Анализ хозяйственной деятельности ТЭЦ
Экономический анализ хозяйственной деятельности является функцией управления производством, который позволяет выявить причины изменения итоговых показателей хозяйственной деятельности и принять меры для улучшения этих показателей. Если прибыль характеризует как достижения самого предприятия, так и общественную значимость продукции через ее цены, то себестоимость характеризует затраты данного предприятия и в основном связана только с деятельностью данного коллектива. В связи с этим для электростанции, работающей в системе, себестоимость может рассматриваться как основной показатель хозяйственной деятельности.
В курсовой работе необходимо дать анализ хозяйственной деятельности станции на примере анализа себестоимости электрической энергии. При анализе себестоимости энергии на станции необходимо уделять особое внимание выявлению экономии и перерасхода, обусловленных деятельностью персонала и влиянием внешних факторов. К внешним причинам можно отнести режим нагрузки, изменение условий окружающей среды, калорийность и ассортимент топлива, изменение цены топлива.
Анализ проводится в следующем порядке:
И = Ипост+ И перем= Ипост + Уд И перем * Эотп
Таким образом изменение издержек складывается из влияния:
1) изменения топливной составляющей;
2) выполнения плана по отпуску электрической энергии с шин станции;
3) экономии на постоянных затратах.
, тыс. у.д.е. (48)
1) изменения топливной составляющей;
а) за счет изменения в расходе топлива :
∆И вуд=∆ вуд*Цпл*% сн пл *Эвыр пл, тыс. у.д.е.,
б) за счет изменения цены топлива :
∆И ц= вуд ф * ∆Ц * % сн пл * Эвыр пл, тыс. у.д.е.,
2) выполнения плана по отпуску электрической энергии с шин станции
в) за счет изменения по расходу на собсвенные нужды :
∆И %= вуд ф * Ц ф * ∆% сн * Эвыр пл, тыс. у.д.е.,
г) за счет изменения по выработке :
∆И Э= вуд ф * Ц ф * % сн ф * ∆Эвыр, тыс. у.д.е.,
3) экономии на постоянных затратах
д) за счет изменения постоянных затрат:
∆И = ∆И пост, тыс. у.д.е.,
По результатам анализа делаются выводы.
В выводах отразить:
· влияние различных факторов на себестоимость электрической энергии;
· оценить работу персонала станции;
· обосновать изменение величины чистой прибыли;
· указать возможные причины изменения плановых технико-экономических показателей и наметить мероприятия по их улучшению.
Приложения. СПРАВОЧНО-НОРМАТИВНЫЕ ДАННЫЕ
Приложение 1
Оформление титульного листа
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
НИУ ИрГТУ
Кафедра Экономики и Менеджмента
КУРСОВАЯ РАБОТА
по дисциплине «Экономика и управление промышленными/энергетическими предприятиями»
на тему: «Планирование производственной программы ТЭС»
Работу выполнил_______________
Работу принял_________________
Оценка______________
Дата ________________
Иркутск 2012
Приложение 2
Типовые суточные графики электрической нагрузки городского
хозяйства
(в % от городского максимума)
Зимний день
| Потребители | Часы суток | ||||||||||||
| 1. Освещение | |||||||||||||
| 2. Бытовые приборы | |||||||||||||
| 3. Городской транспорт | |||||||||||||
| 3. Водопровод и канализация | |||||||||||||
| 4. Мелкомоторная нагрузка |
Приложение 3
Параметры турбоагрегатов
| № | Тип турбины | Начальные параметры пара | Номинальная мощность, МВт | Номинальные величины отбора пара, т/час. | Расход пара, т/час | |||
| ата | град | Отопительных параметров | Производственных параметров | номинальный | максимальный, Дмакс. | |||
| К-50-90 | - | - | ||||||
| К-100-90 | - | - | ||||||
| К-100-130 | - | - | - | |||||
| К-160-130 | 565\565 | - | - | |||||
| К-200-130 | 565\565 | - | - | |||||
| К-300-240 | 560\565 | - | - | |||||
| К-500-240 | 560\565 | - | - | |||||
| К-800-240 | 560\565 | - | - | - | ||||
| Т-25-90 | - | |||||||
| Т-50-90 | - | |||||||
| Т-50-130 | - | 245,5 | ||||||
| Т-100-130 | - | |||||||
| ПТ-12-90 | 25\45 | 35\60 | 82,6 | |||||
| ПТ-25-90 | 70\92 | 53\130 | ||||||
| ПТ-50-90 | 140\160 | 100\230 | 337,5 | |||||
| ПТ-50-130\13 | 86\160 | 115\230 | 300,5 | |||||
| ПТ-135-130 | 210\210 | 320\390 | - |
| Примечания | 1. При указанных значениях Дмакс. турбина К-160-130 развивает 165МВт, К-300-240 -312МВт. 2. Для двух отборных турбин в графах 6 и 7 в числителе даны номинальные отборы пара, а в знаменателе – макс. отборы. 3. Макс. мощность Nмакс.=1,2 Nном. 4. Одновременно оба отбора загружены до максимального быть не могут (если один отбор перегружается, то другой – недогружается) |
Приложение 4
Укрупненные показатели капитальных вложений на
сооружение станции
1. Затраты, отнесенные на один турбоагрегат
и блок мощностью 150 МВт и более, млн.у.д.е.
| № | Тип агрегата | Стоимость первого агрегата | Стоимость последующих агрегатов |
| А. Турбины | |||
| К-50-90 | 6,2 | 2,6 | |
| К-100-90 | 9,4 | 4,5 | |
| К-100—130 | 9,56 | 4,8 | |
| Т-25-90 | 4,42 | 2,63 | |
| Т-50-90 | 8,34 | 4,87 | |
| Т-50-130 | 8,44 | 4,99 | |
| Т-100-130 | 16,40 | 8,56 | |
| ПТ-12-90 | 3,2 | 1,1 | |
| ПТ-25-90 | 6,15 | 3,1 | |
| ПТ-50-90 | 11,25 | 5,91 | |
| ПТ-50-130 | 11,65 | 6,02 | |
| ПТ-135-130 | 21,9 | 12,9 | |
| Б. Блоки | |||
| К-160-130 | 9,2 | ||
| К-200-130 | 19,1 | ||
| К-300-240 | 59,6 | 31,5 | |
| К-500-240 | 90,1 | 49,8 | |
| К-800-240 | 123,5 | 86,7 |
2. Затраты, отнесенные на один котлоагрегат, млн. у.д.е.
| Производительность котла | Стоимость первого агрегата | Стоимость последующих агрегатов |
| А. Энергетические, т/час | ||
| 2,1 | 1,1 | |
| 2,7 | 1,55 | |
| 4,4 | 2,37 | |
| 4,8 | 3,0 | |
| 8,17 | 5,43 | |
| 9,2 | 6,48 | |
| 10,86 | 8,48 | |
| 14,8 | 12,3 | |
| 15,2 | 14,8 | |
| Б. Водогрейные, Гкал/час | ||
| - | 0,35 | |
| - | 0,65 | |
| - | 0,95 |
Для газа и жидкого топлива капитальные вложения по ТЭЦ принимаются с коэффициентом 0,85.
3. Общестанционные затраты, млн. у.д.е.
| Мощность станции, МВт | 51- | 101-150 | 151-200 | 201-300 | 301-400 | 401-500 | |
| Затраты | 3,5 | 4,1 | 4,5 | 5,2 | 6,3 | 7,2 | 8,4 |
Приложение 5
Топливные характеристики турбоагрегатов
| Тип турбины | Топливные характеристики |
| А. Конденсационные агрегаты | |
| 1. К-50-90 | В=1,30  +0,392  |
| 2. К-100-90 | В=2,76 + 0,384 |
| 3. К-100-130 | В=2,76 + 0,358 |
| 4. К-160-130 | В=3,34 +0,350 |
| 5. К-200-130 | В=3,8 +0,332 |
| 6. К-300-240 | В=4,0 +0,330 |
| 7. К-500-240 | В=5,3 +0,323 |
| 8. К-800-240 | В=7,4 +0,316 |
| Б. Теплофикационные агрегаты | |
| 9. Т-50-90 | В=1,9 +0,38 + 0,039  , в т.ч.  =0,093 |
| 10. Т-25-90 | В= 1,02 + 0,384 + 0,039 , в т.ч. =0,093 |
| 11. Т-50-130 | В=1,9 +0,352 +0,038 , в т.ч. =0,093 |
| 12. Т-100-130 | В=2,9 +0,345 +0,0175 , в т.ч. =0,0925 |
| 13. ПТ-12-90 | В= +0,394 +0,0744  +0,0348 , в т.ч. =0,116 +0,094 |
| 14. ПТ-25-90 | В=2,06 +0,384 +0,0676 +0,0338 , в т.ч. =0,112 +0,09 |
| 15. ПТ-50-90 | В=3,18 + 0,352 +0,04 +0,0307 , в т.ч. =0,110 +0,089 |
| 16. ПТ-50-130 | B=3,26 +0,334 +0,0361 +0,028 , в.т.ч. =0,100 +0,083 |
| 17. ПТ-135-130 | В=4,32 +0,28 +0,030 +0,018 , в.т.ч. =0,09 +0,078 |
Здесь В – годовой расход условного топлива на турбину в т у.т.; для жидкого и газообразного топлива принимается с коэффициентом 0,96;
– годовая выработка электроэнергии турбиной в тыс. кВт.ч.; определяется как произведение мощности турбины на годовое число часов использования установленной мощности станции;
hp – календарное число часов работы турбины в год, принимается равным 8200;
и – годовое потребление пара из отборов турбин в тоннах соответственно на отопление и технологические нужды; определяется как соответствующая часть суммарного годового отпуска пара из отборов, пропорциональная мощности отборов турбин.
Bq – годовой расход условного топлива на отпуск тепла.
Приложение 6
Штатные коэффициенты для ТЭЦ, чел/МВт
| Мощность ТЭЦ, МВт | Весь персонал | Эксплуатационный персонал | ||||
| Каменный уголь | Бурый уголь, торф | Мазут | Каменный уголь | Бурый уголь, торф | Мазут | |
| 8,54 | 8,88 | 6,94 | 4,84 | 5,16 | 3,84 | |
| 5,24 | 5,55 | 4,19 | 2,77 | 3,07 | 2,09 | |
| 4,33 | 4,40 | 3,24 | 2,44 | 2,48 | 1,67 | |
| 3,46 | 3,53 | 2,64 | 1,87 | 1,91 | 1,29 | |
| 2,63 | 2,68 | 2,09 | 1,38 | 1,41 | 1,008 | |
| 2,17 | 2,23 | 1,705 | 1,11 | 1,15 | 0,826 | |
| 1,896 | 1,94 | 1,47 | 0,95 | 0,98 | 0,70 |
Приложение 7
Дисконтирующий множитель 
| t/E | 10% | 15% | 20% | 25% | 30% | 35% |
| 0,909 0,826 0,751 0,683 0,621 | 0,870 0,756 0,658 0,572 0,497 | 0,833 0,694 0,579 0,482 0,402 | 0,800 0,640 0,512 0,410 0,328 | 0,769 0,592 0,455 0,350 0,269 | 0,741 0,549 0,406 0,301 0,223 | |
| 0,564 0,513 0,467 0,424 0,386 | 0,432 0,376 0,327 0,284 0,247 | 0,335 0,279 0,233 0,194 0,162 | 0,262 0,210 0,168 0,134 0,107 | 0,207 0,159 0,123 0,094 0,073 | 0,165 0,122 0,091 0,067 0,050 | |
| 0,350 0,319 0,290 0,263 0,239 | 0,215 0,187 0,163 0,141 0,123 | 0,135 0,112 0,093 0,078 0,065 | 0,086 0,069 0,055 0,044 0,035 | 0,056 0,043 0,033 0,025 0,020 | 0,037 0,027 0,020 0,015 0,011 |
ЛИТЕРАТУРА
1. Самсонов В.С., Вяткин М.А. Экономика предприятий энергетического комплекса: Учеб. для вузов. – М.:ВШ., 2001. – 416с.
2. Экономика и управление энергетическими предприятиями: Учеб. для вузов/Т.Ф. Басова, Е.И. Борисов, В.В. Бологова и др. – М.:Изд. центр «Академия», 2004. – 432с.
3. Савашинская В.И. Технико-экономическое планирование на тепловых электростанциях. – Л.: Энергия, 1975. – 221 с.
4. Барановский А.И. Хозяйственный расчет энергетических объединений. – М.: Энергоатомиздат, 1990. – 128 с.
5. Методические рекомендации по оценке эффективности инвестиционных проектов и их отбору для финансирования. Вторая ред. Авт. кол.: Коссов В.В., Лившиц В.Н., Шахназаров Л.Г.. – М.:ОАО «НПО» изд. Экономика, 2000. – 421с.
ВОПРОСЫ К ЭКЗАМЕНУ:
1. Структура народно-хозяйственного комплекса,
2. Классификация видов предприятий.
3. Механизм функционирования предприятия.
4. Основные функции предприятия в рыночной экономике.
5. Внутренняя среда предприятия.
6. Внешняя среда предприятия (факторы прямого и косвенного воздействия).
7. Понятие юридического лица.
8. Хозяйственные товарищества (понятие, виды, особенности).
9. Хозяйственные общества (понятие, виды, отличие от хозяйственных товаществ).
10. Хозяйственные общества ( Акционерное общество, особенности, виды )
11. Акционерное общество (определение, Управление, ценные бумага, виды, ценных бумаг).
12. Хозяйственные общества (общество с ограниченной ответственностью).
13. Производственный кооператив (понятие, особенности)
14. Унитарные предприятия (понятие, виды, особенности, примеры)
15. Уставный капитал (понятие, особенности для различных организационно-правовых форм, состав).
16. Некоммерческие организации (состав,определение, особенности, примеры)
17. Особенности производственных фондов энергетики.
18. Капитал и имущество энерго предприятия.
19. Структура основных фондов.
20. Классификация основных фондов.
21. Износ основных фондов (понятие, виды, разновидности, способ возмещения износа, определение величины износа разного вида, способы ликвидации износа)
22. Амортизация (понятие, значение, состав амортизационного фонда, его значение)
23. Виды оценок основного капитала (сущность, назначение).
24. Методы начисления амортизации (пропорциональные методы, классификация, сущность, случаи применения).
25. Методы начисления амортизации (непропорциональные методы, классификация. сущность, случаи применения).
26. Обновление основных фондов, ремонт и модернизация, реконструкция.
27. Показатели состояния и эффективности использования основных фондов.
28. Показатели движения основных фондов. Способы расчета среднегодовой стоимости основных фондов.
29. Пути улучшения использования основных фондов.
30. Особенности оборотных фондов в энергетике. Стадии оборота.
31. Структура оборотных средств.
32. Материалоемкость продукции и методы нормирования оборотных средств.
33. Факторы определяющие норматив оборотных средств.
34. Методы учета оценки оборотных средств в производстве.
35. Показатели эффективности использования оборотных средств
36. Пути улучшения использования оборотных фондов.
37. Сумма экономии оборотных средств за счет ускорения оборачиваемости.
38. Категории работающих на энергопредприятии.
39. Понятие профессии, специальности, квалификации.
40. Понятие должности. Квалификационный справочник должностей служащих: руководителей, специалистов, технических исполнителей.
41. Планирование численности персонала на предприятии.
42. Нормирование труда.
43. Сущность и показатели производительности труда.
44. Факторы роста производительности труда.
45. Понятие материального стимулирования, формы и методы.
46. Системы оплаты труда (особенности тарифной системы оплаты труда).
47. Системы оплаты труда (особенности бестарифной системы оплаты труда).
48. Формы оплаты труда (сдельная оплата труда, виды).
49. Формы оплаты труда (повременная оплата труда, виды).
50. Формы оплаты труда (бригадная оплата труда, КТУ).
51. Методы изучения затрат рабочего времени.
52. Нематериальные активы (состав, значение, амортизация, срок окупаемости,
53. Нематериальные активы (методы оценки нематериальных активов)
54. Классификация издержек (понятие и виды).
55. Понятие себестоимости продукции. Калькуляция.
56. Виды себестоимости (по калькуляционным статьям).
57. Структура затрат по экономическим элементам, предназначение.
58. Пути и факторы снижения себестоимости продукции на предприятии.
59. Особенности расчета себестоимости энергии на разных станциях,
60. Зависимость себестоимости энергии от объемов производства.
61. Доходы предприятия (определение, состав, виды)
62. Прибыль предприятия (определение, виды, налог на прибыль льготы по налогу на прибыль)
63. Распределение прибыли.
64. Показатели рентабельности (определение, значение, виды)
65. Понятие эффекта и эффективности.
66. Система показателей оценки эффективности инвестиционного проекта.
67. Классификация методов экономических оценок инвестиционного проекта.
68. Срок окупаемости дополнительных капитальных вложений
69. Сравнительный срок окупаемости.
70. Коэффициент экономической эффективности.
71. Приведенные затраты.
72. Общий абсолютный срок окупаемости,
73. Дисконтирование.
74. Капитализация (наращивание)
75. Чистый дисконтированный доход
76. Внутренняя норма доходности.
77. Точка безубыточности (условие ее нахождения, назначение).
78. Понятие и виды цен.
79. Формирование цен на продукцию.
80. Ценовая стратегия.
81. Методы ценообразования.
82. Тарифообразование в энергетике,
83. Порядок расчета тарифов на электрическую тепловую энергию, отпускаемую потребителям.
84. Факторы определяющие цены на энергоносители.