Теоретические аспекты организации энергетического хозяйства на предприятии

ТАИФ-НК намерен в 2009 году удвоить продажи бензина в  Татарстане, что позволит ему вытеснить  с местного рынка других производителей, в том числе уфимские НПЗ. Эксперты считают, что бензин из Нижнекамска  пока не может конкурировать по качеству и цене с уфимским, и полагают, что для его продвижения скорее всего будет подключен «административный  ресурс».

 

 

 

 

2.2. Основные технико-экономические  показатели деятельности ОАО  «ТАИФ-НК»

Таблица 2.1

Основные технико-экономические  показатели ОАО «ТАИФ-РК»

Показатели, тыс. грн.	Года			Абсолютное  отклонение млн. руб.
	2009	2010	2011	2010-2009гг.	2011-2010гг.
Выпуск товарной продукции	65358	89131	74933	23773	-14198
Реализация продукции	64621	89149	74394	24528	-14755
в т. ч. реализация на экспорт	35241	43793	40499	8552	-3294
Прибыль до уплаты процентов, налогов, вычета амортизации	9168	10695	4092	1527	-6603
Налоги начисленные	10393	15888	12681	5495	-3207
Прибыль до налогообложения	6086	7100	912	1014	-6188
Чистая прибыль	4582	5272	617	690	-4655
Освоенные капитальные вложения (без  НДС)	8732	2027	990	-6705	-1037
Чистые активы	5436	16557	14770	11121	-1787

 

Согласно данным таблицы 2.1, в 2009 году выпущено товарной продукции на сумму 65,4 млрд. рублей, что больше уровня 2008 года на 10,5 млрд. рублей, а в 2010 году сумма выпущенной товарной продукции увеличилась на 23,7 млрд. рублей по сравнению с 2009 годом и составила 89,1 млрд. рублей. В 2009 году реализовано продукции на сумму 64,6 млрд. рублей, что на 9,1 млрд. рублей больше, чем в 2008 году и на 24,5 млрд. рублей меньше, чем в 2010 году. Доля экспорта в реализованной продукции составила 49 %. Получена чистая прибыль в размере 5,3 млрд. рублей. Рентабельность затрат по чистой прибыли составила 6,7 %. Увеличение показателей свидетельствует о повышении спроса на данную продукцию. За 2009 год стоимость освоенных капитальных вложений ОАО «ТАИФ-НК» увеличилась на 6993 млн. рублей и составила 8732 млн. рублей, а за 2010 год уменьшилась на 6705 млн. рублей и составила 2027 млн. рублей.

Стратегической направленностью  развития ОАО «ТАИФ-НК» является последовательное совершенствование  действующих производств Общества и строительство новых установок, позволяющих достичь мирового уровня переработки высокосернистой нефти  и максимально обеспечить потребности  Республики Татарстан в нефтехимическом  сырье и высококачественных моторных топливах, отвечающих требованиям и  нормам европейских стандартов. При  этом предполагается:

–      обеспечить доведение глубины переработки нефти до уровня – не ниже 98,5 % в перерасчете на перерабатываемую нефть, максимально увеличив объем производства светлых нефтепродуктов и повысив добавочную стоимость и рентабельность деятельности;

–      обеспечить существенный рост промышленного производства и продаж рыночной товарной продукции республиканской нефтепереработки через доведение объемов переработки нефти в ОАО «ТАИФ-НК» до 9,1 млн. тонн в год и развитие производства компонентной базы для выпуска автомобильных бензинов;

–      обеспечить возможность переработки высокосернистой карбоновой нефти, добываемой на территории Республики Татарстан, в объеме 9,1 млн. тонн в год;

–      способствовать росту занятости трудового населения Республики Татарстан за счет открытия новых высокооплачиваемых рабочих мест на вводимых в строй промышленных производствах ОАО «ТАИФ-НК».

 

 

 

2.3 Расчет оптимального способа электропотребления промышленным предприятием

Определить финансовую выгодность электропотребления промышленным потребителем. Возможны 3 варианта покупки электроэнергии:

1) Непосредственно на генераторном напряжении (6кВ) с шин электростанции - среднее напряжние (СН)

2) От сетей выского  напряжения энергопредприятия или  АО-энерго (110кВ) – высокое напряжение (ВН)

3) Оптовая купля-продажа  электроэнерии с Федерального  оптового рынка электромощностей (ФОРЭМ), в т. ч. через биржевые торги (как правило, на высоком напряжении крупными энергопотребителями)

Особенности каждого из вариантов  заключаются в следующем:

В первом варианте потребители  не пользуются услугами сетевой компании, т. к. границы балансовой принадлежности оборудования, как правило, находятся  на зажимах линейных разъединителей главного распределительного устройства (ГРУ). При этом, по логике вещей, тариф  должен быть ниже, т. к. отсутствует  плата за сетевой компании, нет  потерь в сетях. В реальной обстановке все складывается несколько иначе. На генераторном напряжении питают потребителей, как правило, ТЭЦ, которые повышением тарифов на электроэнергию компенсируют невыдачу теплоэнергии, чтобы цена последней, была конкурентно-способной. Кроме того, повышенные тарифы на электроэнергию, потребляемую непосредственно от шин станции компенсируют сетевые потери и затраты на эксплуатацию сетей АО-энерго.

Во втором варианте энергопотребление  происходит от сетей 110-120кВ АО-энерго, причем, как правило, через свои понижающие трансформаторные подстанции. При этом, вопреки логике, региональные энергетические комиссии устанавливают тариф на эту электроэнергию ниже, чем в  первом варианте.

При оптовой покупке электроэнергии с ФОРЭМ тарифы наиболее низкие, согласованные потребителем с оператором ФОРЭМ за расчетный год.

Ниже приведен демонстрационный пример расчета. Предполагается, что предприятие имеет возможность осуществлять питание своих электроприемников от шин ТЭС, от сетей АО – энерго или покупать на фондовом рынке с ФОРЭМ. Годовое число использование максимума нагрузки Л* составляет 500Q час. В данном регионе установлены следующие тарифы по ступеням напряжения и с ФОРЭМ (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Напряжение присоединения, продавец электроэнергии	Тр, руб/кВт.мес	Tw,руб/кВт.ч
ВН (ФОРЭМ)	110	0,6
ВН (сети АО-энерго)	140	0,65
СН (шины ГРУ)	170	0,7

 

Если потребитель подключен  к шинам генераторного напряжения (ГРУ), то за каждый мегаватт мощности P требуется годовая оплата электроэнергии:

Rсн=12 ТрснР+ Twсн=12*170*1+0,7*1*5000=5540 тыс. руб.

При переходе на питание  той же нагрузки от сетей АО-энерго потребуется оплата:

Rвн=12 ТрвнР+ТwвнРТм=12*140*1+0,65*1*5000=4930 тыс. руб.

При покупке электроэнергии с ФОРЭМ годовая оплата составит:

Rфвн=12 ТрфвнР+ТwфвнРТм=12*110*1+0,6*1*5000=4320 тыс. руб.

Из полученных цифр видно, что годовая экономия при переходе на питание от сетей АО-энерго составит 610 тыс. руб. на каждом мегаватте переведенной мощности, а при покупке электроэнергии с ФОРЭМ – 1220 тыс. руб. Таким образом, при использовании действующей методики формирования тарифов выгода крупных потребителей от покупки электроэнергии ВН очевидна. Поэтому при следующем распределении нагрузок потребитель логично перейдет на питание от сетей ВН или сделает все возможное для выхода на ФОРЭМ.

Однако следует учитывать, что при переходе на энергопотребление  с оптового рынка электроэнергии и мощности при заключении договоров  на поставку электроэнергии на потребителей накладываются дополнительные финансовые и организационные обязанности. Это – привлечение к участию  в инвестировании развития электрических  сетей, в противоаварийных мероприятиях, обязанность 100% своевременной денежной оплаты за электроэнергию и мощность, гарантии потребления заявленной мощности в согласованных режимах. Поэтому  уже сейчас разработаны новые  методики формирования тарифов, учитывающие  надбавки к тарифам на изменение  себестоимости производства и передачи электроэнергии, на переходный период для предприятий, срок контракта с которыми заканчивается, за управление режимами электропотребления и выравнивание графика нагрузки, за надежность и др. Все эти надбавки коснутся электроэнергии ВН и, прежде всего, тарифов на электроэнергию, закупаемую с ФОРЭМ. В связи с этим даже при сохранении базовых ставок потребитель вынужден авансировать энергоснобжающие организации на срок действия контракта. Предполагается, что авансовые платежи (надбавки) будут включены в тарифы за заявленную мощность.

Предположим, надбавка на Трвн составит 10%, а на Трфвн – 15%.

Тогда, с учетом процента доходности, I=12% расчеты по зависимостям (1), (2), (3) позволят получить иные результаты без учета инфляции (базовые тарифы за присоединенную мощность не считаются авансом и недисконтируются).

Показатель Rсн=5540 тыс. руб., не изменится

Rсн=12 ТрвнР+12▲ТрвнР(1+і)ТwвнРТм или

Rсн=12[140+10(1+0,12)]*1+0,65*1*5000=5064,4 тыс. руб.

Rфсн=12 ТрфвнР+12▲ТрвнР(1+і)ТwфвнРТм или

Rфсн=12*[110+15(1+0,12)]+0,6*1*5000=4521,6 тыс. руб.

Таким образом, хотя в цифрах финансовая целесообразность покупки  электроэнергии ВН с ФОРЭМ сохранилась, но годовая экономия на 1 МВт потребленной мощности существенно снизилась (от сетей АО-энерго не менее 476 тыс. руб., с ФОРЭМ, - около 1019 тыс. руб.). С учетом дополнительных требований к потребителям, затрат на обслуживание своих понизительных подстанций экономия может оказаться: минимальной или ее вообще не будет. Руководство предприятия-потребителя должно до начала каждого финансового года проводить серию вариантных расчетов по закупке электроэнергии, прогнозировать возможности своего предприятия выполнить дополнительные требования поставщика электроэнергии, оптимизировать режимы электропотребления, активизировать процессы энергоснабжения и замены устаревшего оборудования электроприемников. Недооценка согласования интересов сторон на стадии заключения контрактов может обернуться для потребителя финансовыми неудачами в течении срока действия контракта. В курсовой работе в зависимости от заданных исходных данных выполняются расчеты по выбору наиболее выгодного источника электрообеспечения потребителя. Первоначально выполняется расчет платежей за заявленную мощность и потребленную электроэнергию, исходя из приведенных данных в табл. 2.3 базовых тарифов. Вторым этапом является расчет платежей при установлении надбавок к тарифам за заявленную мощность и авансировании этих платежей на год вперед. Результаты серии расчетов сводятся в итоговую таблицу 2.4 произвольной формы и формулируются выводы по работе, где необходимо отметить вариант наивыгоднейшего присоединения электроприемников потребителя при использовании базовых значений тарифов и при установлений надбавки к тарифу за присоединенную мощность при разных кредитных ставках. 

Таблица 2.3

Исходные данные для проведения расчетов по вариантам

Тариф						Тм, час	І,%	▲Трвн,%	▲Трфвн,%
Тр,руб/кВт.мес			Tw,руб/кВт.ч
СН, ГРУ	ВН АО-энерго	ВН, ФОРЭМ	СН, ГРУ	ВН АО-энерго	ВН, ФОРЭМ
160	130	100	0,8	0,7	0,6	5000	12	10	15