ПОКАЗАТЕЛИ ФОНДООТДАЧИ, ФОНДОЁМКОСТИ И ФОНДОВООРУЖЁННОСТИ

ФондоотдачейФ_о называется отношением суммы реализации продукции R, как основного выражение результатов производственного процесса, к стоимости производственных фондов F_пр:

Ф_о=R/F_пр (10.19)

Размерность фондоотдачи так же, как и у рентабельности производственных фондов, и также не требует алгебраических сокращений – руб/год/руб. (как уже отмечалось, при сокращении руб/руб останется один/год или год^-1 , т.е. появится размерность, лишённая экономического смысла).

В связи с совершенствованием и соответственным удорожанием производственных фондов этот показатель во всём мире имеет тенденцию к снижению. Поэтому эффективность инвестиций по этому показателю будет приемлемой в том случае, когда в результате инвестирования фондоотдача либо остаётся на уровне среднеотраслевых значений, либо снизится на незначительную величину.

Иногда целесообразно выразить фондоотдачу в натуральных объёмах производства П, тогда её размерность будет – единицы продукции/год/руб:

Ф_о=П/F_пр (10.19а)

Величина фондоотдачи в натуральном выражении может вычисляться с использованием любого показателя объёма производства в зависимости от того, какой из них используется на инвестируемом предприятии в практике производственно-хозяйственной деятельности – по валовому или товарному объёму, сумме реализации, чистой или условно-чистой продукции.

Показателем, обратным фондоотдаче, является фондоёмкость производства Ф_е.

Фондоёмкость Ф_епоказывает, какая величина производственных фондов требуется для производства единицы продукции в стоимостном или натуральном выражении:

Ф_е=F_пр/R (10.20)

Ф_е=F_пр/П (10.20а)

При оценки эффективности инвестиций по этому показателю вложение капитала будет оправдано в том случае, когда в результате инвестирования фондоёмкость останется на уровне среднеотраслевых значений или возрастёт значительно.

Показатель фондовооружённости связан с оснащенностью работников предприятия основными производственными фондами.

Фондовооружённость Ф_л показывает, какая величина производственных фондов (как правило, основных) приходится на одного работника предприятия:

Ф_л=F_пр/Л (руб/чел). (10.21)

Пример 10.22. Определить изменение показателей фондоотдачи, фондоёмкости и фондовооружённости на предприятии, если объём реализации R увеличился на 20%, количество персонала Л сократилось на 10% а производственные фонды F_пр возросли на 5%.

Р е ш е н и е. Поскольку абсолютные значения показателей не заданы, следует оперировать их относительными изменениями:

R₁ = (1+0,2)*R; Л₁ = (1-0,1)*Л; F_пр1 = (1+0,05)*F_пр;

Рассчитываем показатели фондоотдачи Ф_о, фондоёмкости Ф_с и фондовооружённости Ф_л:

Ф_о1 = R₁/F_пр1 = (1,2/1,05)*Ф_о = 1,14Ф_о;

Ф_с1 = F_пр1/R₁ = (1.05/1.2)*Ф_с;

Ф_л1 = F_пр1/Л₁ = (1,2/0,9)*Ф_л.

Очевидно, что при дополнительном инвестировании производства величина фондовооружённости Ф_л должна возрастать. Однако процесс увеличения фондовооружённости лишь тогда следует признать положительным явлением, когда он сопровождает повышение производительности труда.

Производительность труда, как известно, показывает величину производства продукции, приходящейся на одного работника предприятия, и определяется отношением объёма производства П к численности персонала Л:

П_л=П/Л (10.22)

Если эту формулу интерпретировать как Л = П/П_л, из формулы фондоотдачи (10.19а) определить F_пр = П/Ф_о, а затем эти значения подставить в выражение (10.21), получим:

Ф_л=П_л/Ф_о (10.23)

Выражение (10.23) следует читать так: фондовооруженность прямо пропорциональна производительности труда и обратно пропорциональна фондоотдаче, т.е инвестирование эффективно, если рост производительности труда опережает увеличение фондоотдачи. Поскольку обычно фондоотдача имеет тенденцию к снижению, фондовооруженность может увеличиваться и при стабильной производительности труда и даже при ее некотором снижении – меньшем, чем у фондоотдачи. Все эти экономические зависимости необходимо иметь в виду при оценках эффективности инвестиций по показателю фондовооруженности.

Пример 10.23.Определить процент изменения показателя производительности труда в натуральном П_л(нат) и стоимостном выражении П_{л(стоим)} при увеличении объёма производства П на 17%, повышении рыночной цены продукции Ц на 20% и сокращении численности персонала Л на 10%. Производственные фонды F_пр увеличились на 5%. Оценить соотношения в изменении производительности труда П_л,, фондоотдачи Ф_о и фондоёмкости Ф_е.

Р е ш е н и е. Так же, как в примере 10.22, расчёт следует вести в относительных величинах изменения заданных и искомых показателей, используя соотношения, зафиксированные в формуле (10.23):

Ф_л = П_л/Ф_о; отсюда П_л = Ф_лФ_о; Ф_о(нат) = П/F_пр; Ф_{о(стоим)} = R/F_пр.

Формулы для расчёта производительности труда в натуральном и стоимостном выражении:

П_л(нат) = П/Л; П_{л(стоим)} = R/Л.

Определяем относительные изменения исходных показателей:

П₁ = (1+0,17)*П = 1,17П; Ц₁ = (1+0,2)*Ц = 1,2Ц; Л₁ = (1-0,1)*Л = 1,1Л;

R₁ = 1,2*1,17*Ц*П = 1,4R; F_пр1 = (1+0,05)*F_пр = 1,05F_пр.

Рассчитываем изменение производительности труда в натуральном и стоимостном выражении:

П_{л (нат) 1} = (1,17/1,1)*П_л(нат) = 1,06 П_л(нат);

П_{л(стоим) 1} = (1,4/1,1)*П_{л(стоим)} = 1,27П_{л(стоим)};

Определяем изменении фондоотдачи и фондовооружённости:

Ф_о(нат) = П/F_пр = (1,17/1,05)*Ф_о(нат) = 1,11Ф_о(нат);

Ф_{о(стоим)} = R/F_пр= (1,14/1,05)*Ф_{о(стоим)} = 1,33Ф_{о(стоим)};

Ф_л1 = (1,06/1,11)*(П_л(нат)/Ф_о(нат)) = 0,95Ф_л;

Или Ф_л1 = (1,27/1,33)*(П_{л(стоим)}/Ф_{о(стоим)}) = 0,95Ф_л.

Вывод: как видно из расчётов, рост производительности труда отстаёт от роста фондоотдачи. Причиной является то, что фондовооружённость в данном случае снижается.

14. 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.

3. Машинный цех – планируются и учитываются затраты, связанные с эксплуатацией паровых турбин и отпуском отработанного пара из отборов и противодавления. Отборный пар и горячая вода приводятся к одному измерителю (1 Гкал) и отражаются по отпуску теплоэнергия.

4. Теплофикационное отделение – планируются и учитываются затраты на бойлерной и паропреобразовательным установкам.

5. Электрический цех – планируются и учитываются затраты, связанные с трансформацией электроэнергии и отпуском ее с шин электростанции в сеть и на собственные нужды цехов, а так же расходы по содержанию электролаборатории.

Затраты, установленные по стадиям производства, распределяют между электрической и тепловой энергией следующим образом

- затраты топливо-транспортного и котельного цехов – пропорционально расходам топлива на получение каждого вида энергии:

- затраты турбинного и электрического цехов полностью относятся на производство электроэнергии:

- Общестанционные расходы распределяются между электрической и тепловой энергией пропорционально их цеховой стоимости

Таким образом, на электрическую и тепловую энергию. Относятся составляющие затрат, тыс. руб/год:

19.Цена и ценообразующие факторы.

Цена является денежным эквивалентом стоимости, то есть затрат общественно необходимого труда на производство товаров.

В условиях рыночной экономики значение цены огромно. Цены определяют структуру и объем производства, движение материальных потоков, распределение товарной массы и, наконец, уровень жизни общества.

Принятие решения в области цен сопряжено с необходимостью учитывать многочисленные факторы, в частности, такие, как:

- себестоимость товара;

- цена конкурентов и возможность ее изменения;

- ожидаемая реакция покупателей на возможное изменение цены;

- воздействие со стороны государства на политику цен.

Цена на рынке подвергается изменениям прежде всего под воздействием спроса и предложения. Этот фактор в рыночной экономике играет едва ли не ключевую роль.

Спрос является важнейшей категорией рыночной экономики, так как именно он в конечном счете определяет цену на различные товары, распределяет сырье и готовую продукцию.

Спрос - это желание и возможность потребителя купить товар или услугу в определенное время в конкретном месте. Следует различать понятия «желание» и «спрос». Не всякое желание купить товар является спросом. Желание только тогда превращается в спрос, когда подкрепляется финансовыми возможностями покупателя. Иными словами, рынок не реагирует на потребности, не обеспеченные платежеспособностью покупателя.

Объем спроса – это то количество товара, которое покупатель готов приобрести при данных условиях в течение определенного промежутка времени.

В установлении рыночной цены не менее важную роль играет предложение, то есть то количество товаров, которое продавцы могут и желают предложить покупателю в определенное время и в определенном месте.Объем предложения – это то количество товара, которое продавец желает продать покупателю при данных условиях.

При анализе спроса и предложения наибольший интерес, как правило, представляет не их абсолютное значение, а изменения спроса и предложения в ответ на изменение цены товара. Количественно измерить чувствительность спроса и предложения к изменению факторов, их определяющих, позволяет эластичность. Ценовая эластичность показывает, реакцию величины спроса в ответ на изменение цены и определяет, на сколько процентов изменится величина спроса при изменении цены на 1%. Она определяет чувствительность покупателей к изменению цен с точки зрения количества товаров, которые они приобретают.

Сглаживает и временно устраняет противоречия между спросом и предложением ценовая конкуренция. Ценовая конкуренция - это вид конкурентной борьбы посредством изменения цен на товары. В значительной степени она влияет на уровень цен.

Большое влияние на уровень и динамику цен оказывает состояние финансово-кредитной системы, при этом непосредственное влияние на цены оказывают изменения покупательной способности денежной единицы России.

20.Государственное регулирование цен, его формы и методы.

Важнейшим фактором, оказывающим влияние на цену, является государственное регулирование цен.

Существуют прямые и косвенные меры воздействия государства на цены. Прямые методы осуществляются путем установления определенного порядка ценообразования, косвенные направлены на изменение конъюнктуры рынка, создания определенного положения в области финансов, валютных, налоговых операций, оплаты труда.

Способы воздействия государства на цены иллюстрирует табл. 1.

Государственное регулирование рынка и цен существует во всех странах мира. И в России государство оставляет за собой право вмешиваться в регулирование цен отдельных товаров на определенных предприятиях. Эта практика получила широкое распространение во всех развитых странах. Так, в США государство регулирует 5 -10% цен, в основном в отраслях, где существует естественная монополия (сельское хозяйство, энергетика, связь). В Японии государство регулирует около 20% потребительских цен ( в том числе такие важные, как тарифы на электроэнергию, газ, железнодорожные, стоимость медицинского обслуживания и образования, цены на рис, пшеницу, мясные и молочные продукты, воду). В Швейцарии федеральное ведомство по контролю за ценами в законодательном порядке фиксирует почти 50% объема товарной продукции

Таблица 1

Способы воздействия государства на цены.

сельского хозяйства. Ограниченное регулирование осуществляется по текстильным товарам, одежде, игрушкам, музыкальным инструментам и другим товарам. В очень редких случаях (опасности возникновения войны или угрозы значительного общего повышения цен правительство имеет право (что предусмотрено законом) на прямое воздействие на цены (замораживание), как, например, в Швеции. Правительство может замораживать цены на отдельные товары и услуги включая квартирную плату.

21.Особенности ценообразования в энергетике.

Особенности ценообразования в энергетике обусловлены технологическими особенностями производства и передачи энергии, такими, как совпадение во времени процессов производства и потребления энергии, невозможность складирования продукции, отпуск электроэнергии потребителям через общую сеть и т.д. Расчеты с потребителями, как правило, ведут не электростанции и сетевые предприятия, а энергетические системы через энергосбыт. Продажа энергии осуществляется на основании договоров, заключаемых энергосистемой с потребителями. Расчеты ведутся с использованием тарифов на энергию, которые по своей экономической природе являются разновидностью цен.

Тарифы на электрическую и тепловую энергию - это система ценовых ставок, по которым осуществляются расчеты за электрическую энергию (мощность) и тепловую энергию (мощность).

Тарифы на электроэнергию и тепло установлены франко-потребитель и таким образом включают в себя не только затраты на производство, но и затраты на передачу и распределение до потребителя.

Тарифы на энергию стоятся с учетом следующих принципов:

1. Каждая нормально работающая энергосистема должна иметь возможность возмещать затраты на производство и реализацию энергии и получать прибыль.

2. Тарифы должны стимулировать потребителей к снижению максимума нагрузки, к работе по более уплотненному суточному графику электрической нагрузки, повышению коэффициента мощности и процента возврата конденсата.

3. Энергосистемы должны быть заинтересованы в снижении себестоимости энергии.

4. Должны быть обеспечены правильные соотношения в уровнях тарифов на энергию и цен на энергетическое топливо.

5. Методы расчета абонентов с энергосистемами должны быть достаточно просты.

Учет первого принципа (получения энергосистемами достаточной прибыли) обеспечивается путем дифференциации тарифов по энергосистемам.

Энергосистемы заинтересованы в уплотнении суточных и годовых графиков энергопотребления, поскольку при этом происходит их выравнивание, а следовательно, снижаются максимумы нагрузки и облегчаются условия работы энергогенерирующего оборудования электростанций в неравномерных режимах. Повышение коэффициента мощности у потребителей снижает потери в сетях и позволяет догружать активной нагрузкой генераторы.

В России применяются две системы тарифов на энергию: одноставочная и двухставочная.

Одноставочные тарифы на электрическую энергию применяются в основном для расчетов с бытовыми потребителями, мелкими промышленными предприятиями, присоединенная мощность которых не превышает 750 кВ*А, и с потребителями, режим нагрузки которых от них не зависит и носит достаточно определенный характер. (электрифицированный городской и железнодорожный транспорт, сельскохозяйственное производство и др.). Применение одноставочных тарифов для электрифицированного городского и железнодорожного транспорта и сельского хозяйства оправдано в связи с тем, что режим их электропотребления носит достаточно определенный в разрезе суток и года характер.

Двухставочный тариф состоит из двух частей: платы за присоединенную мощность в киловольт-амперах или за заявленный максимум нагрузки в киловаттах и за фактически потребленную активную энергию.

3. Государственное регулирование тарифов на электрическую и тепловую энергию.

4.

22.Сущность, цели и принципы государственного регулирования тарифов

Необходимость государственного регулирования тарифов обусловлена естественной монополией энергоснабжающих организаций.

Тарифы на электрическую и тепловую энергию, поставляемую коммерческими организациями независимо от организационно - правовых форм, подлежат государственному регулированию. Государственное регулирование цен на энергетическую продукцию осуществляется посредством установления экономически обоснованных тарифов на электрическую и тепловую энергию или предельного уровня указанных тарифов.

Государственное регулирование тарифов необходимо для реализации следующих целей:

-защиты экономических интересов потребителей от монопольного повышения тарифов;

создания механизма согласования интересов производителей и потребителей электрической и тепловой энергии;

-формирования конкурентной среды в электроэнергетическом комплексе для повышения эффективности его функционирования и минимизации тарифов;

-создания экономических стимулов, обеспечивающих использование энергосберегающих технологий в производственных процессах;

-обеспечения юридическим лицам - производителям электрической энергии (мощности) независимо от организационно - правовых форм права равного доступа на федеральный (общероссийский) оптовый рынок электрической энергии (мощности).

При государственном регулировании тарифов должны соблюдаться следующие основные принципы:

-осуществление поставок электрической энергии (мощности) и тепловой энергии (мощности) всем потребителям по тарифам, утвержденным в установленном порядке;

-определение экономической обоснованности планируемых (расчетных) себестоимости и прибыли при расчете и утверждении тарифов;

-открытость, доступность для потребителей и общественности материалов энергетических комиссий по рассмотрению и утверждению тарифов на электрическую и тепловую энергию;

-обеспечение экономической обоснованности затрат коммерческих организаций на производство, передачу и распределение электрической и тепловой энергии;

-обеспечение коммерческих организаций в сфере производства, передачи и распределения электрической и тепловой энергии финансовыми средствами на развитие производства, научно - техническое и социальное развитие, в том числе средствами, направляемыми на энергосбережение и обеспечение энергетической, технической и экологической безопасности (включая ядерную и радиационную безопасность) Российской Федерации, осуществляемое путем привлечения заемных средств, частных инвестиций, средств коммерческих организаций (инвестиционных фондов, страховых фондов, фондов научно - исследовательских и опытно - конструкторских работ) и иных средств;

-создание условий для привлечения отечественных и иностранных инвестиций;

-определение размера средств, направляемых на оплату труда, в соответствии с отраслевыми тарифными соглашениями;

-выбор поставщиков энергетического оборудования и подрядных организаций по энергетическому и электросетевому строительству на конкурсной основе;

-учет результатов деятельности энергоснабжающих организаций по итогам работы за период действия ранее утвержденных тарифов.

Экономические, организационные и правовые основы государственного регулирования тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации определяет Федеральный Закон от 14.04.95 №. 41-ФЗ (ред. от 1.02.99) «О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации».

23.МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ОЦЕНКИ ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИНВЕСТИЦИОННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

Высокая капиталоемкость электроэнергетики требует детального обоснования решений по инвестированию проектов нового энергетического строительства и технического перевооружения основных средств. Принятие решения по инвестированию принимается на базе результатов расчета экономической эффективности инвестиций.

В теории и практике оценки экономической эффективности инвестиций наиболее разработаны и широко применяемы два подхода: первый - затратный, основанный на сопоставлении единовременных и текущих затрат по проектам; второй - основанный на соизмерении доходов и расходов по проектам. Независимо от используемого методического подхода при сравнении эффективности альтернативных взаимозаменяемых вариантов они должны приводиться в сопоставимый вид.

24. Приведение вариантов вложения инвестиций в сопоставимый вид

При решении определенной задачи энергоснабжения и выборе направления вложения инвестиций следует составить исчерпывающий список альтернативных вариантов, позволяющих решить одну и ту же задачу. Например, удовлетворить в перспективе возрастающий спрос в районе на электрическую и тепловую энергию возможно:

· за счет увеличения загрузки действующего оборудования на электростанциях и в котельных;

· за счет реализации программ энергоснабжения у потребителей;

· за счет строительства ТЭЦ и покрытия от нее прироста электрической и тепловой нагрузки;

· прирост электрической нагрузки покрывать за счет покупки мощности и электроэнергии на ФОРЭМ, на прирост тепловой нагрузки построить одну или несколько котельных или покупать тепло у промышленных котельных;

· построить новую КЭС и котельную и т.д.

Безусловно, что каждый из указанных вариантов может отличаться по выработке электроэнергии и тепла, что в первую очередь объясняется тем, что число и единичная мощность агрегатов электростанций и котельных выражаются целыми числами. В результате суммарная тепловая и электрическая мощность могут быть несколько выше или меньше прироста нагрузок. Однако решение задачи покрытия прироста потребности в электроэнергии и тепле предполагает, что даже при разной мощности и производстве энергии все намеченные альтернативные варианты способны решить поставленную задачу. Для этого сравниваемые варианты должны приводиться в сопоставимый вид.

Сопоставимость альтернативных вариантов обеспечивается выполнением условий энергетической и экономической сопоставимости.

Энергетическая сопоставимость заключается в том, что от взаимозаменяемых вариантов потребители должны получать одинаковое полезное количество продукции одинакового ассортимента и одного качества с одинаковой надежностью энергоснабжения при равном воздействии на окружающую среду.

1. В энергетике приведение вариантов в сопоставимый вид по ассортименту продукции ввиду его ограниченности (электроэнергия и тепло) не представляет сложности.

Для выполнения требования совпадения ассортимента в сравниваемые варианты включаются также объекты, которые позволяют выполнить данное условие. Так, при обосновании эффективности инвестиций в ТЭЦ, вырабатывающей электроэнергию и тепло, ТЭЦ сравнивается со схемой раздельного энергоснабжения, т.е. с КЭС, производящей электроэнергию и котельной, производящей тепло.

В отдельных случаях, когда невозможно обеспечить в одном из вариантов необходимый ассортимент продукции, в этом варианте учитываются дополнительные затраты на покупку недостающего вида продукции и выручка от последующей ее реализации.

Если купить на стороне недостающий вид продукции невозможно, из альтернативного варианта исключаются затраты и выручка от реализации продукции, производство или покупку которой нельзя осуществить в сравниваемом варианте. Исключение затрат и выручки от реализации допустимо лишь для неосновного вида продукции. [ ]

2. Сопоставимость вариантов по тепловой и электрической мощности предполагает, что от взаимозаменяемых вариантов генерирующих установок потребители получают одинаковую полезную мощность.

В энергетике процесс производства и потребления электроэнергии совпадает во времени, а процессы производства и потребления тепла имеют небольшой разрыв. Поэтому в каждый момент времени генерируемая мощность в любом из альтернативных вариантов должна обеспечивать одинаковую передачу мощности потребителям. В противном случае в варианте, в котором это условие не выполняется, предусматривается создание дополнительной мощности или покупка недостающей мощности при обязательном учете в этом варианте затрат на создание и эксплуатацию дополнительной мощности, либо на ее покупку.

3. Сопоставимость альтернативных вариантов по энергии означает, что во всех сравниваемых вариантах отпуск электроэнергии потребителям должен быть одинаков, одинаковым должен быть и отпуск тепла.

Приведение вариантов в сопоставимый вид по электроэнергии и в меньшей мере по теплу осложняется невозможностью их экономичного складирования (аккумулирования) в больших объемах, поэтому при дефиците электроэнергии в одном из вариантов недостаток электроэнергии покупается на стороне при обязательном учете в расчетах затрат на покупку энергии и выручки от реализации при ее последующей продаже.

При приведении вариантов в сопоставимый вид по отпуску тепла следует учитывать возможность его аккумулирования в объемах, определяемых техническими возможностями и экономической целесообразностью. В случае отсутствия возможности аккумулирования тепла недостаток его восполняется покупкой тепла у независимых производителей.

4. Качественные показатели электроэнергии (напряжение и частота переменного тока) и тепла (давление и температура теплоносителя) должны соответствовать стандартам и техническим условиям, отклонения от которых допускаются в очень узком диапазоне в соответствии с договорными условиями на поставку энергии. Тарифы на энергию устанавливаются при качественных параметрах, соответствующих стандартам и договорным условиям. Сопоставимость вариантов по качеству продукции может обеспечиваться корректировкой тарифа в соответствии с изменением качественных показателей, т.е. чем ниже качество энергоносителя, тем ниже цена.

Основной метод приведения вариантов в сопоставимый вид по качеству энергии заключается в учете в варианте с более низкими качественными показателями дополнительных затрат в мероприятия, позволяющие довести показатели качества энергии до требуемых величин.

К такого рода мероприятиями можно отнести повышение уровня изоляции тепловых сетей и теплоаккумулирующих баков, установку синхронных компенсаторов энергосистемы и пр.

5. Сопоставимость вариантов по надежности энергоснабжения потребителей обеспечивается созданием резервных мощностей или запасов продукции. Ввиду невозможности складирования электроэнергии надежность электроснабжения потребителей достигается резервированием генерирующих мощностей.

Сопоставимость вариантов по надежности теплоснабжения обеспечивается созданием резервных теплогенерирующих установок или аккумулированием тепла в баках-аккумуляторах.

5. Приведение вариантов в сопоставимый вид по степени их вредного влияния на экологию осуществляется в первую очередь тем, что в число альтернативных включаются варианты, для которых объем загрязняющих выбросов и сбросов в окружающую среду не должен превышать предельно допустимых выбросов (ПДВ) и сбросов (ПДС) при обязательном учете в издержках экологических платежей в пределах нормативных выбросов и сбросов.

В случае превышения допустимых выбросов и сбросов загрязняющих веществ сопоставимость вариантов достигается учетом платы за сверхнормативное загрязнение окружающей среды и уменьшением на эту величину прибыли, остающейся в распоряжении предприятия.

Экономическая сопоставимость вариантов обеспечивается расчетом экономических показателей в сопоставимых ценах.

25. Оценка эффективности инвестиций

Решение любой производственной задачи может осуществляться разными путями, реализация которых сопряжена с разными капитальными и текущими затратами, разными сроками строительства, нормативными периодами эксплуатации объектов и пр.

Например ввод новых генерирующих мощностей для покрытия прироста электрической нагрузки района возможен за счет строительства или КЭС, или АЭС, или ГЭС, или за счет компромиссного варианта, т.е. ввода мощности на станциях всех типов в размере необходимом для покрытия прироста нагрузки. Из всех вариантов решения проблемы следует выбрать наиболее экономичный, т.е. рассчитать экономическую эффективность вложения дополнительных капитальных затрат в более дорогой (капиталоемкий) вариант. Выбор наиболее экономичного из всех возможных вариантов осуществляется на основе расчета критериев сравнительной экономической эффективности капитальных вложений: срока окупаемости дополнительных капитальных вложений или приведенных затрат.[ ]

Срок окупаемости дополнительных капитальных затрат рассчитывается как

К₁ - К₂ DК¹_доп

Т_ок = -------- = ------- , годы

И₂ - И₁ DИ¹_эк

где К₁, К₂ - капитальные затраты по сравниваемым вариантам (К₁ > К₂);

И₁, И₂ - текущие затраты по вариантам (И₁< И₂).

Срок окупаемости - это период времени в течение которого дополнительные капитальные затраты в более капиталоемкий вариант (DК¹_доп) окупаются за счет экономии текущих затрат в более капиталоемком варианте (DИ¹_эк).

На основе сопоставления расчетного срока окупаемости (Т_ок) с нормативным (Т^н_ок) делается вывод об эффективности (или неэффективности) вложения дополнительных капитальных затрат в результате чего выбирается наиболее экономичный проект, т.е. если:

* Т_ок < Т^н_ок - вложение дополнительных капитальных затрат в более дорогой вариант экономически эффективно, из сравниваемой пары вариантов эффективен вариант с большими капитальными затратами;

* Т_ок = Т^н_ок - сравниваемые варианты равно экономичны, для выбора наиболее экономичного следует привлечь дополнительные критерии;

* Т_ок > Т^н_ок - вложение дополнительных капитальных затрат в более дорогой вариант не целесообразно. Экономически эффективным из сравниваемой пары проектов является проект с меньшими капитальными затратами.

Величина нормативного срока окупаемости дополнительных капитальных вложений определяется исходя из устанавливаемого государством нормативного коэффициента эффективности дополнительных капитальных вложений.

Т^н_ок = -----

Е_н

Е_н - нормативный коэффициент эффективности дополнительных капитальных вложений, характеризует тот минимальный эффект, в виде экономии текущих затрат (DИ_эк), который получает народное хозяйство от вложения дополнительного рубля капвложений в данный более капиталоемкий вариант.

В доперестроечные годы Е_н был равен 0,12, а значит Т^н_ок составлял 8,3 года.

Данный критерий не учитывает разновременность вложения капитальных затрат по годам строительства объекта (т.е. не учитывает фактор времени), а потому его целесообразно использовать для оценки эффективности проектов, по которым срок вложения капитальных затрат не превышает одного года.

Критерий сравнительной эффективности капитальных вложений - приведенные затраты (З_пр), учитывающий фактор времени определяется как

З_пр = (Е_н * K_t + DИ_t) (1 + Е_нп)^T-t

где t - годы расчетного периода. Расчетный период - это период времени от начала строительства (t=1) до окончания (t=T) периода строительства и наладки объекта;

Е_нп - нормативный коэффициент приведения разновременных затрат, равный 0,08;

Е_н - нормативный коэффициент эффективности дополнительных капвложений;

К_t - капитальные вложения в год t;

DИ_t - прирост текущих затрат в год t по сравнению с предшествующим годом (t-1), равный DИ_t = И_t - И_t-1

Наиболее экономичному варианту вложения инвестиций соответствуют минимальные приведенные затраты.

В современных условиях затратный подход используется для оценки экономической эффективности проектов. Критерием эффективности выбора проекта является минимум за весь инвестиционный период суммы дисконтированных капитальных, текущих затрат и налогов

26. Методы оценки эффективности инвестиционных проектов, не учитывающие фактор времени

Методы оценки эффективности инвестиций не учитывающие фактор времени, как правило, используются для оценки проектов, капитальные затраты в которые вкладываются в течение одного года, или проектов с коротким жизненным циклом (3-5 лет), или требующих для своей реализации незначительных по объему инвестиций. Расчет критериев эффективности ведется в этом случае исходя из средних за инвестиционный период экономических показателей или экономических показателей первого года эксплуатации, т.к. их можно легко и сравнительно точно определить.

Метод оценки эффективности инвестиций по текущим затратам

Данный метод предполагает расчет текущих затрат, включающих постоянные (Ипост) и переменные (Иперем) затраты. Критерием выбора наиболее экономичного инвестиционного проекта является минимум текущих затрат, т.е. И=Ипост+Иперем=min. Недостаток метода сравнения вариантов по минимальным текущим затратам заключается в отсутствии прямого учета инвестиционных вложений по вариантам.

Данный метод предполагает равенство цен на конечную продукцию, а значит при определенном объеме продукции равенство выручки от реализации продукции в сравниваемых инвестиционных проектах. Этот метод может применяться при равенстве инвестиций в сравниваемых проектах.

При оценке эффективности инвестиций важен не только вопрос о величине затрат на производство продукции, но и определение того объема производства продукции, при котором вложение инвестиций выгодно ,что особенно важно при отсутствии достоверной информации о режиме использования мощности в рассматриваемый период. Для решения этой задачи определяется объем производства, при котором текущие затраты на производство продукции по сравниваемым проектам равны, т.е.

Ипост₁+Эвыр _* Sпер₁=Ипост₂+Эвыр _* Sпер₂,

где Эвыр - объем производимой продукции (в энергетике выработка электроэнергии или тепла), при котором текущие затраты в сравниваемых инвестиционных проектах одинаковы;

Sпер₁, Sпер₂ - переменная составляющая себестоимости на единицу произведенной продукции;

Ипост₁, Ипост₂ - постоянные текущие затраты по сравниваемым проектам.

Из уравнения или из графика (рис.4) определяется объем производства продукции, которому соответствует равенство текущих затрат по проектам

Ипост₂-Ипост₁

Эвыр = -----------------

Sпер₁-Sпер₂

Рис.4. Объем производства продукции, которому соответствует равенство текущих затрат по проектам

Равенство текущих затрат по инвестиционным проектам позволяет определить при каких объемах продукции выгоден тот или иной инвестиционный проект. Слева от точки Э_выр лежит зона эффективного вложения инвестиций в первый проект, справа - во второй (рис.4).

Метод оценки эффективности инвестиций по показателю прибыли

В этом случае наиболее эффективному варианту вложения инвестиций соответствует максимальная чистая прибыль, т.е.

П_чист= ВР-И-Н=max;

где ВР - выручка от реализации продукции;

И - текущие затраты на производство продукции (товаров, услуг);

Н - налоги, выплачиваемые в соответствии с налоговым законодательством.

Использование данного метода позволяет рассчитать объем продукции, при котором достигается равенство чистой прибыли в сравниваемых проектах и определить зоны эффективного вложения инвестиций в тот или иной проект, т.е.

ВР<

Дата добавления: 2015-06-30; просмотров: 490; Нарушение авторских прав

Мы поможем в написании ваших работ!