- •Тема 1. Производственные фонды
- •Основные фонды
- •Учет и планирование основных фондов
- •Амортизация основных производственных фондов
- •Показатели использования основных фондов
- •Оборотные фонды и оборотные средства
- •Тема 2. Производственные мощности, производственная программа, реализация продукции
- •2.1. Производственные мощности
- •2.2. Производственная программа, номенклатура, ассортимент
- •2.3. Реализация продукции
- •Тема 3. Кадры, производительность труда, заработная плата
- •3.1. Структура кадров
- •3.2. Производительность труда
- •Тема 4. Цена и ценообразование
- •4.1. Понятие цены и тарифа на энергетическую продукцию
- •4.2. Основы ценообразования в условиях рынка
- •4.3. Тарифы на энергоносители
- •4.4. Виды цен
- •4.5. Ценовая политика в условиях рынка.
- •Тема 5. Расходы предприятия, себестоимость продукции
- •5.1. Виды издержек.
- •5.2. График безубыточности.
- •5.3. Себестоимость, группировка затрат на производство продукции.
- •Структура себестоимости производства электроэнергии на электростанциях различных типов, %
- •Тема 6. Прибыль и рентабельность в промышленности
- •6.1. Прибыль как экономическая категория
- •Виды прибыли.
- •Основные источники получения прибыли. Факторы и пути ее получения
- •6.2. Рентабельность
- •Общая рентабельность
- •Рентабельность оборотных активов
- •Рентабельность производственных фондов
- •Рентабельность финансовых вложений
- •Рентабельность производства
- •Период окупаемости собственного капитала
- •Тема 7. Методы экономической оценки эффективности производства и инвестиций
- •7.1. Понятие и экономический смысл инвестиций
- •7.2. Методы экономической оценки
- •Чистая текущая стоимость npv
- •2. Индекс прибыльности
- •3. Отношение выгоды/затраты
- •4. Внутренняя норма рентабельности (irr - Internal Rate of Return)
- •Заключение
- •Содержание
- •Список литературы
4.2. Основы ценообразования в условиях рынка
Энергетические тарифы являются, прежде всего, ценами и поэтому должны подчиняться законам рыночного ценообразования.
Обычно цена на любую продукцию формируется на рынке в зависимости от соотношения спроса и предложения. Любой товаропроизводитель должен получить за свою продукцию такую сумму, чтобы покрыть издержки производства и получить минимальную прибыль для обновления оборудования, развития производства, выживания в условиях рынка.
Цены и тарифы на энергетическую продукцию значительно меньше подвержены рыночной конъюнктуре, так как, во-первых, спрос на энергию практически постоянен, «неэластичен» и, во-вторых, топливная промышленность и энергетика в основном являются естественными монополиями. В таких условиях регулированием цен на энергетическую продукцию занимается государство, устанавливая региональные тарифы на энергию и некоторые виды топлива.
В настоящее время рыночное ценообразование приводит порой к искажению цен на некоторые товары. Так, современные внутренние цены на нефть и нефтепродукты в ряде случаев превышают мировые. С целью стабилизации экономики на основные виды топлива и энергии цены, как правило, устанавливаются и регулируются государством.
Так, цены на большинство марок и сортов угля, которые складываются на рынке как индикатор спроса, ниже цены производства и даже в ряде случаев ниже себестоимости. Поэтому государство вынуждено дотировать угольную промышленность.
Тарифы на электрическую и тепловую энергию также регулируются, для чего созданы государственные, не зависимые от системы Минпромэнерго региональные и центральная тарифные комиссии, рассматривающие и регулирующие уровень тарифов, устанавливаемых энергопредприятиями.
4.3. Тарифы на энергоносители
Кроме своего основного назначения как дифференцированной цены на энергетическую продукцию, тарифы призваны выполнять задачу стимулирования потребителей, во – первых, к выравниванию графиков нагрузки и, во – вторых, к рациональному использованию энергетических ресурсов. Этому способствует применение двуставочных, многоставочных и штрафных тарифов.
При электроснабжении предприятии от энергоносителей, если присоединенная мощность больше 750 кВА, энергия оплачивается по двуставочному тарифу. Тогда сумма оплаты потребленной электроэнергии (Иэ) и внутризаводская цена (Цэ) рассчитывается исходя из основного тарифа (То) – платы за заявленный максимум нагрузки (Рм), руб./кВт, и дополнительного тарифа (Тд) – платы за каждый фактически потребленный киловатт-час (Эгод), руб./кВт.ч:
Из = То * Рм + Тд * Эгод;
Цэ = То / hmax + Тд,
где hmax = Эгод / Рм – число часов использования максимума нагрузки, ч/год. Это условный показатель, отвечающий на вопрос: какое время (в часах) должен проработать потребитель с максимальной нагрузкой Рм, чтобы потребить количество электроэнергии, фактически потребляемое за год – Эгод. Очевидно, чем выше использования максимума, тем плотнее график энергопотребления и тем ниже цена за 1 кВт. ч. Это и есть стимулирующая роль двуставочного тарифа.
Пример 1 (цифры условные)
Предприятие расплачивается с поставщиком за электроэнергию по двуставочному тарифу.
Основная ставка То = 800 руб./кВт в год,
дополнительная – Тд = 35 коп/кВт.ч.
Число часов использования максимума нагрузки на предприятии hmax = 4000 час/год.
Средняя цена (тариф) на электроэнергию для предприятия составит:
Цэ = То / hmax +Тд = 800*102/4000 + 35 = 20 +35 = 55 коп/кВт.ч
На предприятии изыскана возможность уплотнения графика работы оборудования и соответственного повышения величины hmax до 8000 ч/ год. Тогда цена электроэнергии станет:
Цэ = То / hmax + Тд = 800 * 102 / 8000 + 35 = 10 +35 = 45 коп./кВт.ч,
т.е. на 10 коп./кВт.ч (на 18%) ниже.
Регулируя неравномерность электропотребления, предприятия могут также существенно сократить свои текущие затраты, т.е. получить дополнительную прибыль.
Пример 2
На предприятии изыскали возможность рассредоточения по часам суток пиковых нагрузок электрооборудования, в результате чего оказалось возможным снизить заявленный максимум на 25 % с 1000 до 750 МВт.
Годовое электропотребление в размере 350 тыс. МВт.ч/год при этом не изменилось.
Тарифные ставки те же, что и в предыдущем примере.
Нужно определить величину снижения годовых издержек производства в результате этих мер.
Решение:
Сумма оплаты за электроэнергию составляла:
Из1 = То* Рм + Тд * Эгод = 800 * 1000 * 103 + 0,35 + 350 * 106 =
= 800*106 + 122,5*106 = 922,5 млн.руб.
После сокращения электрического максимума:
Из2 = То * Рм + Тд * Эгод = 800 * 750*103 + 0,35 + 350 * 106 =
= 600*106 + 122,5*106 = 722,5, млн. руб.
Экономия издержек составит:
∆И = Из1 – Из2 = 922,5 – 722,5 = 200, млн. руб./год.
Очевидно, экономия издержек дает возможность точно в таком же размере получить дополнительную прибыль.
В ближайшее время все шире будут применяться многоставочные тарифы на электроэнергию – повышенная плата за потребление в часы максимума нагрузки и льготный тариф за пользование в ночное время.
Если предприятие в течение года во время максимумов потребляет - Эм, ночью – Эн, то при соответствующих тарифах Тм и Тн общая сумма оплаты будет:
Иэ = То * Рм +Эм * Тм + Эн * Тн + (Эгод – Эм – Эн) * Тд, руб./год.
Введение двуставочного и многоставочного тарифов преследует одну цель – заинтересовать потребителя в выравнивании графика энергопотребления, что существенно улучшает условия и технико-экономические показатели работы энергопроизводителей.