Расчет и себестоимости единицы энергии

Порядок расчетов. Целью данного раздела курсового проекта является обобщение технических и экономических показателей работы ЭК, когда себестоимость производства, передачи и распределения единицы энергии в энергосистеме определяется стратегией использования ресурсов и управления режимами работы энергетических предприятий.

Основными документами по планированию и учету затрат энергоснабжающей организации являются:

1. Смета затрат, которая формируется из статей расходов.

2. Калькуляция себестоимости энергии.

В рамках данного курсового проекта основой расчета издержек и себестоимости единицы энергии является формирование экономических элементов «Сметы затрат на производство, передачу и распределение энергии». Для упрощения расчетов предлагается принять следующую структуру издержек: топливо, заработная плата, начисления на заработную плату, амортизация, отчисления в ремонтный фонд, прочие издержки.

Ниже представлены расчетные выражения для определения составляющих издержек электростанций, не рассчитанных в других формах:

· издержки на заработную плату = * * * , руб;

· - начисления на заработную плату (социальное и медицинское страхование, отчисления в Пенсионный фонд и Фонд занятости) – 30,2 % от заработной платы;

· амортизация = * * /100*10³, руб;

· отчисления на ремонт (отчисления в ремонтный фонд учитывают все виды затрат в соответствии с их классификацией - капитальные, средние, текущие, типовые и сверхтиповые и т.д.) = * * /100*10³, руб;

· прочие издержки: = 0.2…0.25*( + + + ), руб.

В приведенных выше выражениях использовались следующие условные обозначения: - удельные капитальные вложения, руб/кВт; - установленная мощность, МВт; , - норма отчислений на амортизацию (на реновацию) и на ремонт соответственно, %; - штатный коэффициент, чел/МВт; - средняя заработная плата на 1 человека за период, руб; - районный коэффициент (по заработной плате).

Все перечисленные статьи затрат относятся к условно-постоянным:

= + + + + , руб;

Результаты расчета условно-постоянных издержек по станциям системы представляются в виде таблицы 8.1.

Таблица 8.1.

Расчет условно – постоянных издержек по предприятиям ЭС

Статьи калькуляции	Расчетная формула	ГЭС	КЭС	ТЭЦ	ПЭС
Заработная плата	= * *	–
Начисления на з/п		–
Амортизация	= * *
Ремонт	= * *	–
Прочие	= 0.2…0.25*( + + + )	–
Эксплуатационные издержки ГЭС			–	–	–
Итого, тыс.руб.

Себестоимость единицы электрической энергии КЭС, отпущенной с шин:

= ( + )*10²/ *(1 - /100), коп/кВт*ч.

Себестоимость единицы электрической энергии ГЭС:

= *10²/ *(1 - /100), коп/кВт*ч.

Себестоимость энергии ТЭЦ.Проблема разнесения издержек такого комплексного объекта, как ТЭЦ, по видам продукции остается актуальной и сегодня. По существу, это отдельная самостоятельная задача, которая может быть проработана в курсовой работе по заданию преподавателя.

Ниже приведена последовательность расчета себестоимости единицы электрической и тепловой энергии ТЭЦ, где по энергетическому методу расход топлива распределен между видами энергии. С учетом соотношений расходов топлива распределяются условно-постоянные издержки ТЭЦ и определяется себестоимость единицы электрической энергии, отпущенной с шин ТЭЦ:

= ( * + * / )*10²/ , коп/кВт*ч.

Себестоимость производства единицы тепловой энергии, отпущенной с коллекторов:

= ( * + * / )/ , руб/Гкал.

.

Расчет себестоимости энергии (на стадиях планирования и отчетности) выполняется в интервале год-квартал.

Определение себестоимости энергии по энергосистеме. Себестоимость единицы электрической энергии, полезно отпущенной потребителям, включает все издержки ЭЭС, отнесенные на производство электроэнергии, ее передачу, долю общесистемных затрат на управление, стоимость покупной энергии и мощности:

=[( + + + )* + )]/[( + )*(1- /100)], коп/кВт*ч.

где ( + ) - энергия, отпущенная в сеть от собственных электростанций и покупная энергия; - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС на долю общесистемных затрат, отнесенных на электроэнергию (может быть принят равным =1.2); - коэффициент, учитывающий величину расхода электроэнергии на технологический транспорт; - издержки предприятий электрических сетей на передачу энергии.

Издержки на передачу электрический энергии содержат ту же структуру постоянных затрат, что и издержки ЭЭС. Удельные показатели - капитальные вложения ( ), штатный коэффициент ( ) в исходных данных заданы на 100 условных технических единиц (УТЕ), учитывающих сложность управления объектом. За 1 УТЕ принята сложность управления 1 километром одноцепной ВЛ - 110 кВ на металлических и железобетонных опорах. При углубленной проработке этого вопроса объем ПЭС в условных единицах рассчитывается с учетом протяженности сетей, уровней напряжения, технических параметров ВЛ и подстанций. Сложность управления 1 МВт приведенной установленной мощности электрической станции соответствует по сложности управления 100 УТЕ электрической сети.

Себестоимость единицы тепловой энергии, полёзно отпущенной потребителям энергосистемы от ТЭЦ:

= * / *(1- /100), руб/Гкал,

где - коэффициент, учитывающий увеличение издержек ЭЭС по предприятию тепловых сетей – ПЭС и на долю общесистемных затрат, отнесенных на тепловую энергию и предприятию тепловых сетей (для ориентировочных расчётов можно принять =1.3); - коэффициент, учитывающий величину расхода тепловой энергии на технологический транспорт ( = 10 %).

Для дефицитных АО-Энерго. Выработка электрической энергии ТЭЦ определяется на основе минимизации затрат на производство электрической энергии по переменной составляющей удельных затрат с учетом обеспечения технологического минимума нагрузки ТЭЦ в теплофикационном режиме:

- если переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу собственных ТЭЦ АО-Энерго выше отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ОРЭМ, объем покупки с ОРЭМ должен быть максимальным, а выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных станций – минимальна (сверх вынужденной конденсационной выработки);

- если переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу ниже отпускного тарифа электрической энергии (переменной составляющей) с ОРЭМ, выработка электрической энергии по конденсационному циклу и нагрузка собственных ТЭЦ должны быть максимальны.

Таким образом, переменная составляющая затрат на производство 1 кВтч электрической энергии по конденсационному циклу (руб/ МВтч или коп/кВтч) ТЭЦ сравнивается с отпускным тарифом оптового рынка. При ее оценке учитывается топливная составляющая производства электроэнергии в конденсационном режиме, увеличенная на коэффициент, учитывающий все оставшиеся переменные издержки (воду, химические реагенты и др.), величина которого составляет в среднем 1.1. Топливная составляющая производства энергии в конденсационном режиме определяется величиной удельного расхода условного топлива конденсационного режима и цены топлива. В результате решается вопрос о целесообразности производства электрической энергии на ТЭЦ в конденсационном режиме.

Для дефицитных АО-Энерго в курсовом проекте определяется объем покупной электрической энергии и мощности для зимнего и летнего периодов в соответствии с расчетами приходной части баланса мощности и энергии. Необходимо, кроме того, учесть возможности энергосистемы в наличии собственных резервных мощностей и проведении ремонтной компании.

Для избыточных АО-Энерго. Для избыточных энергосистем особую значимость приобретает стратегия энергокомпании на рынке электроэнергии, так как на первый план выходят такие экономические критерии, как максимум прибыли.

Для таких энергокомпаний необходимо сформировать предложения по продаже свободных объемов энергии и мощности на ОРЭМ с учетом цен, сложившихся на оптовом рынке.

С учетом необходимости формирования стоимости единицы мощности и энергии для потребителей ЭК в работе могут быть приняты следующие допущения:

- постоянные издержки энергокомпании относятся на мощность;

- переменные издержки – на энергию;

- прибыль, отнесенная на электрическую энергию, относится как на мощность, так и на энергию

По ГЭС в связи с недостаточной проработанностью механизмов рентных платежей, в том числе водного налога, условно-постоянные издержки переносятся на мощность и энергию в соотношении 0.95 – 0.05.

С целью снижения ставки на мощность в курсовом проекте предложено валовую прибыль, относимую на электроэнергию, распределять как на мощность, так и на электрическую энергию в равных долях – 0,5÷0,5. Такой подход позволяет снизить стоимость реализации мощности, тем самым обеспечивая большую вероятность участия генерации АО-Энерго на ОРЭМ.

Ниже приведены расчетные формулы для оценки уровней двуставочных тарифов на энергию.

Дефицитная АО-Энерго

Одноставочный тариф на электроэнергию, отпущенную потребителю включает годовые издержки по собственным энергообъектам и общесистемные расходы, прибыль и плату за покупку мощности и энергии на ОРЭМ (коп. /кВтч).

Тариф на мощность формируется с учетом совмещенных зимних и летних максимумов нагрузки потребителей, условно-постоянных затрат и доли прибыли (руб./кВт в месяц).

, руб/кВт в месяц

В тариф на электрическую энергию включены условно-переменные издержки, плата за покупную энергию на ФОРЭМ и долевая прибыль (коп./ кВтч).

Избыточная АО-Энерго

При формировании одноставочного тарифа и тарифа на мощность собственных потребителей с целью снижения условно-постоянных издержек необходимо учесть доходы от продажи мощности на ОРЭМ. Ниже приведены расчетные формулы для определения двуставочных тарифов избыточных энергокомпаний.

, руб/кВт в месяц

где - доходы от продажи мощности на ОРЭМ, величина которых определяется соответствующим тарифом на оптовом рынке и объемом максимальной нагрузки, реализуемым на оптовом рынке ( ). Учет доходов позволяет снизить долю постоянных издержек в тарифах собственных потребителей.

Все числовые расчеты тарифов должны быть представлены в пояснительной записке к работе!

Результаты расчета себестоимости и тарифов используются для формирования основных бюджетов – Бюджета доходов и расходов (форма 3) и Бюджета движения денежных средств (форма 4).

Составление бюджетов

В последнем разделе разработки бизнес-плана студентам необходимо составить бюджет ЭК на основе составленной производственной и ремонтной компании. Бюджет фирмы – это конкретный, детальный финансовый план, т.е. выраженное в цифрах запланированное на будущее финансовое состояние фирмы, т.е. выражение результатов маркетинговых исследований и производственных планов, необходимых для достижения поставленных целей.

В основе бюджетирования лежит основной бюджет, который представляет собой скоординированный по всем подразделениям или функциям план работы для компании в целом. Он представляется в виде финансовых документов таких как, БДР (бюджет доходов и расходов), БДДС (бюджет движения денежных средств) и ББЛ (расчетный баланс). В рамках курсового проекта студентам необходимо составить БДДС и БДР.

Бюджет доходов и расходов.Составление бюджета доходов и расходов (или прогнозного отчета о прибылях и убытках) является «выходной формой» операционного бюджета. В этом документе рассчитывается плановое значение: объема продаж от реализации продукции (по всем направлениям деятельности), себестоимости реализованной продукции, коммерческих и управленче­ских расходов, налогов к уплате, амортизации и др. Большая часть исходных данных берет­ся из операционных бюджетов (в курсовом проекте вместо операционных бюджетов используются соответствующие разделы бизнес-плана). БДР составляется в разрезе года и полугодий и определяет прибыльность компании.

Бюджет движения денежных средств.Главная задача бюджета движения денежных средств – проверить реальность источников поступления средств (притоков) и обоснованность расходов (оттоков), синхронность их возникновения, определить возможную величину потребности в заемных средствах. В течение бюджетного периода потребность в денежных средствах может существенно изменяться. Возможна ситуация, когда показатели БДДС свидетельствуют о достаточной ликвидности организации к концу бюджетного периода, а план с разбивкой по кварталам (месяцам, декадам, неделям) может показать недостаток денежных средств в один или несколько моментов периода. Поэтому важно отслеживать ожидаемые поступи и платежи во временном разрезе.

БДДС отражает притоки и оттоки денежных средств по теку­щей, инвестиционной (в курсовом проекте инвестиционная деятельность не рассматривается) и финансовой деятельности, которые пред­полагается получить в течение бюджетного периода (одного года с разбивкой по кварталам). Сальдо по каждому виду деятельности образуется как разность ито­говых величин разделов доходной части плана и соответствующих разделов расходной части (табл. 9.1).

Представление результатов (табл. 9.1 и 9.2).

Таблица 9.1

Форма 3. Бюджет доходов и расходов ЭК

	Статья	ед. изм.	Период
1 полугодие	2 полугодие	год
ДОХОДЫ
1. Основная деятельность	х	х	х	х
1.1.	Поступления в счет реализации электроэнергии	тыс. руб.
1.1.1	Собственным покупателям	тыс. руб.
1.1.2	ОРЭМ	тыс. руб.
1.2.	Поступления в счет реализации теплоэнергии	тыс. руб.
1.3.	Поступления в счет реализации мощности	тыс. руб.
1.3.1	Собственным покупателям	тыс. руб.
1.3.2	ОРЭМ	тыс. руб.
ИТОГО доходов по основной деятельности	тыс. руб.
РАСХОДЫ	.
1. Переменные затраты:
1.1.	Расходы по приобретению топлива	тыс. руб.
1.1.1.	- Уголь (кам.)	тыс. руб.
1.1.2.	- Уголь (бур.)	тыс. руб.
1.1.3.	- Мазут	тыс. руб.
1.1.4.	- Газ	тыс. руб.
1.2	Покупная энергия	тыс. руб.
ИТОГО переменных затрат	тыс. руб.
МАРЖИНАЛЬНАЯ ПРИБЫЛЬ	тыс. руб.
2. Постоянные затраты
1.3.	Услуги по ремонтам	тыс. руб.
1.4.	Амортизация	тыс. руб.
1.5.	Оплата труда	тыс. руб.
1.6.	Отчисления в различные фонды	тыс. руб.
1.7.	Прочие услуги	тыс. руб.
ИТОГО переменных затрат	тыс. руб.
НДС	тыс. руб.
НАЛОГ НА ИМУЩЕСТВО	тыс. руб.
ВАЛОВАЯ ПРИБЫЛЬ	тыс. руб.
НАЛОГ НА ПРИБЫЛЬ	тыс. руб.
ЧИСТАЯ ПРИЫБЛЬ	тыс. руб.

Пояснения к табл. 8.2:

· Доход от продажи энергии определяется как Д_э/э =Э_по[3]*Т_э, где Т_э – тариф на энергию. Доход от продажи тепловой энергии определяется аналогично. Доход от продажи мощности Д_N =N_раб*Т_N, где N_раб – мощность, выданная потребителям внутри ЭЭС. При определении дохода от продажи мощности собственным потребителям необходимо учесть, что группа потребителей «крупная промышленность» рассчитываются с энергоснабжающей компанией по двухставочному тарифу - за потребленную энергию соответствующего объема и мощность участия (максимальную мощность в часы прохождения совмещенного максима нагрузки ЭК).

· Налогооблагаемая прибыль рассчитывается как разница между полными доходами и расходами ЭК, в том числе и от деятельности на ОРЭМ.

· Налог на прибыль принимается действующим в настоящий момент в РФ.

Таблица 9.2

Форма 4. Бюджет движения денежных средств

	Статья	Период	итого
	1 квартал	2 квартал	3 квартал	4 квартал
Остаток на начало периода
1. ОСНОВНАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
1.1.	Поступления в счет реализации электроэнергии (в том числе и на ОРЭМ)
1.2.	Поступления в счет реализации теплоэнергии
1.3.	Поступления в счет реализации мощности (в том числе и на ОРЭМ)
ИТОГО поступлений по основной деятельности
1.4.	Оплата топлива
1.5.	Списание на услуги по ремонтам
1.6.	Оплата на энергия всех видов со стороны
1.6.1.	- Оплата покупной мощности на ОРЭМ
1.6.2.	- Оплата покупной энергии на ОРЭМ
1.7.	Оплата труда
1.8.	Отчисления в различные фонды
1.9.	Оплата прочих услуг
1.10.	Оплата налогов прошлых периодов
1.11.	Списание НДС
ИТОГО списаний от основной деятельности
САЛЬДО ПО ОСНОВНОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
2. ФИНАНСОВАЯ ДЕЯТЕЛЬНОСТЬ
2.1	- Кредит
2.1.1.	Получение кредита
2.1.2.	Погашение кредита
2.2.	- Проценты по кредитам
САЛЬДО ПО ФИНАНСОВОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ
ИТОГОВОЕ САЛЬДО

Пояснения к таблице 9.2:

1. Поступления денежных средств:

Начальный баланс: 5% от выручки прошлого года (допущение – выручка прошлого года равна 70% от выручки этого года).

Схема поступлений денежных средств за электроэнергию:

В комунально-бытовом секторе:

· В текущем квартале – 50%,

· В следующем квартале – 40%,

· Остаток – безвозвратные потери.

В промышленности:

· В текущем квартале – 90%,

· В следующем квартале – 8%,

· Остаток – безвозвратные потери.

Схема поступлений денежных средств за теплоэнергию:

· В текущем квартале – 75%,

· В следующем квартале – 20%,

· Остаток – безвозвратные потери.

Схема поступлений денежных средств за мощность:

· В текущем квартале – 95%,

· В следующем квартале – 5%.

Денежные средства от работы на ОЭРМ поступают внутри периода.

2. Остаток денежных средств на конец периода переходит на начало следующего периода.

3. Списание денежных средств:

Денежные средства на ремонты распределяются следующим образом:

Для ТЭЦ и КЭС:

· По 10% - в 1 и 4 квартале,

· По 40% - во 2 и 3 квартале,

Для ПЭС и ГЭС – равномерно по кварталам.

Оплата топлива производится по следующей схеме:

· 25% - предоплата на квартал раньше,

· 50% - от величины к закупке в текущем квартале,

· 25% - в следующем квартале.

Отчисления в различные фонды:выполняются в следующем квартале и составляют 30,2% от ФОТ.

Налог на прибыль прошлого года: исчисляется как 20 % от величины прибыли прошлого года (соответствует 30% прибыли этого года).

НДС (налог на добавленную стоимость) – выплачивается в следующем квартале. Ставка налога – 18% от величины выручки.

Налог на имущество – выплачивается в первом квартале текущего года за прошлый год. Исчисляется от стоимости основных фондов в размере 2%.

4. Если количество расходов превышает количество доходов за период и остаток на начало периода, то необходимо взять кредит (взятие кредита необходимо обосновать):

· Краткосрочный кредит берется для закупок сырья, выплаты з/платы, покупки энергии и мощности. Ставка кредитования – 12% годовых. Период кредитования не более двух кварталов.

· Долгосрочный кредит берется для ремонтов. Ставка кредитования – 10% годовых. Период кредитования от двух кварталов.

После проведения всех расчетов студентам необходимо составить «резюме» бизнес-плана, отражающее все особенности деятельности ЭК, основные показатели и направления развития компании в целом.

Приложение 1.

Уравнения энергетических характеристик турбоагрегатов ТЭЦ

№ п/п	Типоразмеры турбин	Уравнения энергетических характеристик
Турбины с регулируемыми отборами и конденсацией
	Т-250-240 Qр = 350 Гкал/ч Pотб(р) = 1.2 ата	Qт = 50+0.88*Nтф+1.7*Nкн+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.765* Qотб - 38, Мвт
	Т-100-130 Qр = 160 Гкал/ч Pотб(р) = 2.5 ата	Qт = 15+0.87*Nтф+1.96*Nкн+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.614* Qотб – 8.2 Мвт
	Т-170-130 Qр = 270 Гкал/ч Pотб(р) = 1.2 ата	Qт = 31+0.88*Nтф+1.84*Nкн+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.614* Qотб – 22 Мвт
	Т-50-130 Qр = 85 Гкал/ч Pотб(р) = 0.7 ата	Qт = 9+0.87*Nтф+2.06*Nкн+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.61* Qотб – 4.15 Мвт
	Т-50-90 Qр = 114 Гкал/ч Pотб(р) = 1.2 ата	Qт = 10+0.88*Nтф+2.22*Nкн+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.454* Qотб – 3.64 Мвт
Турбины с двумя регулируемыми отборами пара и конденсацией
	ПТ-50-130/7 QI=80 Гкал/ч QII=40 Гкал/ч РотбI=7.0 ата РотбII =2.5 ата	Qт = 15+0.87*Nтф+2.0*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч Nтф = 0.205*QотбI+0.61* QотбII – 8.7 Мвт
	ПТ-50-130/18 QI=70 Гкал/ч QII=45 Гкал/ч РотбI=18.0 ата РотбII =1.2 ата	Qт = 12+0.87*Nтф+1.99*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч   Nтф = 0.349*QотбI+0.614* QотбII – 8.7 Мвт
	ПТ-50-90/13 QI=89 Гкал/ч QII=57 Гкал/ч РотбI=8.0…13.0 ата РотбII =2.5 ата	Qт = 12+0.88*Nтф+2.1*Nкн+QотбI+ QотбII, Гкал/ч   Nтф = 0.205*QотбI+0.41* QотбII – 1.88 Мвт
	Турбины с противодавлением
	Р-100-130/1.2 Qр=248 Гкал/ч Рк(р)=1.2 ата	Qт = 1.4+0.9*Nтф+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.463*Qотб – 21.5 Мвт
	Р-50-130/13 Qр=216 Гкал/ч Рк(р)=13 ата	Qт = 0.9+0.87*Nтф+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.275*Qотб – 9.3 Мвт
	Р-50-90/10 Qр=236 Гкал/ч Рк(р)=10 ата	Qт = 0.86+0.88*Nтф+Qотб, Гкал/ч Nтф = 0.249*Qотб – 8.8 Мвт

Приложение 2

Уравнения энергетических характеристик конденсационных турбин

№ п/п	Типоразмеры турбин	Уравнения энергетических характеристик
Турбины с регулируемыми отборами и конденсацией
	К-800-240 t0 = 560°С Р0=240 ата	Qт=45+1.77*N, Гкал/ч
	К-500-240 t0 = 540°С Р0=240 ата	Qт=40+1.76*N, Гкал/ч
	К-300-240 t0 = 565°С Р0=240 ата	Qт=42.95+1.7*N+0.19*(N - 260), Гкал/ч
	К-200-130 t0 = 565°С Р0=130 ата	Qт=29.5+1.81*N+0.15*(N - 173), Гкал/ч
	К-150-130 t0 = 565°С Р0=130 ата	Qт=20+1.89*N, Гкал/ч
	К-100-130 t0 = 565°С Р0=130 ата	Qт=15+2.0*N, Гкал/ч
	К-100-90 t0 = 585°С Р0=90 ата	Qт=15+2.1*N, Гкал/ч

Приложение 3

Характеристики КПД котельной установки

Газ мазут

Уголь

Приложение 4

Задание на курсовой проект

"БИЗНЕС-ПЛАНИРОВАНИЕ И ПЛАНИРОВАНИЕ ХОЗЯЙСТВЕННОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ПРЕДПРИЯТИЙ"

Студент:__________

Группа:___________

ВАРИАНТ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ

1. Характеристики потребителей (табл. 1).

Потребитель	Металлургия	Круп.пр-ть	Мелк.пр-ть	Эл. тран-т	К.бытовая
Зимний максимум нагрузки (МВт)

2. Коэффициент летнего снижения максимума нагрузки ______

3. Коэффициент сетевых электрических потерь ____

4. Структура генерирующих мощностей энергосистемы (табл. 2)

Тип станции	ТЭЦ	КЭС	ГЭС	Эл. сети
Вариант исходных данных
Вид топлива
Цена топлива с НДС франко-шахта, руб/тонна угля, руб/тыс.м3 газа
Цена транспорта топлива, руб/тонна
Теплотворная способность топлива, ккал/кг

5. Коэффициент летнего снижения тепловой нагрузки на ТЭЦ _________

6. Тариф на покупную энергию на оптовом рынке

Тарифные ставки	За максимальную мощность руб/кВт в год	Электроэнергия руб/кВт.час

7. Нормативная рентабельность затрат, % ______________

Таблица 1. Типовые графики нагрузки потребителей

	Суточные графики нагрузки потребителей в %
	Зимний период	Летний период
	0-4	4-8	8-12	12-16	16-20	20-24	0-4	4-8	8-12	12-16	12-16	20-24
1 гр. Металлургия
II гр. Крупная промышлен.
III гр. Мелкая промышлен.
IV гр. Электриф. транспорт
V гр. Коммунально-бытовая

Таблица 2. Варианты, параметры и распол