Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Экономическая классификация отраслей





Экономическая классификация отраслей

Промышленность состоит из большого количества вза­имосвязанных отраслей и производств. Возникновение про­мышленности как самостоятельной отрасли народного хо­зяйства, ее отраслевая дифференциация - это постоянный процесс, обусловленный разделением общественного тру­да. Разделение общественного труда проявляется в трех формах: общее, частное, единичное.

Общее разделение труда выражается в разделении об­щественного производства на крупные сферы материаль­ного производства: промышленность, сельское хозяйство, строительство, транспорт и др.

Частное разделение труда проявляется в обособлении отдельных отраслей и производств внутри промышленно­сти, сельского хозяйства, транспорта и других отраслей материального производства.

Единичное разделение труда находит свое выражение в разделении и организации труда непосредственно на пред­приятиях.

Производство той или иной продукции становится са­мостоятельной отраслью промышленности или самостоя­тельным производством при условии наличия ряда одно­родных предприятий, специально занятых изготовлением отдельных видов продуктов.

Отрасль промышленности представляет собой совокуп­ность субъектов хозяйственной деятельности независимо от их ведомственной принадлежности и форм собственнос­ти, разрабатывающих и (или) производящих продукцию (выполняющих работы и оказывающих услуги) определен­ных видов, которые имеют однородное потребительское или функциональное назначение.

В состав многих отраслей промышленности включают­ся отдельные виды производства, которые хотя и распола­гают наличием указанных признаков, но еще не достигли уровня, позволяющего выделить их в самостоятельные отрасли.

Сейчас насчитывается около 350 отраслей и видов про­изводств. Все это ведет к изменению и совершенствованию отраслевой структуры промышленности.

Под структурой промышленности понимается состав, количественные соотношения и формы взаимосвязи отдель­ных отраслей и производств. Показателями отраслевой структуры являются:

число самостоятельных отраслей;

соотношение групп «А» и «Б» в общем объеме промыш­ленной продукции;

соотношение между отраслями добы­вающей и обрабатывающей промышленности;

удельный вес отраслей промышленности, обеспечивающих техниче­ский прогресс в народном хозяйстве; доля отраслей, про­изводящих товары народного потребления, сырье, маши­ны и оборудование для их выпуска.

В практике планирования и учета отраслевая структу­ра промышленности определяется путем нахождения удель­ного веса отраслей в общем объеме производства продук­ции (валовой, условно-чистой и чистой). Кроме этого, ис­пользуются также показатели структуры, исчисленные по удельным весам производственных основных фондов и по численности работающих.



Структура промышленности страны формируется под воздействием многих факторов, важнейшими из которых являются:

1) научно-технический прогресс;

2) темпы развития всей промышленности и ее отдельных отраслей;

3) концентрация, специализация, кооперирование и комбинирование производства;

4) рост материального благосостояния и культурного уровня трудящихся;

5) общественно-исторические условия;

6) сырьевые ресурсы страны;

7) международное разделение труда;

8) укрепление позиций России на мировом рынке.

В отраслевой структуре промышленности отражается уровень индустриального развития страны и ее экономи­ческой самостоятельности, степень технической оснащен­ности промышленности и ведущая роль этой отрасли в народном хозяйстве. Более совершенная отраслевая струк­тура промышленности в определенной степени характери­зует эффективность промышленного производства..

Межотраслевые комплексы: их роль в развитии экономики страны

В настоящее время отрасли промышленности объедине­ны в следующие комплексы:

а) топливно-энергетический;

б) металлургический;

в) машиностроительный;

г) химико-лесной;

д) агропромышленный;

е) социальный (производство товаров народного потреб-

ления в легкой промышленности);

ж) строительный комплекс (промышленность стройма­териалов).

По состоянию на 01.01.2001 г. топливно-энергетиче-ский комплекс России насчитывал 2 911 предприятий и акцио­нерных обществ, металлургический — 3 593, машиностро­ительный - 54 652, химико-лесной - 30 541, сельскохо­зяйственные предприятия - 27 600, перерабатывающие предприятия АПК — 25 392, социальный (легкая промыш­ленность) — 18 037, строительный — 9 430 предприятий.

Удельный вес продукции отдельных комплексов в об­щем объеме продукции промышленности в 2000 г. состав­лял: топливно-энергетического — 25,4%, металлургиче­ского - 16,4%, машиностроительного — 16,4% химико-лесного - 10,2%, перерабатывающих отраслей АПК (в части пищевой промышленности) — 11,1%, социального - 1,2%, строительного — 2,4%.

Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) представляет собой интегрированную систему угольной, газовой, нефтя­ной, торфяной, сланцевой промышленности, энергетики, отраслей по производству энергетического и других видов оборудования, объединенных общей целью в удовлетворе­нии потребностей народного хозяйства в топливе, тепле, электроэнергии. Благодаря наличию мощного топливно-энергетического комплекса Россия является единственной крупной промышленно развитой страной, которая полно­стью обеспечивает себя топливом и энергией за счет соб­ственных природных ресурсов и осуществляет экспорт топ­лива и электроэнергии в значительных объемах.

Нужно отметить наступление нового этапа в развитии топливно-энергетического комплекса, характеризующего­ся прежде всего изменением структуры добычи топлива, снижением доли нефти и угля в топливном балансе, о чем свидетельствуют данные таблицы 9.

Это обусловлено прежде всего трудностями разведки запасов нефти и их освоения в северных необжитых райо­нах, увеличением затрат на разведку и добычу топлива, необходимостью использования во все большем объеме за­пасов и капиталовложений для поддержки уровня добычи нефти, а также повышением народнохозяйственной экс­портной ценности нефти и нефтепродуктов.

Структура электроэнергетики

Основу производственного потенциала электроэнергетики России составляют электростанции общего пользования; на них приходится более 90% генерирующих мощностей. Остальная часть - ведомственные электростанции и децентрализованные энергоисточники.

В структуре мощностей электростанций общего пользова­ния лидируют паротурбинные ТЭС. Тепловые элек­тростанции включают конденсационные (КЭС), генерирующие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на ко­торых осуществляется комбинированная выработка электро­энергии и тепла.

Электроэнергия производится на электростанциях разных ти­пов: тепловых (ТЭС), гидравлических (ГЭС), атомных (АЭС), а также на установках, использующих так называемые нетрадици­онные возобновляемые источники энергии (НВИЭ). Основным типом электростанций являются тепловые, на которых исполь­зуется органическое топливо: уголь, газ, мазут. Среди НВИЭ наибольшее распространение в мире получили солнечные, ве­тровые, геотермальные электростанции, установки, работаю­щие на биомассе и твердых бытовых отходах.

Тепловые электростанции оборудуются паротурбинными энергоблоками различных мощностей и параметров пара, а так­же газотурбинными (ГТУ) и парогазовыми (ПГУ) установками. Последние могут работать и на твердом топливе (например, с внутрицикловой газификацией).

В топливном балансе ТЭС определяющую роль играет природный газ. Его доля составляет около 65% и превышает долю угля более чем в 2 раза. Участие нефтетоплива незначительное (менее 5%).ТЭС - 66%ГЭС - 23%

В соответствии с Энергетической стратегией страны до 2020 г. в структуре генерирующих мощностей предполагает­ся увеличить долю АЭС (примерно в 1,5 раза по сравнению с 2000 г.), а также снизить долю природного газа в топливном балансе ТЭС, соответственно существенно повысив использо­вание угля.

Концепцией технической политики РАО «ЕЭС России» опре­делено, что при новом строительстве, техническом перевоору­жении и реконструкции ТЭС, использующих природный газ, следует применять только парогазовые и газотурбинные техно­логии. Использование паросиловых техноло­гий для этих целей запрещается.

Теплоэнергетика

К объектам теплоэнергетики относятся теплоисточники (паровые и водогрейные котельные), а также тепловые сети

1 Часть теплоэнергии (около 30%) выраба­тывается в России на ТЭЦ, которые относят­ся к объектам электро­энергетики.

(магистральные и распределительные) с трубопроводами, насо­сными станциями и тепловыми пунктами1.

Котельные имеют разную ведомственную принадлежность (муниципальные, промышленные и др.). Среди них выделяют­ся централизованные теплоисточники, обслуживающие целый район теплоснабжения или группу разных потребителей, и де­централизованные, прикрепленные к конкретным абонентам. В частности, к децентрализованным причисляют котельные мощностью до 20 Гкал/ч; в целом с учетом ТЭЦ в России цен­трализованно вырабатывается около 70% тепловой энергии. Но дальность передачи тепла, в отличие от электроэнергии, ограни­чена по технико-экономическим соображениям: для пара всего до 1,5-2 км, для горячей воды - до 20-30 км.

Главными функциями теплоэнергетики в обществе являются:

• надежное и бесперебойное обеспечение потребителей не­обходимыми им теплоносителями с требуемыми объем­ными и качественными параметрами;

•поддержание теплового комфорта в жилых и обществен­ных зданиях (в строгом соответствии с температурами на­ружного воздуха).

Данные функции должны реализовываться на основе вне­дрения экономически и экологически оптимальных схем тепло­снабжения городов и сельских районов страны.

Тепловая энергия в виде пара и горячей воды широко при­меняется в различных отраслях народного хозяйства для технологических нужд, отопления, вентиляции и горячего водоснабжения. Следует подчеркнуть, что электроэнергия и теплоэнергия - взаимозаменяемые и конкурирующие энергоноси­тели. Особенно это касается силовых и среднетемпературных процессов, где в качестве энергоносителя может использоваться как пар различных параметров, так и электричество. При благо­приятных экономических предпосылках электроэнергия может заменять горячую воду в низкотемпературных процессах, обе­спечивая более качественное регулирование параметров и по­требительский комфорт.

Оборотные средства

Для осуществления производственного процесса необходи­мы оборотные средства(средства труда),

Оборотные средства — это авансированный капитал, который пол­ностью поглощается в процессе производства: эти средства примерно равны величине эксплуатационных расходов за один их оборот.

Оборот­ные средства — это оборотные фонды и средства обращения в денеж­ном выражении. Часть их функционирует в сфере производства, дру­гая — в сфере обращения. Делятся на собственные и заемные (кредиты банка), нормируемые и ненормируемые

Оборотные средства совершают кругооборот в производстве и обращении, последовательно принимая форму то оборотных фондов (в виде производственных мате­риальных запасов и незавершенного производства), то фондов обраще­ния (в виде денежных средств).

Оборотные фонды — часть производственных' фондов предпри­ятий, целиком потребляемая в одном производственном цикле и полно­стью переносящая свою стоимость на производимый продукт. Состоят из предметов труда, производственных запасов и незавершенной про­дукции.

Оборотные фонды в энергетике включают сырье (предмет труда. составляющий вещественную основу изготовляемого продукта, яв­ляющийся сам продуктом труда другого предприятия и обладающий стоимостью), топливо, вспомогательные материалы, малоценные и быстроизнашивающиеся предметы (на складах предприятия), незавер­шенное производство (предметы труда, находящиеся в стадии обра­ботки) и полуфабрикаты собственного изготовления (в процессе про­изводства).

Наряду с оборотными фондами, занятыми в сфере производства (то­пливо, вспомогательные материалы и т.п.), предприятие располагает средствами, находящимися в сфере обращения (деньги в банке, або­нентская задолженность за потребленную энергию и т.п.), т.е. фондами обращения.

Подавляющая часть оборотных средств относится к нормируемым; к ненормируемым оборотным средствам относятся товары, отгружаемые покупателям, денежные средства и средства в расчетах. Нормирование оборотных средств заключается в установлении норм запаса в днях и нор­мативов в денежном выражении.

Оборот это время от начала работы до получения оплаты за про­дукцию или , в последующие периоды, за время между получением плате­жей за произведенную и проданную продукцию.

Отношение календарного времени (года) ко времени оборота называ­ется скоростью оборота.

Например, величина оборотных средств в котельных определяется стоимостью запаса топлива (70—-80 % от суммы оборотных средств), размеры которого должны предусматри­вать работу котельной в течение месяца (не считая аварийного запаса). При двухнедельной оплате потребителями отпущенного тепла этот запас мог бы стать вдвое меньшим, не ме­сячным, а двухнедельным.

Таким образом, экономическая категория «оборотные фонды и обо­ротные средства»:

это авансированный капитал, в течение оборота не дающий дохо­да, прибыли, поэтому его величину стремятся минимизировать;

они состоят из оборотных фондов, имеющих материальное выра­жение— топливо, сырье, материалы и т.п.; и оборотных средств, пред­ставляющих собой денежные средства в банке (депозиты) и предназна­ченных для выплаты заработной платы и оплаты услуг в течение периода оборота;

оборотные фонды и средства полностью поглощаются в процессе производства и всю свою стоимость переносят на продукцию;

характеризуются скоростью оборота, равным отношению кален­дарного фонда времени ко времени оборота оборудования.

По источникам образования оборотные средства предприятия делятся на:

1. Средства собственные - выделяются предприятием, государством в плановом порядке в размерах минимально необходимых для обеспечения нормального хода производства.

2. Средства заемные – ссуды госбанка в форме краткосрочных кредитов для покрытия его времени потребности в дополнительной сумме денег на преобретение топлива, материалов и т.п.

Средства привлеченные – в частности, за счет отчислений от прибыли, называемые личными да накопленными средствами

 

15.КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ В ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ОБЪЕКТЫ

Капитальные затраты вкладываются в строительство новых, реконструкцию и модернизацию действующих энергетических объектов. Результатом завершения строительства является создание объекта, например, для энергетики – электростанции с определенной установленной мощностью, неизменной в течение периода эксплуатации. Постоянство установленной мощности для построенной электростанции (при возможном изменении выработки электроэнергии) обуславливает расчет удельных капитальных затрат в электростанции на единицу установленной мощности, а не на единицу выработки электроэнергии.

Суммарные капитальные затраты в объект должны включать капитальные затраты, имеющие место на всех этапах инвестиционного периода, т.е. на прединвестиционной, инвестиционной (на стадии создания объекта) и эксплуатационной стадиях.

На прединвестиционной стадии в составе капитальных затрат учитываются

- расходы на предварительные технико-экономические исследования, маркетинговые исследования, на разработку проекта создания ТЭО, оплату консультационных услуг при разработке проекта и ТЭО;

- расходы на эмиссию ценных бумаг, включающие расходы на составление и издание проспектов о новом выпуске акций;

- затраты на создание временных сооружений и пр.

На стадии осуществления проекта (инвестиционной стадии) оцениваются капитальные затраты в основной капитал:

- затраты на приобретение лицензии, дающей право осуществлять производство и /или передачу энергии на данной территории;

- затраты на покупку земельного участка и на подготовку его к началу строительства объекта;

-затраты на строительство зданий, сооружений;

-затраты на покупку и монтаж основного, вспомогательного оборудования, передаточных устройств, транспортных средств;

-затраты на формирование оборотного капитала, необходимого для начала полной или частичной эксплуатации объекта. Сюда включаются расходы на создание запасов топлива на электростанции или котельной, запасов вспомогательных материалов, необходимых в процессе эксплуатации, запасных частей и т.д.

-расходы на пусковые испытания, пуск и ввод в эксплуатацию объекта.

На стадии эксплуатации капитальные затраты имеют место лишь тогда, когда в соответствии с проектом необходима замена части оборудования через определенных срок. В эту группу капитальных затрат включаются также расходы по ликвидации объекта в конце его жизненного цикла – это затраты на демонтаж зданий, оборудования, рекультивацию земли (для АЭС – расходы на вывод из эксплуатации и консервацию станции, расходы на захоронение оборудования, подвергшегося радиоактивному облучению.)

На стадии разработки проекта энергогенерирующих установок капитальные затраты определяются по смете капитальных затрат, в которой определяются денежные, материальные и трудовые затраты, связанные с приобретением оборудования, строительных и конструкционных материалов, выполнением в полном объеме строительно-монтажных работ по данному объекту. Исходной информацией для составления сметы капитальных затрат служат данные проекта: состав оборудования, объем строительных и монтажных работ, нормы расценки на строительно-монтажные работы, прейскуранты (или договорные цены) на оборудование и материалы.

Ввиду большой трудоемкости составление сметы целесообразно и возможно лишь при наличии пакета проектной документации, в котором определены состав основного, вспомогательного оборудования, площадка размещения объекта, архитектурно-планировочные решения, конструкция и размеры зданий и сооружений и т.д.

На этапе предварительных технико-экономических исследований капитальные вложения рассчитываются исходя из нормативных удельных капитальных затрат, разрабатываемых проектными организациями. В частности, капитальные затраты в электростанциях определяются как

Кэ.с = Кэ.с* Nyэ.с* a, руб

U

где Кэ.с– удельные капитальные вложения в электростанцию;

Nyэ.с- установленная электрическая мощность электростанции, кВт;

a- районный коэффициент, учитывающий изменение условий строительства объекта в данном районе по сравнению с условиями строительства в центральном районе Европейской части России, для которого разрабатываются нормативные удельные капитальные затраты.

Второй метод определения капитальных затрат на предпроектной стадии основан на использовании нормативных значений капитальных затрат в отдельные агрегаты и блоки электростанций. Так, для электростанций с блочной компановкой основного оборудования капитальные затраты составят

Кэс= КIбл+ К блпосл* (nбл - 1) * a, руб

где КIбл- капитальные затраты в первоочередной (головной) блок, включающие стоимость основного и вспомогательного оборудования (с учетом затрат на монтаж) и затрат в здания и сооружения (с учетом стоимости строительных работ), относимых на первоочередной блок, руб.;

Кблпосл- капитальные затраты в последующий блок;

nбл- количество однотипных блоков, устанавливаемых на КЭС.

Следует учитывать, что КIбл> Кблпосл, т.к. в капитальные затраты головного блока включена стоимость объектов, расположенных вне главного корпуса, без которых блок не может быть введен в эксплуатацию (дымовая труба, береговая насосная, градирня и т.д.)

Для тепловых электростанций (КЭС и ТЭЦ) с поперечными технологическими связями капитальные затраты оцениваются

 

Кэс= [К п.гI+ Кп.гп(n п.г- 1) + КтI+ Ктп(n т- 1)]* a, руб

где Кп.гI, Кп.гп- капитальные затраты в парогенераторы, соответственно в головной и последующий, в которых учитываются стоимость парогенератора и затраты на его монтаж, а также затраты на приобретение и монтаж вспомогательного оборудования, системы пылеприготовления, тягодутьевых устройств, системы золоулавливания, деаэраторов и т.д., а также капитальные затраты в здания и сооружения, относимые к котельному цеху (подъездные пути, топливные склады, дымовые трубы);

КтI, Ктп- капитальные затраты в турбогенераторы соответственно в первоочередной и последующий, включающие капитальные затраты собственно в паровую турбину и электрогенератор, затраты на вспомогательное оборудование турбин и генераторов, распределительные устройства, систему технического водоснабжения, а также часть стоимости зданий турбинного и электрического цехов, относимой на один агрегат;

nп.г, n т- соответственно число однотипных парогенераторов и турбин, установленных на электростанции.

Капитальные затраты в котельные определяются

 

Ккот = Ккот* Qкот, руб

 

где Qкот- мощность котельной, Гкал/час, ГД ж/г;

Ккот- удельные капитальные затраты в котельную, Гкал/ч, ГД ж/г.

 

Нормативные удельные капитальные затраты в тепловые электростанции и котельные зависят от типа, числа, единичной мощности и начальных параметров пара, суммарной мощности электростанций, схемы компоновки основного оборудования, вида топлива, системы технического водоснабжения, организации строительства.

· Увеличение единичной мощности агрегата вызывает снижение (по сравнению с несколькими агрегатами меньшей мощности) объема строительно-монтажных работ, металлоемкости и материалоемкости оборудования, что приводит к уменьшению удельных капитальных затрат.

· При увеличении общей мощности в оптимальных масштабах электростанции или котельной капитальные затраты, не зависящие от мощности ( затраты на подъездные пути, разгрузочные устройства топливоподачи, затраты на подготовку площадки, получение лицензии и т.д.) практически не меняются, что приводит к сокращению удельных капитальных затрат, т.е.

 

ѕ Кэ.с. А + b * Nyэс А

Кэ.с.= --------- = ------------------ = ------------ + b , руб/кВт

Nyэс Nyэс Nyэс

где Кэ.с- капитальные затраты в электростанцию, руб;

А - капитальные затраты, не зависящие от мощности электростанции, руб;

b - удельные капитальные затраты, зависящие от мощности станции (затраты в оборудование), руб/кВт.

· Рост начальных параметров пара требует использования при создании оборудования более качественных, а значит и более дорогих конструкционных материалов, что в итоге увеличивает удельные капитальные затраты. С другой стороны, если рост начальных параметров пара на ТЭС сопровождается одновременным увеличением единичной мощности агрегата, это приводит к снижению удельных капитальных затрат в электростанцию.

· Переход к блочной компоновке основного оборудования и отказ при этом от установки резервного парогенератора также уменьшает удельные капитальные затраты.

· От вида сжигаемого топлива зависят капитальные затраты в систему топливоприготовления и топливоподачи. При проектировании электростанции или котельной на природном газе удельные капитальные затраты на 20% и на жидком топливе на 15% ниже, чем при проектировании электростанции или котельной на твердом топливе. При проектировании станции на природном газе исключаются затраты на создание топливного склада, систему топливоприготовления и топливоподачи, систему золошлакоудаления. При проектировании станции на жидком топливе топливоподача менее развита по сравнению с угольной станцией. В ее состав входят: эстакада для слива мазута из железнодорожной цистерны, баки (емкости)для хранения мазута, насосная станция и мазутопровод для подачи мазута из баков к форсункам парогенераторов. При этом система золошлакоудаления отсутствует.

· Удельные капитальные затраты зависят от расположения проектируемого объекта относительно железнодорожных коммуникаций. Чем дальше станция размещается от путей МПС, тем больше капитальные затраты в подъездные железнодорожные пути.

· Аналогично зависимость общих и удельных капитальных затрат от размещения электростанции или котельных относительно источника водоснабжения. Для электростанций величина удельных капитальных затрат зависит от системы охлаждения циркуляционной воды. При оборотной системе с градирнями и прудами-охладителями удельные капитальные затраты при всех прочих равных условиях больше на 3-5% по сравнению с вариантом использования прямоточной системы подачи циркуляционной воды в конденсаторы турбин.

· Применение в процессе строительства индустриальных методов и, в частности, доставка на строительную площадку крупных узлов, снижает объем монтажных работ, повышает качество монтажа, при снижении удельных капитальных затрат на 5-8%. Меньшее значение относится к станциям на твердом топливе, большее - на газомазутном.

Капитальные затраты в ТЭЦ включают затраты на создание как электрической, так и тепловой мощности ТЭЦ.

Удельные капитальные затраты на создание только электрической мощности ТЭЦ за вычетом затрат на создание тепловой мощности ТЭЦ (тепловой мощности отборов и пиковой котельной) составляет в среднем 75-85% от удельных капитальных затрат в ТЭЦ. Меньшее значение относится к отопительным, большее -–к промышленно-отопительным ТЭЦ. При установке на ТЭЦ турбин типа Р это отношение составляет 55-56%.

В структуре капитальных затрат в ТЭЦ 40-50% составляет стоимость строительных работ, 15-18% - монтажных работ и 35-45%- стоимость оборудования.

При одинаковой электрической мощности ТЭЦ и КЭС и всех прочих равных условиях (одинаковом виде топлива, размещении на одной площадке и т.д.) удельные капитальные затраты в ТЭЦ будут больше, чем на КЭС. Это объясняется :

· поскольку от ТЭЦ наряду с электроэнергией отпускается тепло, тепловая производительность парогенераторов должна быть больше;

· при меньшей единичной производительности парогенераторов на ТЭЦ по сравнению с КЭС количество парогенераторов (при одинаковой суммарной производительности парогенераторов КЭС и ТЭЦ) на ТЭЦ больше;

· на ТЭЦ имеет место оборудование не характерное для КЭС и связанное только с отпуском тепла – бойлерные установки и сетевые насосы;

· концентрация единичной мощности агрегатов на ТЭЦ меньше (максимальная единичная мощность блока на ТЭЦ 250 МВт, на КЭС – 800 МВт), в результате чего при одинаковой мощности ТЭЦ и КЭС количество агрегатов на ТЭЦ больше;

· ТЭЦ размещаются в черте или вблизи городов, в то время как КЭС удалены от городов. При этом стоимость земельных участков в черте города дороже, выше степень загрязнения биосферы, а значит более жесткие экологические ограничения и соответственно больше капитальные затраты в устройства по очистке выбросов и сбросов.

· На ТЭЦ, располагаемых вблизи потребителей тепла и, как правило, удаленных от источников воды на большее расстояние по сравнению с КЭС, используется система оборотного водоснабжения, требующая капитальных затрат в строительство градирен или прудов-охладителей.

· На увеличение удельных капитальных затрат в ТЭЦ оказывает влияние схема системы теплоснабжения. При закрытой схеме производительность химводоочистки выбирается из расчета обеспечения подпитки котлов при условии возврата с производства 100% конденсота сработавшего пара и восполнения утечек в системах отопления в размере 1.5-2% расхода сетевой воды.

При открытой схеме химводоочистка на ТЭЦ должна иметь большую производительность, чтобы обеспечить также восполнение невозврата горячей воды, используемой потребителями. Увеличение производительности химводоочистки в открытой схеме теплоснабжения сопровождается ростом удельных капитальных затрат в ТЭЦ.

Удельные капитальные затраты в АЭС в 1,8-2 раза больше удельных капитальных затрат в равновеликие по мощности КЭС на органическом топливе. Это превышение объясняется:

· использованием для изготовления оборудования АЭС более качественных конструкционных материалов, способных выдерживать не только высокие температуры и давление, но и радиоактивное воздействие;

· тепловые схемы АЭС при установке реакторов водо-водяного типа с водой под давлением (ВВЭР) и реакторов на быстрых нейронах (РБН) имеют соответственно два (для ВВЭР) и три (для РБН) циркуляционных контура, что увеличивает габариты зданий, габариты и количество единиц оборудования;

· турбины атомных электростанций работают на насыщенном паре с давлением острого пара 60-65 ата (на КЭС -240 ата), что при равной электрической мощности КЭС и АЭС увеличивает габариты турбин и здания турбинного цеха;

· наличием устройств, защищающих от проникновения радиоактивности за пределы реакторного отделения и выбросов радиоактивности в окружающую среду.

Удельные капитальные затраты для ГЭС и ГАЭС в два и более раз превышают удельные капитальные затраты в равновеликие по мощности КЭС.

Величина удельных капитальных затрат в ГЭС и ГАЭС зависит от типа гидростанции (деривационная, плотинные с погруженными агрегатами и т.д.), размещения ГЭС (равнинная или построенная в горных районах), мощности электростанции, единичной мощности и числа гидроагрегатов, высоты напора.

Увеличение удельных капитальных затрат гидроэлектростанций по сравнению с КЭС обусловлено большими капитальными затратами в строительство гидротехнических сооружений: плотину, водовозы, подготовку ложа водохранилища, укрепление берегов водохранилища, судоподъемники или шлюзы и т.д. В суммарных капитальных затратах в строительство ГЭС доля капитальных затрат в гидротехнические сооружения (в пассивные ОПС) составляет около 80%.

В ГАЭС удельные капитальные затраты меньше, чем в равновеликую по мощности ГЭС ввиду отсутствия дорогостоящей плотины.

Соотношение удельных капитальных затрат в электростанциях разных типов (при всех прочих равных условиях)

КГЭС> КГАЭС> КАЭС> КТЭЦ> ККЭС

характеризует, что наиболее капиталоемкими являются ГЭС, наименее капиталоемкими - КЭС.

16. Определение себестоимости электрической энергии на тепловых электростанциях.

 

Величина проектной себестоимости учитывается в составе затрат при расчете показателей экономической эффективности инвестиционных проектов, а так же является базой для расчета себестоимости единицы продукции.

Затраты, образующие себестоимость продукции группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим статьям затрат:

1. Топливо на технологические цели

2. Вода на технологические цели

3. Оплата труда производственного персонала

4. Отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда производственного персонала.

5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

6. Цеховые расходы

7. Общехозяйственные расходы

Статья 1. Топливо на технологические цели.

По данной статье отражается стоимость технологического топлива, расходуемого непосредственно на производство электрической и тепловой энергии. Израсходованное на производство топливо расценивается по стоимости франко-станция назначения.

Стоимость топливо франко-станция назначения состоит из стоимости франко-станция отправления, суммы скидок и надбавок за отклонение от норм по зольности, влажности, калорийности, железнодорожного тарифа

Статья 2. Вода на технологические цели

По статье «Вода на технологические цели» учитываются расходы по химводоочистке (химического цеха), в состав которых входят заработная плата персонала с отчислениями на социальные нужды, химические реактивы, материалы, амортизация, ремонтные работы и другие расходы, осуществляемые для организации технологического процесса химической очистки воды.

Статья 3. Оплата труда производственного персонала

По данной статье учитывается заработная плата производственных рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства, а так же оплата труда других категорий работников, непосредственно занятых в основном производстве: дежурных инженеров станции, начальников смен и всего дежурного (вахтенного) персонала основных цехов.

Статья 4. Отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда производственного персонала.

По этой статье учитываются отчисления на социальные нужды: на социальное страхование, на обязательное медицинское страхование, пенсионный фонд, предусмотренные действующим законодательством.

Статья 5. Расходы на содержание и эксплуатацию оборудования

К этой статье относятся амортизация, затраты по содержанию и ремонту производственного оборудования цехов, прочие расходы не предусмотренные в других статьях.

Статья 6. Цеховые расходы

В состав цеховых расходах включают затраты по обслуживанию цехов и управлению ими: оплата труда с отчислениями на социальные нужды аппарата управления цехом, амортизация и затраты по содержанию и ремонту зданий и инвентаря общецехового назначения.

Статья 7. Общехозяйственные расходы

По статье «Общехозяйственные расходы» учитывают расходы на управление предприятием

Состав исходных данных к расчету затрат формируется по форме таблицы (приложение)

 

17. Калькуляция себестоимости на КЭС

 

Калькуляцией называется расчет себестоимости единицы продукции. Объектами калькуляции является 1 кВт ч электрической энергии, отпущенной с шин электростанции.

Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп/кВт ч

где - суммарные затраты по станции.

Методика расчета суммарных затрат приведена в таблице, пример расчета в приложении.

 

18. Калькуляция себестоимости энергии на ТЭЦ

 

Объектом калькуляции себестоимости на ТЭЦ является 1 кВт ч электрической энергии и 1Гкал (ГДж) тепловой энергии, отпущенной потребителям.

Себестоимость единицы энергии определяется по формулам кВт ч, руб/Гкал:

Расчеты по калькулированию себестоимости на ТЭЦ с цеховой структурой управления выполняются в следующей последовательности:

1. Определяют себестоимость производства энергии в целом по ТЭЦ (табл.)

2. Распределяют затраты по фазам производства – цехам (табл.)

3. Вычисляют себестоимость производства электрической и тепловой энергии на ТЭЦ (табл.)

4. Определяют себестоимость единицы тепловой и электрической энергии.

При цеховой структуре управления группировка затрат ведется по следующим статьям производства.

1. Топливо - транспортный цех – планируются и учитываются затраты по доставке топлива от пункта его поступления (железнодорожная станция или пристань назначения) до топливного склада или разгрузочных устройств котельной, затраты по переброске топлива со складов до разгрузочных устройств, включая погрузку и выгрузку, расходы по содержанию складов хранения топлива, расходы по содержанию цеха и расходы по механической подачи топлива.

2. Котельный цех (включая химводоочистку) – планируются и учитываются стоимость расходуемого топлива: затраты по водоприготовлению и химводоочистке, золоулавливания и золоудалению, а также расходы собственно котельной и теплоизмерительной лаборатории.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.