4) введены следующие обозначения:

Ц,6"3 - базовая цена на энергию ТЭЦ, т е. цена, полученная при использовании действующего энергетического метода распределения затрат, =1,2 Ч номер продукта (электроэнергия, тепло);

Ц,"Щ - тариф (цена) на энергию альтернативного (конкурирующего)

производителя, - вид энергии.

С учетом особенностей формирования тарифов (цен) на продукцию ТЭЦ в рыночных условиях, тариф (цена) альтернативного производителя электрической энергии принимася равным тарифу на электроэнергию на ФОРЭМ либо цене электроэнергии на розничном рынке (тарифу потребителя). Цена альтернативного производителя тепловой энергии принималась равной стоимости тепла,

отпускаемого альтернативной котельной, для конечного потребителя за вычетом

услуг по передаче тепловой энергии ТЭЦ до конечного потребителя Тогда

ТТЮН1=Т Т15Ч ^т ют ~ А перт

Как показано на рисунке 4, сопоставление цен на энергию ТЭЦ с тарифами (ценами) конкурирующих производителей электроэнергии и тепла может выявить следующие ситуации:

1) ТЭЦ неконкурентоспособна ни по одному из видов энергии;

2) конкурентоспособны оба вида энергии;

3) неконкурентоспособна либо электрическая энергия, либо тепловая.

Неконкурентоспособность ТЭЦ ни по одному из видов энергии может быть

объяснена нерациональностью суммарных затрат и требует внедрения мероприятий по повышению коммерческой эффективности энергопредприятия путем модернизации, реконструкции и технического перевооружения, разработки программ по сокращению постоянных затрат, изучения возможности увеличения потребительского рынка электрической и тепловой энергии или ликвидации станции.

В случае конкурентоспособности и электроэнергии и тепла ТЭЦ будем считать затраты экономически обоснованными. В этой ситуации в перераспределении затрат нет необходимости

В случае неконкурентоспособности одного из видов энергии требуется проверка соответствия уровня постоянных затрат их требуемому (максимально допустимому) значению, осуществляемая на базе неравенства 5. При этом, если фактическая сумма постоянных затрат окажется меньше или равной требуемой будем

считать суммарные затраты ТЭЦ рациональными, а перераспределение постоянных затрат целесообразным. В противном случае, как и в первом варианте, необходимо внедрять мероприятия по повышению коммерческой эффективности станции либо ликвидировать ТЭЦ.

Агоритм перераспределения постоянных затрат представлен на рисунке 5.

Перераспределение постоянных затрат завершено

Рис. 5. Агоритм перераспределения постоянных затрат ТЭЦ

При составлении агоритма перераспределения постоянных затрат (рис. 5) за =1 принимася номер конкурентоспособного вида энергии ТЭЦ, за неконкурентоспособного вида энергии ТЭЦ

Вводились допонительные обозначения:

- базовые значения постоянных затрат и производственной себестоимости видов энергии ТЭЦ, полученные с использованием действующего энергетического метода;

- скорректированные значения постоянных затрат, себестоимости и цен на виды энергии ТЭЦ, полученные с использованием предложенной методики.

Отметим, что процедуры оценки рациональности суммарных затрат и перераспределения постоянных затрат ТЭЦ осуществляются на расчетный период (период регулирования). При этом, ввиду изменения экономических условий, за величины

в каждом периоде регулирования дожны приниматься значения постоянных затрат, себестоимости и тарифов на виды энергии, полученные с использованием энергетического метода распределения затрат.

Поскольку, как отмечалось, конкурентоспособность ТЭЦ помимо сравнения уровней тарифов определяется величиной системного дохода, была проведена оценка влияния предложенного механизма перераспределения затрат на величину системного дохода от продажи продукции ТЭЦ по тарифам (ценам) оптового (ФОРЭМ) и розничного рынков электроэнергии, а также регионального рынка котельных. Было доказано, что в случае, если рентабельность электроэнергии равна рентабельности тепла, то суммарный системный доход от продажи продукции ТЭЦ на рынках электрической энергии и теплоэнергии не зависит от методики расчета себестоимости, а соответственно и тарифов на конкретной ТЭЦ, что подтверждает возможность реализации предложенного подхода на практике.

Таким образом, модель (1) позволяет скомпенсировать влияние одних негативных факторов (завышенный уровень постоянных затрат одного из видов энергии и как следствие высокая себестоимость и тариф) путем коррекции величин других управляемых параметров (величины постоянных затрат, уровня себестоимости и тарифа другого вида энергии). Данный подход в значительной степени свободен от недостатков затратных методов ценообразования, ориентирован на рыночную конъюнктуру и позволяет получать сопоставимые оценки экономичности разных ТЭЦ по удельным расходам условного топлива за счет сохранения единой для всех энергопредприятий методики их расчета.

Наиболее существенным достоинством представленной модели и разработанного на ее основе метода распределения суммарных затрат ТЭЦ между двумя видами энергии

является способность модели находить оптимизационное решение по оценке рациональности структуры затрат.

В данной главе было отмечено, что практическая реализация модели нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции (1) требует уточнения состава постоянных и переменных затрат ТЭЦ

В диссертационной работе обобщены существующие методы разделения условно-постоянных затрат на постоянную и переменную составляющие и разработаны рекомендации по их практическому применению в практике учета и анализа затрат на ТЭЦ.

Для анализа поведения условно-постоянных затрат ТЭЦ, проведенного в третьей главе диссертационной работы, были выбраны: метод абсолютного прироста; метод наименьших квадратов; упрощенный статистический метод. При этом, было использовано уравнение линейной зависимости условно-постоянных затрат от объемов отпуска видов энергии

С целью формирования базы данных по величине зависимой переменной (условно-постоянных затрат), рекомендовалось проведение двух корректировок. Первая была связана с необходимостью учета уровня инфляции при подготовке базы данных, вторая - с устранением влияния ремонтного фонда на фактические условно-постоянные затраты ТЭЦ.

Проведенные исследования показали, что результаты использования выбранных методов разделения условно-постоянных затрат являются сопоставимыми. Вместе с тем, для практического использования было рекомендовано внедрение метода наименьших квадратов как наиболее точного и совершенного инструментария анализа поведения затрат.

В расчетной части третьей главы, согласно с предложенным механизмом распределения затрат, была приведена оценка производственной себестоимости и тарифов на энергию ТЭЦ при конкуренции на примере функционирования восьми ТЭЦ в условиях предполагаемого рынка энергии.

В заключение третьей главы проводилась оценка экономического эффекта при апробации предложенной методики формирования производственной себестоимости продукции ТЭЦ на базе реального объекта - Самарской ТЭЦ Результаты апробации показали, что внедрение предложенного механизма перераспределения затрат позволит Самарской ТЭЦ, во-первых, снизить себестоимость и тариф 1 Гкал тепла, а во-вторых, увеличить, суммарную прибыль ТЭЦ за счет привлечения на новых условиях допонительных потребителей тепловой энергий.

Необходимо отметить, что в диссертационной работе ставилась и решалась двойственная задача, связанная с обеспечением конкурентоспособности ТЭЦ как на рынке тепловой, так и на рынке электрической энергии. В общем случае, при рассмотрении указанных рынков, экономическая эффективность предложенного варианта перераспределения постоянных затрат может выразиться как в увеличении объемов выработки тепловой, так и электрической энергии. Это в свою очередь позволит:

1. снизить себестоимость и тариф неконкурентоспособного вида продукции ТЭЦ, что благоприятно скажется на привлечении потенциальных потребителей электрической и тепловой энергии;

2. увеличить суммарную прибыль ТЭЦ как поставщика энергии.

Основные результаты и выводы по работе.

Основные научные и практические результаты, полученные в диссертационной работе, состоят в следующем:

1. На основе анализа систематизации российских и зарубежных методов определения себестоимости и тарифообразования в электроэнергетике, выявления и дифференциации факторов, негативно влияющих на эффективность работы ТЭЦ, определены требования к методике формирования себестоимости продукции ТЭЦ в конкурентных условиях рыночной среды, а также целевая стратегия управляющей системы.

2. Предложен механизм оценки рациональности суммарных затрат ТЭЦ, позволяющий устанавливать экономически обоснованные тарифы на виды энергии.

3. Разработан метод разделения условно-постоянных затрат ТЭЦ, позволяющий дифференцировать их постоянные к переменные составляющие.

4. Разработан новый подход к методике формирования производственной себестоимости электрической и тепловой энергии, основанный на адаптации универсальной модели нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции к задаче распределения суммарных затрат ТЭЦ.

5. Выпонена оценка производственной себестоимости и тарифов на энергию ТЭЦ на примере функционирования восьми станций в конкурентной среде и проведена процедура перераспределения затрат в условиях предполагаемого рынка энергии.

6. Проведена апробация предложенной методики формирования производственной себестоимости электроэнергии и теплоэнергии на реальном объекте -

Самарской ТЭЦ, рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения предложенного механизма перераспределения постоянных затрат.

Основное содержание диссертации отражено в девяти опубликованных

работах:

1. Коростелёва Т. С. Проблемы формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию, вырабатываемую на ТЭЦ // Управление организационно-экономическими системами: моделирование взаимодействий, принятие решений: Сб. науч. труд., вып. 2. - Самара: СГАУ, 2000. - С. 142,143;

2. Егорова Л А., Коростелёва Т. С. Методы управления себестоимостью продукции в энергетической промышленности // Рыночная экономика: состояние, проблемы, перспективы: Сб. труд., вып. 4. Т. 1. - Самара: ООО Самарская полиграфическая компания, 2000. - С. 270-275;

3. Коростелёва Т.С. Проблемы формирования себестоимости отдельных видов продукции при их комплексном производстве на примере энергетической промышленности // Управление организационно-экономическими системами: Сб. науч. труд. Первого науч. семин. студентов и аспирантов факультета экономики и управления. - Самара: СГАУ, 2001.-С. 7;

4. Коростелёва Т.С. Разработка математической модели формирования себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ // VI Королевские чтения: Тез. докладов Всерос. молодежной науч. конф., Т. 2. - Самара: СНЦ РАН, 2001. - С. 230,231;

5. Коростелёва Т.С. Разработка метода управления условно-постоянными затратами в электроэнергетике на примере Самарской ГРЭС // Управление организационно-экономическими системами: Сб. науч. труд. Второго науч. семин. студентов и аспиранток факультета экономики и управления. - Самара: СГАУ, 2002. - С. 18-22;

6. КсрССТСЛ*Ба Т.С. Вопросы уДрсюсННЯ ПОНОЙ ПрОИЗВОДСТВсННОЙ ССисСЮИмОСГЫО продукции, вырабатываемой на ТЭЦ // Наука, бизнес, образование 2002: Материалы V юбилейной Всерос. науч. конф. Ч Самара: Самарский государственный технический университет, 2002. - С. 113-115;

7. Коростелёва Т. С. Распределение затрат на ТЭЦ в условиях рыночной экономики // Актуальные проблемы современного социально-экономического развития: образование, наука, производство: Тез. доклад. Междунар. науч.-практ. конф. - Самара: НОУ ВПО Международный институт рынка, 2004. - С. 282,283;

8. Коростелёва Т. С. Разделение условно-постоянных затрат ТЭЦ на постоянные и переменные // Актуальные проблемы современного социально-экономического

развития: образование, наука, производство: Тез. доклад. Междунар. науч.-практ. конф. - Самара: НОУ ВПО Международный институт рынка, 2004. - С. 284,285; 9. Коростелева Т. С. Сравнительный анализ методов формирования тарифов и распределения прибыли на ТЭЦ // Экономика я промышленная политика России: Труд. Ш Междунар. науч.-практ. конф. - Санкт-Петербург: СПбГПУ, 2004. - С. 285-288.

Отпечатано с готового оригинал-макета Подписано в печать 18 03 2005 Формат 60X84 1/16 Бумага офсетная Тираж 100 экз

22 /.П? Щ

Диссертация: содержание автор диссертационного исследования: кандидат экономических наук , Коростелева, Татьяна Сергеевна

Введение.

Глава 1. Технико-экономические предпосыки совершенствования методики распределения затрат при формировании себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ.

1.1. Роль комбинированных процессов производства электроэнергии и тепла в структуре электроэнергетических мощностей России.

1.2. Технико-экономический анализ АО Самараэнерго и оценка разброса затратно-стоимостных показателей в характеристике экономических отношений на энергетическом рынке.

1.3. Влияние действующей методики распределения затрат при формировании себестоимости продукции на тарифообразование и конкурентоспособность ТЭЦ.

1.3.1. Терминологические пояснения.

1.3.2. Методы распределения затрат, применяемые на ТЭЦ.

1.3.3. Влияние специфики продукта энергетического производства на построение методики формирования себестоимости электроэнергии и тепла от ТЭЦ.

1.3.4. Анализ поведения затрат.

1.3.5. Группировка затрат.

1.3.6. Формирование тарифов на электроэнергию и теплоэнергию.

1.3.7. Оценка конкурентоспособности продукции ТЭЦ.

Глава 2. Методологические подходы и направления совершенствования методики распределения затрат при формировании себестоимости продукции, вырабатываемой на

2.1. Методы распределения затрат между электрической и тепловой энергией и оценка состояния проблемы на настоящий момент.

2.1.1. Физический метод распределения затрат.

2.1.2. Метод отключения.

2.1.3. Метод коэффициентов.

2.1.4. Метод эквивалентной КЭС (метод Вагнера).

2.1.5. Эксергетический метод.

2.1.6. Нормативный метод.

2.1.7. Экономический метод (Сафонова Л. П., Смокина Ю. В., Суворова П. П.).

2.1.8. Метод Денисова В.И.

2.1.9. Энергетический (усредненный) метод.

2.1.10. Анализ состояния проблемы распределения затрат на производство электроэнергии и тепла от ТЭЦ.

2.2. Анализ методов формирования тарифов и распределения прибыли в энергетике.

2.2.1. Известные отечественные подходы к формированию тарифов и распределению прибыли в энергетике.

2.2.2. Анализ особенностей зарубежного опыта распределения затрат и формирования тарифов на продукцию ТЭЦ.

2.2.3. Новый лэкономический подход к тарифообразованию.

2.2.4. Выводы о современном состоянии проблемы тарифообразования.

2.3. Разработка основных подходов и направлений совершенствования методов распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ.

2.3.1. Классификация факторов, влияющих на экономическое положение ТЭЦ.

2.3.2. Использование элементов управленческого учета в практике формирования себестоимости продукции ТЭЦ.

Глава 3. Разработка авторского подхода к распределению затрат при формировании производственной себестоимости продукции ТЭЦ в рыночных условиях.

3.1. Принципы и структура разрабатываемого подхода к распределению суммарных затрат ТЭЦ.

3.1.1. Обоснование экономических механизмов решения задачи распределения затрат ТЭЦ.

3.1.2. Описание закона соответствия отношений постоянных затрат к переменным и относительной цены единицы продукции.

3.1.3. Исследование возможности использования закона соответствия отношений видов затрат в решении задачи распределения суммарных затрат ТЭЦ.

3.1.4. Разработка процедур распределения затрат ТЭЦ.

3.1.5. Оценка влияния предложенного механизма распределения затрат на величину системного дохода ТЭЦ.

3.2. Разделение условно-постоянных затрат ТЭЦ на постоянные и переменные.

3.3. Решение задачи распределения затрат на примере ТЭЦ АО Самараэнерго.

3.4. Оценка экономического эффекта при внедрении предложенных процедур распределения затрат на ТЭЦ.

Диссертация: введение по экономике, на тему "Разработка процедур распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования"

В процессе перехода к рыночным отношениям в секторе комбинированного производства электрической и тепловой энергии электроэнергетики России обозначились кризисные явления. Широко известен тот факт, что в последние годы в ряде регионов РФ теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) стали терять конкурентоспособность, прежде всего на рынке тепловой энергии. В России обозначилась опасная тенденция замены этого высокоэффективного источника выработки тепловой энергии индивидуальными промышленными и коммунальными котельными.

Вместе с тем, теплофикация, т.е. централизованное теплоснабжение на базе комбинированной выработки электрической и тепловой энергии, обладает рядом очевидных преимуществ. Комбинированная выработка электроэнергии и тепла приводит к 20 - 30%-му снижению расхода топлива, используемого на нужды электро- и теплоснабжения городов и регионов в целом по сравнению с раздельной выработкой двух видов энергии, дает возможность полезно использовать в системах централизованного теплоснабжения отработавшую при выработке электроэнергии теплоту, которая на тепловых электростанциях (ТЭС) конденсационного типа (ГРЭС) бесполезно сбрасывается в окружающую среду. Промышленные и коммунальные котельные в отличие от ТЭЦ имеют худшие показатели по коэффициенту полезного действия, по удельным затратам топлива на выработку 1 Гкал тепла, а главное - повышенные показатели по выбросам вредных веществ в атмосферу.

Основной причиной снижения конкурентоспособности тепла, вырабатываемого на ТЭЦ, явились завышенные тарифы на тепловую энергию вследствие несовершенства применявшегося до 1996 года физического метода распределения комплексных затрат на производство электрической и тепловой энергии и действующего с 1 февраля 1996 года- энергетического метода. Следствием стало снижение доли экономически эффективной выработки электроэнергии на базе теплового потребления на ТЭЦ. По оценкам специалистов, в случае развития тенденции отказа потребителей от покупки тепловой энергии ТЭЦ, эти энергопредприятия уже в ближайшем будущем будут вынуждены работать в неэкономичных режимах, требующих увеличения на 10 - 15% объемов топлива, сжигаемого при выработке электроэнергии, что повлечет рост тарифов. В результате усилятся кризисные тенденции в секторе комбинированного производства электроэнергии и тепла, что может привести к отказу от теплофикации.

В связи с этим, обостряется необходимость и усиливается практическая значимость проведения научных исследований по вопросам калькулирования производственных затрат, поскольку именно себестоимость электрической и тепловой энергии является одним из важнейших показателей работы энергопредприятия и служит основой для ценообразования. В этом показателе получают свое отражение величина удельного расхода топлива и экономия эксплуатационных затрат на единицу продукции. От методологически правильного планирования и учета, использования обоснованных методов распределения затрат зависит конкурентоспособность ТЭЦ на рынках электрической и тепловой энергии. Таким образом, экономическая эффективность функционирования электростанции во многом зависит от методики формирования себестоимости электроэнергии и тепла.

Необходимо отметить, что особенности формирования себестоимости продукции энергетической промышленности связаны с отраслевой спецификой производства и его организацией. Так, необходимость рационального использования отработавшего при выработке электроэнергии тепла, привела к созданию комбинированного производства, основанного на использовании одного и того же сырья для производства двух различных видов продукции - электрической и тепловой энергии. Такое производство, осуществляемое на ТЭЦ, можно отнести к комплексному.

Именно комплексность характера производства обуславливает необходимость решения задачи распределения суммарных затрат ТЭЦ и отнесения их на себестоимость конечных видов готовой продукции - электроэнергии и тепла, получаемых в едином технологическом процессе.

Проблема распределения затрат при формировании себестоимости продукции ТЭЦ стала объектом научно-исследовательской деятельности большой группы ученых, среди которых можно выделить Денисова В.Е., Кацнельсона Г.Г., Гладунцова А.И., Пустовалова Ю.В., Бродянского В.М., Петрова И.М., Шицмана С.Е., Горшкова А.С., Соколова Е.Я., Попырина J1.C., Денисова В.И., Светлова К.С., Сафонова Л.П., Смокина Ю.В., Szargut J., Wagner J.и других.

Однако, несмотря на то, что вопросы формирования себестоимости электроэнергии и тепла являются предметом оживленных дискуссий, ученым до сих пор не удалось достигнуть единого мнения по вопросу разработки и внедрения методики распределения суммарных затрат ТЭЦ, отражающей коммерческую эффективность теплофикации.

Отмеченные проблемы методологического и практического характера обусловили актуальность выбранного направления исследований и определили постановку цели и задач диссертационной работы.

Цель диссертационной работы заключается в совершенствовании методов распределения затрат при формировании себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Эта цель достигается в результате решения следующих задач: - анализа причин и следствий снижения эффективности производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ в годы рыночных преобразований, а также определения влияния действующих схем и методов распределения затрат на конкурентное положение ТЭЦ на рынках тепла и электроэнергии;

- исследования и систематизации альтернативных подходов к распределению затрат при формировании себестоимости продукции, вырабатываемой на ТЭЦ;

- разработки базисных принципов формирования себестоимости продукции в условиях конкурентной среды;

- разработки метода решения задачи распределения затрат ТЭЦ в рыночных условиях хозяйствования;

- апробации и экспериментальной проверки предложенной методики формирования себестоимости энергии ТЭЦ на базе реального объекта.

Предмет исследования составляют методы распределения затрат при формировании себестоимости энергии на ТЭЦ.

Объектом исследования являются процедуры распределения затрат при формировании себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ.

Теоретической и методологической основой диссертационной работы послужили российская и зарубежная фундаментальная, а также специальная литература, материалы периодической печати, монографий, законодательные и нормативные акты.

Диссертационная работа основывается на изучении и обобщении отечественного и зарубежного опыта по изучаемым проблемам. В диссертации использовались данные статистических сборников, материалы статистической и оперативной отчетности о производственно-хозяйственной деятельности ТЭЦ, расположенных на территории Самарской области, результаты апробации, материалы международных и всероссийских научно-практических семинаров и конференций.

В основу проведения исследования положен системный подход. Для решения поставленных задач применяся научный инструментарий, включающий методы статистического, технико-экономического, логического анализа и экономико-математического моделирования.

Научная новизна диссертации состоит в следующем:

- на основе анализа, систематизации российских и зарубежных методов определения себестоимости и тарифообразования в электроэнергетике, выявления и дифференциации факторов, негативно влияющих на эффективность работы ТЭЦ, определены требования к методике формирования себестоимости продукции ТЭЦ в конкурентных условиях рыночной среды, а также целевая стратегия управляющей системы;

- предложен механизм оценки рациональности суммарных затрат ТЭЦ, позволяющий устанавливать экономически обоснованные тарифы на виды энергии;

- разработан метод разделения условно-постоянных затрат ТЭЦ, позволяющий дифференцировать их постоянные и переменные составляющие;

- разработан новый подход к методике формирования производственной себестоимости электрической и тепловой энергии, основанный на адаптации универсальной модели нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции к задаче распределения суммарных затрат ТЭЦ.

Практическая значимость работы и ее реализации. Основные результаты, выводы, предложения и рекомендации могут быть использованы широким комплексом энергетических предприятий, вырабатывающих в едином технологическом цикле электрическую и тепловую энергию, а также органами испонительной власти субъектов РФ по государственному регулированию и контролю в электроэнергетике при установлении тарифов на период регулирования.

Особую практическую значимость разработанные рекомендации приобретут в условиях развития конкурентного рынка энергии.

Ряд положений диссертации использованы в учебных курсах на экономических факультетах Самарского государственного аэрокосмического университета, Самарского института управления и филиала Московского городского педагогического университета. В работе приведены результаты реализации предложенной методики формирования себестоимости на примере конкретного объекта - Самарской ТЭЦ, что илюстрирует практическую значимость диссертационной работы.

Апробации работы и публикации. Диссертация является результатом обобщения исследований, выпоненных автором в период 1998 - 2005 гг., итоги которых апробированы в виде докладов на всероссийских студенческих научных конференциях лV Королёвские чтения и лVI Королёвские чтения (г. Самара 1999, 2001 гг.), всероссийской научной конференции Наука, бизнес, образование (г. Самара 2002 г), научных семинарах студентов и аспирантов факультета экономики и управления СГАУ Управление организационно-экономическими системами (г. Самара 2001, 2002 гг.), международной научно-практической конференции Актуальные проблемы современного социально-экономического развития: образование, наука, производство (г. Самара, 2004 г.), III-й международной научно-практической конференции Экономика и промышленная политика России (г. Санкт-Петербург, 2004 г.).

Основные положения диссертации отражены в девяти опубликованных работах: 1. Коростелёва Т.С. Проблемы формирования тарифов на тепловую и электрическую энергию, вырабатываемую на ТЭЦ // Управление организационно-экономическими системами: моделирование взаимодействий, принятие решений: Сб. науч. труд., вып. 2. - Самара: СГАУ, 2000. - С. 142, 143;

2. Егорова Л.А., Коростелёва Т.С. Методы управления себестоимостью продукции в энергетической промышленности // Рыночная экономика: состояние, проблемы, перспективы: Сб. труд., вып. 4. Т. 1. - Самара: ООО Самарская полиграфическая компания, 2000. - С. 270-275;

3. Коростелёва Т.С. Проблемы формирования себестоимости отдельных видов продукции при их комплексном производстве на примере энергетической промышленности // Управление организационно-экономическими системами: Сб. науч. труд. Первого науч. семин. студентов и аспирантов факультета экономики и управления. - Самара: СГАУ, 2001.-С. 7;

4. Коростелёва Т.С. Разработка математической модели формирования себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ // VI Королевские чтения: Тез. докладов Всерос. молодежной науч. конф., Т. 2. - Самара: СНЦ РАН, 2001. - С. 230, 231;

5. Коростелёва Т.С. Разработка метода управления условно-постоянными затратами в электроэнергетике на примере Самарской ГРЭС // Управление организационно-экономическими системами: Сб. науч. труд. Второго науч. семин. студентов и аспирантов факультета экономики и управления. - Самара: СГАУ, 2002. - С. 18-22;

6. Коростелёва Т.С. Вопросы управления поной производственной себестоимостью продукции, вырабатываемой на ТЭЦ // Наука, бизнес, образование 2002: Материалы V юбилейной Всерос. науч. конф. - Самара: Самарский государственный технический университет, 2002. - С. 113-115;

7. Коростелева Т. С. Распределение затрат на ТЭЦ в условиях рыночной экономики // Актуальные проблемы современного социально-экономического развития: образование, наука, производство: Тез. доклад. Междунар. науч.-практ. конф. - Самара: НОУ ВПО Международный институт рынка, 2004. - С. 282, 283;

8. Коростелева Т. С. Разделение условно-постоянных затрат ТЭЦ на постоянные и переменные // Актуальные проблемы современного социально-экономического развития: образование, наука, производство: Тез. доклад. Междунар. науч.-практ. конф. - Самара: НОУ ВПО Международный институт рынка, 2004. - С. 284, 285;

9. Коростелева Т. С. Сравнительный анализ методов формирования тарифов и распределения прибыли на ТЭЦ // Экономика и промышленная политика России: Труд. III Междунар. науч.-практ. конф. - Санкт-Петербург: СПбГПУ, 2004. - С.285-288.

Структура диссертации. Диссертационная работа состоит из введения, трех глав,

Диссертация: заключение по теме "Экономика и управление народным хозяйством: теория управления экономическими системами; макроэкономика; экономика, организация и управление предприятиями, отраслями, комплексами; управление инновациями; региональная экономика; логистика; экономика труда", Коростелева, Татьяна Сергеевна

Заключение

В целом, проведенное исследование подтверждает важность и актуальность изучения и решения вопросов распределения затрат при формировании производственной себестоимости энергии ТЭЦ. На основе выпоненной диссертационной работы автором разработан ряд рекомендаций, направленных на совершенствование методов распределения затрат при формировании производственной себестоимости электрической и тепловой энергии в электроэнергетической промышленности с целью повышения эффективности хозяйственной деятельности ТЭЦ.

Основные научные и практические результаты, полученные в диссертационной работе, состоят в следующем:

1. На основе анализа, систематизации российских и зарубежных методов определения себестоимости и тарифообразования в электроэнергетике, выявления и дифференциации факторов, негативно влияющих на эффективность работы ТЭЦ, определены требования к методике формирования себестоимости продукции ТЭЦ в конкурентных условиях рыночной среды, а также целевая стратегия управляющей системы.

2. Предложен механизм оценки рациональности суммарных затрат ТЭЦ, позволяющий устанавливать экономически обоснованные тарифы на виды энергии.

3. Разработан метод разделения условно-постоянных затрат ТЭЦ, позволяющий дифференцировать их постоянные и переменные составляющие.

4. Разработан новый подход к методике формирования производственной себестоимости электрической и тепловой энергии, основанный на адаптации универсальной модели нормированных эталонов экономической эффективности выпуска продукции к задаче распределения суммарных затрат ТЭЦ.

5. Выпонена оценка производственной себестоимости и тарифов на энергию ТЭЦ на примере функционирования восьми станций в конкурентной среде и проведена процедура перераспределения затрат в условиях предполагаемого рынка энергии.

6. Проведена апробация предложенной методики формирования производственной себестоимости электроэнергии и теплоэнергии на реальном объекте -Самарской ТЭЦ, рассчитан ожидаемый экономический эффект от внедрения предложенного механизма перераспределения постоянных затрат.

Диссертация: библиография по экономике, кандидат экономических наук , Коростелева, Татьяна Сергеевна, Самара

1. Аврух А.Я. Проблемы себестоимости электрической и тепловой энергии. М.: Энергия, 1966.

2. Аврух А .Я. Проблемы себестоимости и ценообразования в электроэнергетике. М.: Энергия, 1977.

3. Бороненкова С. А. Управленческий анализ. М.: Финансы и статистика, 2004.

4. Бродянский В.М. Обобщенные показатели в энергетике // Теплоэнергетика. 1989. - № 2. - С. 63-66.

5. Бродянский В.Н., Фратчер В., Михалек К. Эксергетический метод и его приложения. -М.: Энергоиздат, 1988.

6. Бахрушина М. А. Бухгатерский управленческий учет. М.: Омега-Л, 2003.

7. Выренкова С. Г. По поводу статьи Денисова В. И. Обоснование тарифов на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) // Электрические станции. 2000. - №7.

8. Гладунцов А.И., Пустовалов Ю.В. По поводу эксергетического обоснования действующего способа распределения расхода топлива на ТЭЦ // Теплоэнергетика. -1989.-№ 1.-С. 59, 53.

9. Горшков А.С. Непригодность эксергетического метода распределения расхода топлива на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1989. - № 2. - С. 60, 61.

10. Ю.Горшков А.С. Технико-экономические показатели тепловых электростанций. М.: Госэнергоиздат, 1984.

11. П.Горшков А.С. О недостатках эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ // Электрические станции. 1990. - № 8. - С. 57-61.

12. Денисов А. Ю., Жданов С. А. Экономическое управление предприятием и корпорацией. -М.: Издательство Дело и сервис, 2002.

13. Денисов В.И. Обоснование тарифов на электрическую и тепловую энергию ТЭЦ, выводимых на Федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности) // Электрические станции. 1999. - № 10. - С. 18-27.

14. Денисов В.И. Оценка тепловой и электрической энергии, вырабатываемой ТЭЦ // Электрические станции. 1992. - № 6. - С. 5-10.

15. Денисов В.И. Метод формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию // Теплоэнергетика. 2001. - №3. - С. 58-61.

16. Денисов В.И. ТЭЦ на рынках электрической и тепловой энергии // Электрические станции. 2000. - № 7. - С. 2-7.

17. Денисов В.Е., Кацнельсон Г.Г. О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ // Электрические станции. 1989. - № 11. - С. 7-10.

18. Денисов В.Е., Кацнельсон Г.Г. Повышение эффективности теплофикации на базе эксергетического подхода // Теплоэнергетика. 1989. - № 2. - С. 61-63.

19. Достижения и проблемы развития теплофикации и централизованного теплоснабжения в России /Берсенев А.П., Еремин А.П., Малафеев В.А., РАО ЕЭС России. // Энергетик. 1999. - № 11. С. 4-5.

20. Друри К. Введение в управленческий и производственный учет: Пер. с англ. / Под ред. Н.Д. Эриашвили. М.: Аудит, ЮНИТИ, 1998.

21. Еремин JI. М. О роли локальных генерирующих источников небольшой мощности на рынке электроэнергии // Энергетик. 2003. - №3. - С. 23,24.

22. Ивашкевич В. Б. Управленческий учет в информационной системе предприятия // Бухгатерский учет. 1999. - №4. - с.99-102.

23. Инга Т. Мэдсен. Датская модель теплофикации: финансовая и законодательная база ее развития // Энергетик. 1999. - №11. С. 13, 14.

24. Инструкция по планированию, учету и калькулированию себестоимости производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии. Утверждена Минэнерго СССР л18 марта 1970 г.

25. Ипатов В.Б. Об изменении принципа распределения затрат топлива в энергетическом производстве // Электрические станции. 1989. - № 11. - С. 10-13.

26. Основные итоги работы АО Самараэнерго за 1999 г.

27. Основные итоги работы АО Самараэнерго за 2000 г.

28. Основные итоги работы АО Самараэнерго за 2001 г.

29. Основные итоги работы АО Самараэнерго за 2002 г.

30. Основные итоги работы АО Самараэнерго за 2003 г.

31. Каверина О. Д. Управленческий учет. -М.: Финансы и статистика, 2003.

32. Калькулирование себестоимости продукции в промышленности / Под ред. А. Ш. Маргулиса. М.: Финансы, 1980.

33. Калькуляция себестоимости продукции в промышленности: Учебное пособие. / Под ред. В. А. Белобородовой. М.: Финансы и статистика, 1989.

34. Карпова Т.П. Основы управленческого учета: Учебное пособие. М.: ИНФРА-М, 1997.

35. Комментарии к новому плану счетов бухгатерского учета и отчетности Минфина России / Под ред. А.С. Бакаева. М.: Информационное агентство ИПБ Бинфра, 2001.

36. Кондратова И.Г. Основы управленческого учета. М.: Финансы и статистика, 1998.

37. Коростелева Т. С. Сравнительный анализ методов формирования тарифов и распределения прибыли на ТЭЦ // Экономика и промышленная политика России: Труд. III Междунар. науч.-практ. конф. Санкт-Петербург: СПбГПУ, 2004. - С.285-288.

38. Малафеев В.А. Как правильно определить стоимость электрической и тепловой энергии, вырабатываемой на ТЭЦ? // Энергетик. 2000. - № 9. - С. 7-9.

39. Малафеев В.А. О концепции РАО ЕЭС России в области теплофикации и централизованного теплоснабжения // Энергетик. 1999. - № 12. - С. 8-10.

40. Малафеев В.А. Теплофикация эффективный способ энергосбережения и защиты окружающей среды // Промышленная энергетика. - 1999. - № 10.

41. Мизиковский Е. А. Бухгатерский учет: Корреспонденция счетов. М.: Финансы и статистика, 2003.

42. Мюлендорф Р., Карренбауэр М. Производственный учет (снижение и контроль издержек, обеспечение их рациональной структуры): Пер. с нем. М.: ФБК-Пресс, 1996.

43. Николаева С. А. Принципы формирования и калькулирования себестоимости. М.: Аналитика-Пресс, 1997.490 формировании тарифов на электрическую и тепловую энергию от ТЭЦ /От редакции //Энергетик. 2000. - № 9. - С. 7.

44. Об основных положениях Энергетической стратегии России на период до 2020 г. // Энергетик. 2000. - № 9. - С. 2-6.

45. Основы ценообразования в отношении электрической и тепловой энергии в Российской Федерации. Утверждены Постановлением Правительства РФ от 26.02.2004 №109.

46. Отклики на статью Денисова В.Е., Кацнельсона Г.Г. О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ /Е.Я. Соколов, А.Н. Златопольский,

47. B.Н. Рузанков, И.М. Петров // Электрические станции. 1989. - № 11. - С. 14-20.

48. Петров И.М. Отклик на статью Сафонова Л.П. и других О разнесении затрат между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ // Электрические станции. 1991. - № 4.1. C. 56.

49. Попырин J1.C., Денисов В.И., Светлов К.С. О методах распределения затрат на ТЭЦ // Электрические станции. 1989. - № 11. - С. 20-25.

50. Пустовалов Ю.В. К дискуссии о методах распределения затрат на ТЭЦ // Теплоэнергетика. 1992. - № 9. - С. 48-55.

51. Пустовалов Ю.В. О нормативном методе распределения затрат на ТЭЦ и его обоснованиях // Электрические станции. 1993. - № 8. - С. 21-27.

52. Решение научно-практической конференции Вопросы формирования тарифов на электрическую и тепловую энергию, производимую на ТЭЦ // Энергетик. 2000. - № 9. - С. 10.

53. РД 34.08.552-95. Методические указания по составлению отчета электростанции и акционерного общества энергетики и электрификации о тепловой экономичности оборудования. М.: ОРГРЭС, 1995.

54. Савицкая Г.В. Анализ хозяйственной деятельности. М.: ИНФРА-М, 2004.

55. Салихов А. А. Комбинированной выработке тепловой и электрической энергии -зеленый свет // Энергетик. 2003. - №2. - С. 11-14.

56. Самсонов В. С., Вяткин М. А. Экономика предприятий энергетического комплекса. -М.: Высшая школа, 2003.

57. Самарский статистический ежегодник, 2003 г.

58. Сафонов Л.П., Смокин Ю.В., Суворов В.П. О разнесении затрат между электрической и тепловой энергией на ТЭЦ // Электрические станции. 1991. - № 4. - С. 52-56.

59. Сергеев А. В. Модели, критерии и агоритмы оптимизации управления региональной энергосистемой: Дис. на соиск. учен. ст. канд. техн. наук. Самара, 2002.

60. Скоун Т. Управленческий учет. М.: Аудит, Юнити, 1997.

61. Славина Н. А., Косматое Э. М. Метод расчета тарифов на энергию конкурентоспособных ТЭЦ // Известия Академии наук. Энергетика. 2002. - №4. - С. 48-56.

62. Соколов Е.Я. О способах распределения расхода топлива на ТЭС // Теплоэнергетика. -1992.-№ 9.-С. 55-59.

63. Соколов Е.Я. Отражает не эксергетический метод действительное распределение капиталовложений в ТЭЦ? // Теплоэнергетика. 1989. - № 11. - С. 63-67.

64. Соколов Я. В. Основы теории бухгатерского учета. М.: Финансы и статистика, 2000.

65. Соколов Я. В. Бухгатерский учет: от истоков до наших дней. М.: Аудит, ЮНИТИ, 1996.

66. Стуков С. А. Система производственного учета и контроля. М.: Финансы и статистика, 1988.

67. Топливно-энергетический комплекс России в 2002 и 2003 годах // Энергетик. 2003. -№ 4.- С. 2-3.

68. Трусов А.Д. Калькулирование себестоимости продукции комплексных производств. М.: Финансы и статистика, 1983.

69. Управленческий учет / Под ред. Р. В. Вила и В. Ф. Палия. М.: Инфра-М, 1997.

70. Управленческий учет: Учебное пособие / Под ред. А. Д. Шеремета. М.: ФБК-Пресс, 2000.

71. Уткин Э. А. Цены, ценообразование, ценовая политика. -М.: ТАНДЕМ, 1999.

72. Федяев А. В., Федяева О. Н. Тенденции и перспективы развития в XXI веке систем теплоснабжения и теплофикации России // Известия Академии наук. Энергетика. -2004.-№1.-С. 46-56.

73. ФЗ О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации, от 14.04.95 г. № 41-ФЗ.

74. ФЗ Об электроэнергетике, от 26.03.2003 г. №35-Ф3.

75. Формирование тарифов на ТЭЦ в рыночных условиях / Малафеев В.А., Смирнов И. А., Хараим А. А, Хрилев Л. С, Лившиц И. М., РАО ЕЭС России ИНЭИ РАН - Центр энергосбережения РАО ЕЭС России // Теплоэнергетика. - 2003. - № 4. - С.55-63.

76. Хлебалин Ю. М. Метод золотого сечения оценки тарифов на тепловую и электрическую энергию действующих ТЭЦ // Промышленная энергетика. 2001. - №9. -С. 9-13.

77. Хлебалин Ю. М. Коммерческая эффективность действующих ТЭЦ // Промышленная энергетика. Ч 2001. №11. - С. 2-6.

78. Хорнгрен Ч.Т., Фостер Дж. Бухгатерский учет: управленческий аспект. М.: Финансы и статистика, 1995.85.111им Дж.К., Сигел Дж.Г. Методы управления стоимостью и анализ затрат: Пер. с англ. -М.: Информ.-изд. Дом Филинъ, 1996.

79. Шицман С.Е. О методе распределения расхода топлива на ТЭЦ // Теплоэнергетика. -1989. -№ 8. -С. 71-73.

80. Шицман С.Е. О приложимости эксергетического метода для анализа эффективности теплосиловых установок// Электрические станции. 1994. - № 10. - С. 37-43.

81. Шицман С.Е. Разнесение затрат на ТЭЦ между электрической и тепловой энергией // Электрические станции. 1992. - № 6. - С. 2-5.

82. Чумаченко Н. Г. Учет и анализ в промышленном производстве США. М.: Финансы, 1971.

83. Экономика промышленности: В 3 т. Т. 2: Экономика и управление энергообъектами. Кн. 1. Общие вопросы экономики и управления / Под редакцией А.И. Барановского и др. -М.: МЭИ, 1998.

84. Экономика промышленности: В 3 т. Т. 2: Экономика и управление энергообъектами. Кн. 2. Общие вопросы экономики и управления / Под редакцией А.И. Барановского и др. М.: МЭИ, 1998.

85. Яркин Е.В., Лукина Е.В. Совершенствование ценообразования в электроэнергетике: особенности калькулирования производственной себестоимости // Электрические станции. 1996. - № 10. - С. 2-7.

86. Baron В., Rich D., McDonnel С., Hajilambrinos С. Photovoltaics and Electric Utilities // 9 th EC Photovoltaics Solar Energy Conference. Sept. 1989. - P. 661-664.

87. Danziger R. Cogeneration Technology: where is going? Perspectives on the US Experience // The 1991 National Energy Management Forum. 25 June 1991. - Melbourne, Australia.

88. Drury C. Management and cost accounting. L.: Chapmen & Hall, 1992.

89. Elliott R. Neal. USA takes the CHP initiative // Power Engineering International. 2001. -Spec. Suppl. July. - P.7.

90. Isles JunioT. The heat is on // Power Engineering International. 2001. - Vol. 9. № 1. - P. 1617

91. Szargut J. Обобщенный метод распределения затрат в комбинированных процессах (на польском языке) // Gospodarka Poliwami i Energia. 1969. - № 4. - С. 4-6.

92. Szargut J. Термодинамический и экономический анализ в промышленной энергетике (на польском языке) // Warszawa, WNT, 1983

93. Wagner J. Метод распределения затрат на ТЭЦ между электроэнергией и теплом (на польском языке // PAN, Komitet Elektryfikazji Polski, Materialy: Studio. T. 5. Warszawa-Lods, PWN, 1968.

94. Краткое описание ТЭЦ АО Самараэнерго

95. Тольяттинская ТЭЦ. Введена в эксплуатацию в 1960 г. Установленная мощность 680 МВт. Топливо уголь, мазут, газ. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения Центрального района г. Тольятти, а также предприятий промышленной зоны;

96. Новокуйбышевская ТЭЦ-1. Введена в эксплуатацию в 1951 году. Установленная мощность 236 МВт. Топливо газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения промышленных предприятий г. Новокуйбышевска;

97. Новокуйбышевская ТЭЦ-2. Введена в эксплуатацию в 1962 году. Установленная мощность 495 МВт. Топливо газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения и горячего водоснабжения промышленных предприятий г. Новокуйбышевска;

98. Самарская ТЭЦ. Введена в эксплуатацию в 1972 году. Установленная мощность 390 МВт. Топливо газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения центральной части г. Самары и промышленных предприятий;

99. Безымянская ТЭЦ. Введена в эксплуатацию в 1941 году. Установленная мощность 184 МВт. Топливо уголь, газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения северо-восточной части г. Самары и промышленных предприятий;

100. Самарская ГРЭС. Введена в эксплуатацию в 1900 году. Установленная мощность 41 МВт. Топливо газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения центральной части г. Самары;

101. Сызранская ТЭЦ. Введена в эксплуатацию в 1947 году. Установленная мощность 255 МВт. Топливо газ, мазут. Предназначена для энергоснабжения, отопления и горячего водоснабжения г. Сызрани и промышленных предприятий.

102. Описание процесса комбинированной выработки электроэнергии и тепла на ТЭЦ Структурная схема технологического процесса ТЭЦ представлена на рисунке 1.

103. Рис. 1. Структурная схема комбинированной выработки электроэнергии и тепла

104. Совокупность элементов 2-4 образует пароводяной тракт котла.

105. Электрический генератор, повысительный трансформатор 15, главное распределительное устройство, а также система электроснабжения собственных механизмов электростанции через трансформатор собственных нужд 16, образует электротехническое хозяйство.

106. Основные производственные показатели ТЭЦ АО Самараэнерго за 1999-2003г.г.27, 28, 29,30,31.

107. Показатели Ед. 1999 2000 Темп 2001 Темп 2002 Темп 2003 Темп

108. Эзмер роста роста роста роста

109. Выработка 14007,1 103,7%электро- Мн. 14761,0 14519,1 98,4% 13818,6 95,2% 13503,2 97,7% энергии КВтч всего, в т.ч.

110. ТоТЭЦ 3103,3 3073,6 99,0% 2911,3 94,7% 2844,9 97,7% 2944,3 103,5%

111. ТЭЦВАЗа 5550,6 5620,1 101,2% 5340,8 95,0% 5200,4 97,4% 5358,1 103,0%

112. НкТЭЦ-2 1312,4 1120,4 85,4% 1013,2 90,4% 1017,2 100,4% 985,1 96,8%

113. СамТЭЦ 2338,2 2231,0 95,4% 2190,2 98,2% 2244,3 102,5% 2274,4 101,3%

114. НкТЭЦ-1 521,8 527,5 101,1% 459,6 87,1% 498,3 108,4% 489,2 98,2%

115. БТЭЦ 890,3 794,9 89,3% 795,1 100% 769,8 96,8% 925,5 120,2%

116. СТЭЦ 841,3 948,0 112,7% 908,2 95,8% 732,5 80,7% 832,2 113,6%

117. СамГРЭС 203,1 203,6 100,2% 200,2 98,3% 195,8 97,8% 198,3 101,3%1. Электроэнер- гия по теплофика- % 52,6 55,1 104,7% 58,5 106,2% 60,4 103,2% 59,9 99,2%ционному циклу всего, в т.ч.

118. ТоТЭЦ 47,8 51,0 106,7% 56,4 110,6% 53,7 95,2% 54,0 100,6%

119. ТЭЦВАЗа 56,2 56,9 101,2% 59,1 103,8% 61,7 104,4% 60,6 98,2%

120. НкТЭЦ-2 13,9 15,9 114,4% 28,5 179,2% 30,4 106,7% 34,5 113,5%

121. СамТЭЦ 54,0 59,8 110,7% 61,8 103,3% 64,2 103,9% 66,4 103,4%

122. НкТЭЦ-1 60,8 71,8 118,1% 73,7 102,6% 67,2 91,2% 68,1 101,3%

123. БТЭЦ 62,6 65,8 105,1% 68,5 104,1% 71,5 104,4% 64,1 89,7%

124. СТЭЦ 77,9 66,1 84,8% 63,3 95,8% 82,0 129,5% 70,9 86,4%

125. СамГРЭС 94,0 94,5 100,5% 93,6 99,0% 92,9 99,2% 91,8 98,8%1. Отпуск электроэнер- гии с шин Мн. 13024,3 12778,5 98,1% 12097,5 94,7% 11832,1 97,8 12281,4 103,8всего, КВтч в т.ч.

126. ТоТЭЦ 2754,1 2726,7 99,0% 2573,5 94,4% 2537,5 98,6 2608,8 102,8

127. ТЭЦВАЗа 4968,7 5017,3 101,0% 4756,1 94,8% 4618,6 97,1 4776,9 103,4

128. НкТЭЦ-2 1180,6 993,5 84,2% 885,7 89,1% 887,1 100,2 855,8 96,5

129. СамТЭЦ 2036,6 1934,8 95,0% 1761,7 91,1% 1943,3 110,3 1964,2 101,1

130. НкТЭЦ-1 428,2 436,3 101,9% 372,1 85,3% 408,6 109,8 403,6 98,8

131. БТЭЦ 767,6 682,5 88,9% 680,5 99,7% 655,8 96,4 797,9 121,7

132. СТЭЦ 715,6 814,6 113,8% 771,8 94,7% 616,5 79,9 706,4 114,6

133. СамГРЭС 172,8 172,8 100% 168,8 97,7% 164,6 97,5 167,8 101,9

134. Показатели Ед. Нзмер 1999 2000 Темп роста 2001 Темп роста 2002 Темп роста 2003 Темп роста

135. Отпуск теплоэнергии с колекторов всего по ТЭС, в т.ч. Тыс. Гкал. 22142,7 22739,5 102,7% 23679,7 104,1% 22784,5 96,2% 23341,5 102,4%

136. Итого по системе 24379,4 24924,7 102,2% 25831,1 103,6% 24981,6 96,7% 25474,0 102,0%

137. Доля тепла отработанным паром, по ТЭС в т.ч. % 91,0 91,3 100,3% 91,4 100,1% 91,3 99,9% 93,6 102,5%

138. Котельными АО СЭ 0 0 0 0 0

139. Итого ПС системе 83,2 83,3 100,1% 83,8 100,6% 83,2 99,3% 85,8 103,1%

140. Показатели Ед. Измер 1999 2000 Темп роста 2001 Темп роста 2002 Темп роста 2003 Темп роста1. Рабочая мощность ТЭС, всего, МВт 1917,5 1940,8 101,2% 1950,7 100,5% 1905,7 97,7% 1912,6 100,4%в т.ч.

141. Эксплуатационные исходные данные по ТЭЦ АО Самараэнерго за 2003 год

142. Показатели Ед.измер. ТЭЦВАЗ НкТЭЦ-2 Сам ТЭЦ То ТЭЦ НкТЭЦ -1 БТЭЦ СТЭЦ СамГРЭС

143. Отпуск электроэнергии с шин, Кэ тыс. КВтч 4776900 855800 1964200 2608800 403600 797900 706400 167800

144. Отпуск теплоэнергии с колекторов, Кт тыс. Гкал 6869 1759,7 3510,2 5432,5 1184,7 2166 1640,5 2911,4

145. Затраты на топливо ЗуЭЦ в т.ч.: тыс. руб. 1867705 492479 843457 1251554 253973 428874 362701 388076на электроэнергию, 1187897 283776 464849 676799 121049 210708 187085 52704на теплоэнергию, 3* 679808 208703 378608 574755 132924 218166 175616 335372

146. Условно-постоянные затраты, в т.ч. тыс. руб. 755837 302691 346545 480098 193551 267530 313105 256537на электроэнергию, П^1 599619 216011 270547 336459 137255 192311 181373 39267на теплоэнергию, 156218 86680 75998 143639 56296 75219 131732 217270

147. Прочие затраты, П"рц в т. ч.: тыс. руб. 146895 19212 88965 16277 64305 28175 15245 139292на электроэнергию, П"р 74510 6916 30034 6175 24373 8153 6098 49588на теплоэнергию, П"р 72385 12296 58931 10102 39932 20022 9147 89704

148. Производственная себестоимость, в т.ч.: электроэнергии теплоэнергии тыс. руб. 2770437 1862026 908411 814382 506703 307679 1278967 765430 513537 1747929 1019433 728496 511829 282677 229152 724579 411172 313407 691051 374556 316495 783905 141559 642346

149. Себестоимость 1 КВт*ч Себестоимость 1 Гкал руб./КВтч руб./Гкал 0,390 132,25 0,592 174,85 0,390 146,3 0,391 134,1 0,700 193,43 0,515 144,69 0,530 192,93 0,844 220,63

150. Суммарная прибыль в т.ч.: на электроэнергию на теплоэнергию тыс. руб. 306475 201099 105376 90415 54724 35691 142236 82666 59570 194604 110099 84505 57111 30529 26582 80762 44407 36355 77165 40452 36713 89800 15288 74512

151. Сумммарная выручка в т.ч.: на электроэнергию на теплоэнергию тыс. руб. 3076912 2063125 1013787 904797 561427 343370 1421203 848096 573107 1942533 1129532 813001 568940 313206 255734 805341 455579 349762 768216 415008 353208 873705 156847 716858

152. Тариф на электроэнергию (цена на шинах) Тариф на теплоэнергию (цена на колекторах) руб./КВтч руб./Гкал 0,432 147,59 0,656 195,13 0,432 163,27 0,433 149,65 0,776 215,86 0,571 161,48 0,587 215,3 0,935 246,22

153. Разделение затрат на постоянные и переменные по ТЭЦ АО Самараэнерго, 2003 г.

154. Показатели Ед. изм. ТЭЦВАЗ НКТЭЦ-2 СямТЭЦ ТоТЭЦ НКТЭЦ-1 БТЭЦ СТЭЦ СамГРЭС

155. Затраты на топливо 3^эц в т.ч.: 1867705 492479 843457 1251554 253973 428874 362701 388076на электроэнергию, 3, тыс. руб. 1187897 283776 464849 676799 121049 210708 187085 52704на теплоэнергию, 3* 679808 208703 378608 574755 132924 218166 175616 335372

156. Условно-постоянные затраты, в т.ч.: 755837 302691 346545 480098 193551 267530 313105 256537на электроэнергию, Пэ тыс. руб. 599619 216011 270547 336459 137255 192311 181373 39267на теплоэнергию, П^11 156218 86680 75998 143639 56296 75219 131732 217270

157. Постоянная составляющая УПЗ на электроэнергию Переменная составляющая УПЗ на электроэнергию тыс. руб. 444230 155389 168488,6 47522,4 202910,2 67636,8 245615,1 90844 106509,9 30745,1 140387,0 51924 138750,3 42622,7 29322,0 9945,0

158. Постоянная составляющая УПЗ на теплоэнергию Переменная составляющая УПЗ на теплоэнергию тыс. руб. 93730,8 62487,2 39872,8 46807,2 40278,9 35719,1 89056,2 54582,8 28518,4 27777,6 41370,4 33848,6 56887,5 74844,5 72674,4 144595,6

159. Производственная себестоимость электроэнергии тыс. руб. 1862026 506703 765430 1019433 282677 411172 374556 141559

160. Производственная себестоимость тепла тыс. руб. 908411 307679 513537 728496 229152 313407 316495 642346

Похожие диссертации

• Государственное регулирование экономических отношений в сфере использования природных ресурсов
• Разработка методических основ оценки конкурентоспособности ТЭЦ при формировании территориальных генерирующих компаний
• Разработка и обоснование инновационно-инвестиционной стратегии развития малой энергетики
• Механизмы управления компаниями электроэнергетики в условиях рыночных преобразований