Пособие общее для энмаша


ОСНОВНЫЕ ФОНДЫ В ЭНЕРГЕТИКЕ
2.1. Основные производственные фонды и их особенности
Любой современный производственный процесс невозможен без разнообразных средств труда:
машин и оборудования,
зданий и сооружений,
измерительных приборов.
В совокупности и по стоимости средства труда – машины и оборудование, здания, сооружения и инвентарь – образуют основные фонды.
Основные фонды – это стоимость средств труда, которые принадлежат предприятиям и объединениям для бесперебойного осуществления их функций.
Основные фонды предприятий могут быть производственными и непроизводственными:
Производственные основные фонды необходимы для выполнения производственных функций предприятий непосредственно или косвенно.
Непроизводственные основные фонды не участвуют в производственном процессе, они необходимы для обслуживания работников предприятий и членов их семей. В их состав входят жилые здания, здания и оборудование медицинских учреждений, обслуживающих работников данных предприятий, здания и инвентарь пионерских лагерей, базы отдыха и т. д.
Основные производственные фонды не меняют свою первоначальную форму в течение нескольких производственных циклов в отличие от оборотных фондов – предметов труда, которые полностью потребляются за один производственный цикл.
Основные фонды переносят свою стоимость на продукт производства не сразу, а постепенно, по мере снашивания своей первоначальной формы или увеличения ее несоответствия современным требованиям производства, или вследствие того и другого одновременно.
Длительность сроков службы отдельных элементов основных фондов различна. Некоторые служат около одного года, другие – несколько десятков лет (плотины, дороги, некоторые виды зданий).


В настоящее время в российской экономике наряду с понятием «основные фонды» используется понятие «основные средства». Основные средства – это материальные ценности, которые удовлетворяют следующим условиям (7(:
используются в производстве продукции при выполнении работ или оказании услуг либо для управленческих нужд организации;
срок их полезного использования превышает 12 месяцев;
организацией не предполагается их последующая перепродажа;
способны приносить организации экономические выгоды (доход) в будущем.
Для получения достоверной информации об объектах основных средств определенное значение имеет их классификация по различным признакам. Классификация используется в целях обеспечения единообразия группировки основных средств в учете и отчетности всеми организациями независимо от их отраслевой принадлежности и организационно-правовой формы.
Группировка основных средств по их видам установлена общероссийским классификатором основных фондов (ОКОФ), утвержденным постановлением Госстандарта России от 26 декабря 1994 г. № 359. В соответствии с классификатором основные фонды состоят из материальных и нематериальных основных фондов, которые в бухгалтерском учете принято обозначать как основные средства и нематериальные активы (патенты, лицензии).

Группировка основных фондов в ОКОФ осуществляется в основном по признакам назначения, связанным с видами деятельности и производимыми в результате этой деятельности продукцией и услугами.
В соответствии с типовой классификацией в зависимости от их основного назначения и характера выполняемых функций основные фонды делятся на следующие подразделы:
1) здания (кроме жилых);
2) сооружения;
3) жилища;
4) машины и оборудование;
5) средства транспорта;
6) инвентарь производственный и хозяйственный;
7) скот рабочий, продуктивный и племенной (кроме молодняка и убоя);
8) насаждения многолетние;
9) капитальные затраты по улучшению земель (без сооружений);
10) прочие основные средства.


энергетического комплекса составляла примерно 108,5 тыс. руб. на одного работающего, в то время как по всей промышленности – 14,5 тыс. руб. на одного работающего. К 2000 году показатель фондовооруженности труда в электроэнергетике составляет 1105 млн. руб. на человека, а в промышленности в среднем – 325 млн. руб. на человека.
Основные производственные фонды делятся на активную и пассивную части. К активной части основных фондов относят в первую очередь рабочие машины, силовые машины и оборудование: паровые котлы, турбины, генераторы, трансформаторы, электродвигатели, которые в энергетике являются основным оборудованием, а также транспортные средства. К пассивной части основных фондов относят такие средства труда, как здания и сооружения, которые создают необходимые условия для нормального протекания производственного процесса. Деление основных фондов на активную и пассивную части в значительной степени условно. Например, от высоты плотины на гидроэлектростанциях зависит такой важнейший параметр, как напор воды, а значит, мощность ГЭС, выработка электроэнергии. В то же время стоимость плотины относится к пассивной части основных фондов.


От степени совершенства производственных зданий зависят возможности и размеры затрат на ремонт оборудования, проведение реконструкционных работ.

Технологическая структура основных производственных фондов
Технологическая структура основных производственных фондов энергетики по сравнению со структурой основных фондов всей промышленности характеризуется относительно низким удельным весом рабочих машин и оборудования и сравнительно высоким – силовых машин и передаточных устройств. Это объясняется тем, что в электроэнергетике роль рабочих машин выполняют именно силовые машины. Высокий же удельный вес передаточных устройств объясняется главным образом наличием линий электропередачи, сооружение которых требует значительных капитальных затрат.

Что касается технологической структуры основных производственных фондов по основным подразделениям электроэнергетики, то на гидроэлектростанциях достаточно высоким является удельный вес сооружений, на электросетевых предприятиях – передаточных устройств, а на тепловых электростанциях – силовых машин и оборудования.
Улучшение структуры основных фондов в энергетике
С ростом
единичных мощностей энергетических агрегатов
увеличением в них начальных параметров пара,
с увеличением напряжения в электрических сетях
значительно улучшается структура основных фондов тепловых электростанций и электросетевых предприятий, т. е. растет доля активной части основных производственных фондов и снижается стоимость основных фондов в расчете на единицу мощности.
Факторами, действующими в противоположном направлении, препятствующими повышению концентрации энергетического производства, являются усложнение и удорожание передачи энергии на большие расстояния при одновременном повышении потерь энергии в процессе передачи.
Особенность основных производственных фондов в энергетике – высокая стоимость отдельных агрегатов и электростанций. Наиболее благоприятные технико-экономические показатели по тепловым электростанциям в настоящее время достигаются при единичной мощности агрегатов 300 – 500 МВт и при мощности электростанций 2400 – 3600 МВт.
Производственные фонды отдельных энергопредприятий, как правило, тесно связаны между собой внутрисистемными и межсистемными перетоками электроэнергии. При этом в параллельно работающих энергосистемах производственные фонды передающих систем участвуют в покрытии расходной части электробаланса принимающих энергосистем. Это обстоятельство, связанное с перетоками электроэнергии, необходимо учитывать при оценке удельной стоимости и эффективности использования основных фондов в энергетике.


2.2. Показатели эффективности использования
основных фондов энергетических предприятий
Под производственной мощностью промышленного предприятия принято понимать максимально возможный годовой (суточный) выпуск продукции или объем переработки сырья в номенклатуре и ассортименте, предусмотренных на плановый период. При этом имеется в виду полное использование производственного оборудования и площадей с учетом проведения планово-предупредительных ремонтов и применения передовой технологии, а также улучшения организации производства и труда.
Особенность в энергетике
Однако в энергетике в силу ее технологических и организационных особенностей выпуск продукции не может служить основанием для определения производственной мощности энергопредприятий. Так, для электростанций годовая (суточная) выработка энергии задается диспетчерской службой энергосистемы, причем может значительно изменяться не только в пределах года, но и суток. Поэтому производственная мощность электростанций характеризуется максимальной нагрузкой, которую они могут нести (в тысячах или миллионах киловатт). В свою очередь максимальная нагрузка определяется мощностью ведущего оборудования электростанций – комплекса силовых агрегатов. При этом в отношении электростанций различают установленную и рабочую мощность, а для отдельных агрегатов – номинальную и эксплуатационную.
Номинальная мощность – это величина максимально длительной мощности, которая указывается в паспорте агрегата. Установленная мощность Ny электростанции определяется путем суммирования номинальных мощностей всех установленных на ней агрегатов, дающих готовую продукцию – энергию. Номинальная и установленная мощности не зависят от конкретных эксплуатационных условий. Эти условия находят отражение в понятии эксплуатационной мощности, которая показывает максимальную нагрузку агрегата в конкретных условиях его работы. Эксплуатационная мощность может быть меньше номинальной, когда состояние агрегата и условия его эксплуатации хуже нормативных, паспортных вследствие отдельных неисправностей, износа, загрязнения и снижения параметров подведенной энергии. Эксплуатационная мощность равна номинальной, если состояние агрегата и условия его эксплуатации соответствуют нормативным. В редких случаях эксплуатационная мощность может быть больше номинальной, когда в ходе эксплуатации агрегата были выявлены резервы мощности или проведены некоторые усовершенствования. Эксплуатационная мощность агрегата, находящегося в ремонте, равна нулю.
Рабочая мощность представляет собой мощность, которую электростанция может развивать в фактических условиях ее эксплуатации. Она может быть либо равна сумме эксплуатационных мощностей агрегатов, установленных на электростанции, либо быть меньше нее. Уменьшение мощности может происходить за счет вывода агрегатов в ремонт, а также за счет возможных диспропорций между мощностью отдельных групп энергооборудования.
Производственная мощность энергосистемы характеризуется суммарной установленной мощностью входящих в нее электростанций.
Повышение эффективности энергетического производства требует наиболее полно использовать производственные фонды, а следовательно, производственную мощность. Обычно различают экстенсивное и интенсивное использование производственной мощности. Экстенсивное использование в основном характеризуется длительностью использования существующих мощностей, а интенсивное – объемом выполняемой работы в единицу времени.
Коэффициент экстенсивного использования определяется отношением

где Тф , Тк – фактическое и календарно возможное время работы оборудования.
Коэффициент интенсивного использования

где Wф – фактическая выработка электроэнергии за год; Wном – номинальная выработка за время Тф.
В энергетике для характеристики использования производственной мощности служат показатели, которые одновременно характеризуют как экстенсивное, так и интенсивное использование энергетических мощностей. Но в силу особенностей энергетической продукции использование производственной мощности непосредственно зависит от графиков потребления электрической и тепловой энергии. Это обстоятельство предъявляет особо жесткие требования к точности определения установленной мощности электростанции до ее постройки, т. е. на стадии проектирования.
Общим или интегральным показателем является коэффициент использования мощности
где Wmax – максимально возможная выработка за время Tк.
На практике более широкое применение получил показатель числа часов использования установленной мощности


Между кисп и hу имеется следующая связь:
Фактическое число часов использования среднегодовой установленной мощности электростанций в последние годы составляет от 4000 до 5600 ч в год в зависимости от типа электростанции, ее места в графике нагрузки и изменяется в довольно значительных пределах – от 2000 до 7000ч.
На практике также для характеристики использования производственной мощности применяются коэффициенты готовности и нагрузки.

Коэффициент готовности
где Тг длительность времени эксплуатационной готовности в течение плановых периодов Тк (год, квартал, месяц); Трем – длительность проведения ремонтов за те же календарные интервалы времени.
Коэффициент готовности электростанции определяется как взвешенная сумма коэффициентов готовности отдельных установленных на ней агрегатов:
где «веса» di – определяются согласно доле номинальной мощности i-го агрегата в установленной мощности электростанции. Коэффициент готовности предназначен для более адресной оценки деятельности именно коллектива энергопредприятия, поскольку в других показателях используются такие параметры, как отпущенная энергия или использованная энергетическая мощность, которые зависят не только от предприятия, но и от диспетчерской службы энергосистемы.
Коэффициент нагрузки
где Nmax максимальная нагрузка потребителей.
Показатель числа часов использования максимума нагрузки

означает то число часов, которое потребовалось бы для выработки или передачи фактически отпущенной (переданной) энергии при работе с максимальной нагрузкой.
Коллективы энергопредприятий, стремясь к повышению уровня использования производственных мощностей, прежде всего должны обеспечивать
технически правильную эксплуатацию всех видов оборудования, в том числе качественно и своевременно проводить ремонтные работы.
Кроме того, в значительной степени от энергопредприятий зависит своевременная и эффективная модернизация энергетического оборудования, повышающая величину их производственной мощности.

2.3. Экономическая оценка основных фондов
Основные производственные фонды образуют обширный класс производственных ресурсов. Стоимость их, особенно в электроэнергетике, значительна, однако в связи с увеличением доли изношенных мощностей и недостаточностью финансирования стоимость их за последнее время оставалась практически постоянной либо даже снижалась. Поэтому эффективное использование основных производственных фондов имеет большое народнохозяйственное значение, причем требования к эффективному использованию фондов становятся все актуальнее по мере их старения.
Эффективность использования основных производственных фондов можно оценить с помощью показателей, представляющих собой отношение экономического результата к объему всех примененных средств труда, соизмеренных по стоимости их воспроизводства. Экономический результат использования основных производственных фондов для различных уровней народного хозяйства определяется по-разному. Для отраслей и предприятий результат использования основных фондов следует оценивать показателем товарной (валовой) или чистой продукции.
Применительно к энергетике чистую продукцию можно было бы рассчитывать, вычитая из полной стоимости отпущенной электроэнергии и теплоты стоимость топлива и амортизацию, а также стоимость вспомогательных материалов и услуг сторонних организаций. Экономический смысл введения показателя чистой продукции в качестве оценочного показателя результатов деятельности предприятий и объединений заключается в исключении искажающего влияния материалоемкости продукции. Но в энергетике в настоящее время чистая продукция не определяется, а рассчитывается лишь товарная и валовая продукция. С помощью показателя валовой продукции можно определить показатель фондоотдачи как отношение годовой стоимости валовой продукции к среднегодовой стоимости основных производственных фондов.
Управление народным хозяйством осуществляется с использованием двух систем измерителей: натуральных и стоимостных. Соответственно и элементы основных фондов в энергетике учитываются в натуральном и стоимостном измерении. Натуральное измерение элементов основных производственных фондов ведется в натуральных единицах и в единицах мощности. Но по мере роста физического износа этих элементов их суммарная среднегодовая мощность уменьшается из-за неполадок в отдельных деталях и узлах оборудования, удлинения времени пребывания в ремонтах. Стоимостное измерение элементов основных фондов необходимо для определения эффективных направлений использования основных фондов на предпроектной и проектной стадиях, для определения тарифов на энергию, при соизмерении затрат и результатов в процессе текущей хозрасчетной деятельности энергопредприятий, а также для определения платы за фонды, амортизационных отчислений.
Стоимостное измерение основных производственных фондов играет важную роль в вопросах перспективного развития самой энергетики, поскольку именно оно используется при определении степени развития энергоемких производств, в альтернативных прогнозах развития основных потребителей энергии. Наконец, вопрос о выводе из состава действующих тех или иных элементов основных фондов решается на базе измерения физического износа, стоимостной оценки морального износа и расчетов экономической эффективности замен, базирующейся на стоимостном измерении заменяемых и заменяющих элементов основных фондов. Стоимостное измерение основных производственных фондов необходимо для расчета экономических показателей эффективности использования фондов и прежде всего таких, как фондоотдача и рентабельность.
В производственной практике и экономической теории используются три вида стоимостной оценки элементов основных производственных фондов. Первоначальная стоимость – стоимость их фактического создания, транспортировки и монтажа. В первоначальную стоимость входит также стоимость проектирования и испытаний. С течением времени первоначальная стоимость не меняется и все в меньшей степени отражает реальные условия воспроизводства основных фондов и эффективность их использования. Восстановительная стоимость элементов основных фондов определяется стоимостью воспроизводства тех же элементов в данный момент времени. Восстановительная стоимость изменяется вслед за техническим прогрессом, ростом производительности труда и эффективности производства, особенно в фондосоздающих отраслях – машиностроении, строительстве. Серьезной трудностью определения восстановительной стоимости действующей техники является то обстоятельство, что многие типоразмеры и модификации техники эксплуатируются, но уже не воспроизводятся в первоначальном виде. Восстановительная стоимость определяется только в момент переоценок основных фондов. Остаточная стоимость элементов основных фондов означает ту часть стоимости производства этих элементов, которая еще не перенесена на производимую с их помощью энергию. Остаточная стоимость количественно равна первоначальной или восстановительной стоимости за вычетом износа.
В практике хозяйственной деятельности энергетических предприятий значительную роль играет балансовая стоимость элементов основных производственных фондов. Балансовая стоимость – это стоимость основных производственных фондов, по которой последние числятся на балансе предприятия. Балансовая стоимость представляет собой первоначальную стоимость основных фондов с учетом результатов их переоценки. Эта переоценка осуществлялась в плановой экономике относительно редко и проводилась единовременно в масштабе всего народного хозяйства. Такие переоценки основных фондов в народном хозяйстве СССР проводились всего три раза: в 1925, 1960 и 1972 гг. В рыночной экономике переоценка стоимости основных фондов проводится практически каждый год.
Предприятиям и организациям предоставлено право проводить переоценку основных фондов различными способами.
С 1994 по 1998 гг. для переоценки стоимости основных фондов часто использовался коэффициент переоценки (пересчета). В соответствии с постановлением правительства РФ Госкомстат России разработал индексы изменения стоимости основных фондов для определения их восстановительной стоимости. Индексы разрабатывались по группам основных фондов в зависимости от периода их приобретения. Тогда восстановительная стоимость определялась по формуле:


где ко.ф.п – первоначальная стоимость основных фондов, кп – индекс переоценки.
Однако использование этого метода привело к тому, что стоимость основных фондов к 1998 г. оказалась завышенной, поэтому переоценку стоимости основных фондов осуществляют путем определения их рыночной стоимости. В этом случае для подтверждения их рыночной стоимости можно использовать следующие документы:
а) справки о стоимости аналогичных видов основных фондов от предприятий – изготовителей (с досчетом стоимости транспортировки и монтажных работ);
б) справки от торгующих или снабженческих организаций об уровне цен;
в) сведения об уровне цен на данные виды основных фондов, опубликованные в средствах массовой информации;
г) экспертные заключения о рыночной стоимости основных фондов, подготовленные консультационной или другой специальной организацией (общество оценщиков, риэлтеров и т. п.).
Стоимостная оценка действующих производственных фондов и их экономическая эффективность тесно связаны между собой. По мере вступления в число действующих новых, более эффективных основных фондов старые фонды обесцениваются под действием морального износа, хотя физически они могут мало измениться. В то же время передовой опыт эффективной эксплуатации старых производственных фондов всегда учитывается при конструировании и проектировании элементов новых производственных фондов и, следовательно, повышает эффективность работы отрасли в целом.
Улучшение использования основных производственных фондов энергетики дает большие народнохозяйственные результаты в силу значительного размера этих фондов и высокой фондовооруженности труда.
Напоминание
С ростом
единичных мощностей энергетических агрегатов
увеличением в них начальных параметров пара,
с увеличением напряжения в электрических сетях
значительно улучшается структура основных фондов тепловых электростанций и электросетевых предприятий, т. е. растет доля активной части основных производственных фондов и снижается стоимость основных фондов в расчете на единицу мощности.
Факторами, действующими в противоположном направлении, препятствующими повышению концентрации энергетического производства, являются усложнение и удорожание передачи энергии на большие расстояния при одновременном повышении потерь энергии в процессе передачи.

Однако энергетика – очень специфичная отрасль. Объем производимой ею продукции – электрической и тепловой энергии – не может превышать установленного графика нагрузки. Поэтому реальный эффект от улучшения использования основных фондов в энергетике не может быть реализован в виде увеличения объема производства продукции, как в других отраслях промышленности.
В силу особенностей энергетики исключительно важно обоснованно определить на стадии проектирования
производственную мощность будущего энергопредприятия
состав его основного оборудования.
Занижение мощности энергопредприятия не может быть перекрыто работой на форсированных режимах, а завышенная мощность не найдет себе применения. Перечисленными обстоятельствами, а также исключительно высокой единичной мощностью и стоимостью энергоагрегатов объясняется большое влияние качества изготовления и ремонта оборудования на эффективность использования основных фондов энергетических предприятий.

Зависимость уд. пр-ва энергии (производство энергии на 1 рубль основных производственных фондов энергосистем)
Производство энергии на 1 рубль основных производственных фондов энергосистем зависит от:
годового числа часов использования среднегодовой мощности
и удельной стоимости этой мощности.

Годовое число часов использования мощности в свою очередь зависит:
от состояния эксплуатационной готовности оборудования энергопредприятий, общей продолжительности капитальных и текущих ремонтов;
2) от графиков потребления электрической и тепловой энергии.
Первая группа факторов 1) зависит от работы коллективов энергопредприятий и ремонтных подразделений.
Вторая группа факторов – графики электропотребления не зависят от энергопредприятий. Чем более плотный график электрической нагрузки в энергосистеме, тем выше, при прочих равных условиях, отдача продукции на 1 рубль основных производственных фондов.

Эффективное использование суточного графика электрических нагрузок значительно повышает фондоотдачу в энергетике.

Объединение отдельных электроэнергетических систем способствует
повышению фондоотдачи,
снижению требуемой мощности в этих системах за счет совмещения суточных максимумов нагрузки при одновременном уменьшении необходимой мощности аварийного и нагрузочного резервов.
Повышение эффективности использования основных производственных фондов – это не только рост отдачи продукции на 1 рубль фондов, но и экономия текущих затрат. Последняя может быть достигнута прежде всего путем увеличения уровня механизации и автоматизации трудоемких процессов и сокращения затрат живого труда

ОБОРОТНЫЕ СРЕДСТВА В ЭНЕРГЕТИКЕ
Экономическое содержание, особенности и структура
оборотных средств в энергетике
Для нормального функционирования каждое предприятие кроме основных фондов должно располагать оборотными средствами. Оборотные средства – это выраженные в денежной форме фонды обращения и оборотные фонды.
Фонды обращения включают денежные средства, находящиеся в сфере обращения (деньги в банке, энергия отпущенная, но еще не оплаченная потребителем, абонентская задолженность). Оборотные фонды находятся в сфере производства и образуют материальную часть оборотных средств. Это средства производства, которые функционируют преимущественно в качестве предметов труда. Они полностью переносят свою стоимость на изготовленный продукт в процессе одного производственного цикла. После каждого производственного цикла требуется их возмещение.
Состав оборотных фондов может быть представлен в следующем виде, руб.:
где Т – топливо; Мс – материалы (основные и вспомогательные) на складах; 3 – запасные части; С – сырье; Н – незавершенное производство; Фпр – прочие оборотные фонды (малоценный и быстроизнашивающийся инвентарь и др.).
Оборотные фонды в энергетике включают в основном запас топлива, запасных частей для ремонта, вспомогательных материалов, малоценных и быстроизнашивающихся предметов. В энергетике практически отсутствуют запасы сырья, основных материалов и покупных полуфабрикатов. На ГЭС, а также в тепловых и электрических сетях отсутствуют и запасы топлива. Оборотные фонды здесь включают только запас вспомогательных материалов и запасных частей для ремонта. В энергетике к оборотным фондам относятся так называемые расходы будущих периодов: затраты на подготовку и освоение новой продукции, разработку и внедрение рационализаторских предложений и изобретений.
Величина оборотных фондов определяется на основе их нормирования. Размер фондов обращения вследствие значительных их колебаний, как правило, не нормируется. Оборотные фонды должны иметь минимальный, но достаточный размер для нормального, бесперебойного функционирования производства, поэтому очень важно, чтобы нормы запасов были экономически обоснованными.
Денежные средства, необходимые на образование запасов, в условиях плановой экономики выделялись государством и возмещались ему затем предприятием за счет прибыли. Если у предприятия возникала дополнительная потребность в оборотных средствах, связанная, например, с созданием дополнительных сезонных запасов топлива, то она обеспечивалась за счет кредитов банка, которые погашались также за счет последующей прибыли.
В условиях рыночной экономики предприятия должны самостоятельно изыскивать денежные ресурсы на приобретение оборотных фондов. В условиях отсутствия государственного финансирования на приобретение оборотных фондов и дефицита денежных ресурсов предприятия вынуждены сокращать затраты на оборотные фонды. Это приводит к тому, что величина запаса оборотных фондов оказывается ниже нормативной величины.
Размер нормативов мoжeт выражаться в днях производственных запасов или в денежной форме. Нормы запасов подразделяют на оборотные (текущие) и страховые (гарантийные).
В некоторых случаях создают сезонные запасы оборотных фондов (например, при сезонной добыче торфа, при сезонном транспорте топлива по воде). Рассчитываются нормы запасов по элементам, т. е. по видам основных и вспомогательных материалов, топливу, запасным частям. Так, текущий запас топлива на ТЭС, т у. т.

где Wэ – среднесуточная выработка электроэнергии, МВт
·ч; Qт – среднесуточный отпуск теплоты потребителям, ГДж; bэ и bт – удельные расходы условного топлива на выработанный киловатт-час электроэнергии и отпущенный гигаджоуль теплоты, кг; Тн – норма запаса топлива, сут.
Норма запаса топлива в сутках определяется нормами технологического проектирования ТЭС, исходя из запасов угля на один месяц работы и мазута на 15 сут.
Норматив запаса топлива на ТЭС определяется как
где Всут – среднесуточный расход топлива на ТЭС, т у. т.; Тн – норма запаса топлива, сут.; Цт –цена на топливо, руб/т у. т.
Структура оборотных фондов может существенно различаться по отдельным энергопредприятиям, по различным типам электростанций и по разным энергообъединениям.
Независимо от мощности и типа тепловой электростанции в структуре ее оборотных фондов преобладают топливо и запасные части. Удельный вес топлива зависит от его вида (жидкое, твердое, газообразное), расстояния транспортировки, возможностей его хранения и наличия достаточных емкостей в топливно-складском хозяйстве ТЭС. Для газообразного топлива необходимы резервные запасы другого вида топлива, которые тоже строго нормируются. Большие объемы запасов топлива характерны для ТЭЦ, работающих на твердом топливе.
Увеличение доли запасных частей в общей структуре оборотных фондов зависит от того, является ли данная электростанция новой или уже давно находится в эксплуатации. Для ТЭС со старым оборудованием доля запасных частей всегда значительна.
Структура оборотных фондов и средств по энергосистеме существенно зависит от состава генерирующих мощностей и протяженности электрических сетей. При большом удельном весе в энергосистеме ГЭС значительно снижается доля топлива и увеличивается удельный вес запасных частей и вспомогательных материалов.
Оборотные средства в процессе эксплуатации совершают кругооборот: денежные средства (Д1) – производственные запасы (П1) – производство – продукция (П2) – денежные средства (Д2). После каждого оборота они должны возобновляться в натуральном и денежном выражении. Переход из одной стадии в другую называется оборачиваемостью, которая в свою очередь характеризуется скоростью оборота и его длительностью. Скорость оборота nоб определяется числом оборотов за определенный период времени, а длительность tоб – временем совершения одного оборота, дн.:

где Пр – сумма реализованной продукции; Соб – средняя сумма оборотных средств; Т – продолжительность рассматриваемого периода (обычно год).
Скорость и длительность оборота – наиболее общие показатели эффективности использования оборотных средств. Продолжительность одного оборота tоб показывает, за какой период времени предприятию будут возвращены его средства в виде выручки за реализованную продукцию. Время одного оборота для энергообъединений (энергосетей) в среднем составляло около 30 дней в плановой экономике, в настоящее время оно может возрастать до 90 дней.
Для эффективного использования оборотных средств большое значение имеет ускорение их оборачиваемости. В энергетике ускорение оборачиваемости может быть достигнуто за счет снижения запасов топлива и запасных частей, сокращения удельных расходов топлива, уменьшения расхода энергии на собственные нужды, сокращения сроков ремонта, удлинения межремонтных периодов, ускорения расчетов с потребителями, совершенствования материально-технического снабжения.
В плановой экономике улучшение использования оборотных средств в энергетике происходило за счет сокращения запасов топлива, т. к. фактические запасы топлива на электростанциях намного превосходили нормативные. Отвлечение топлива в избыточные запасы исключало его из народнохозяйственного оборота, приводило к его недостатку в других отраслях народного хозяйства.
В рыночной экономике фактические запасы топлива достаточно часто оказываются меньше плановых (нормативных). Так, на ТЭС ЕЭС России и РАО «ЕЭС России» запасы угля и мазута в 1999 г. были ниже плановых соответственно на 20–40 % по углю и 5–7 % по мазуту (табл. 3.1) [9].

Т а б л и ц а 3. 1
Объемы фактического и планового задания по запасам топлива (угля и мазута) на ТЭС за 1999 г.


Уголь, тыс. т
Мазут, тыс. т


Задание
Факт
Отклонение
Задание
Факт
Отклонение




к заданию
К
1999 г.


к заданию
к 1999 г.

ТЭС ЕЭС России
15 000
11796
–3200
–2415
3000
2334
–666
–146

ТЭС РАО «ЕЭС России»
1680
1227
–453
–723
405
114
–291
–61


В современных условиях на ускорение оборачиваемости оборотных средств существенное влияние оказывают ускорение расчетов с потребителями за отпущенную энергию и удлинение межремонтных периодов.
В результате ускорения оборачиваемости оборотных средств сокращаются издержки производства и снижается себестоимость энергии.


ПРОИЗВОДСТВО И ИЗДЕРЖКИ
Бухгалтерский и экономический подход к анализу издержек

Анализ издержек производства имеет большое значение. Во-первых, их величина в значительной степени влияет на массу прибыли. Во-вторых, их соотношение с уровнем цены определяет поведение фирмы на рынке, выбор оптимального объема выпуска.
В микроэкономике все издержки производства рассматриваются как альтернативные, так как ресурсы ограничены и их применение в производстве одного товара всегда является результатом выбора между альтернативными вариантами использования.
Альтернативные издержки подразделяются на явные и неявные.
Явные издержки – это реальные расходы на оплату ресурсов, не принадлежащих владельцам фирмы. Они принимают форму денежных платежей поставщикам ресурсов. К явным издержкам обычно относят расходы на покупку сырья, оборудования, оплату банковского кредита, транспортные и административные расходы.
С другой стороны, некоторые альтернативные издержки фирмы не столь очевидны. Часть ресурсов, задействованных в процессе производства, принадлежат собственнику фирмы. Собственник, выбирая конкретный вариант их использования, отказывается от возможных других вариантов, и тем самым упускает альтернативные возможности получения иных доходов. Неявные издержки – это альтернативные издержки использования ресурсов, принадлежащих владельцу фирмы. Количественно они совпадают с теми денежными доходами, которые могли бы быть получены владельцем фирмы за собственные ресурсы при наилучшем альтернативном варианте их применения.
Неявные издержки не всегда легко определить – в условиях быстроменяющейся экономической ситуации часто бывает сложно установить лучший способ использования ресурсов. Обычно предприниматель определяет эффект от того или иного направления, опираясь на свой опыт и интуицию. При этом величина неявных издержек становится гипотетической. К неявным издержкам чаще всего относят неявный процент на собственный капитал (отказ от предоставления его на условиях кредита), неявную заработную плату (отказ от работы наемным работником на другом предприятии), неявную арендную плату (отказ от сдачи в аренду недвижимости).
В микроэкономике существует 2 подхода к определению издержек производства: бухгалтерский и экономический.
Бухгалтер отслеживает исключительно исходящие и входящие денежные потоки фирмы. Поэтому он учитывает только те альтернативные издержки, которые принимают форму денежных выплат поставщикам ресурсов. А раз так, то бухгалтерские издержки равны сумме всех явных издержек.
Основной задачей экономиста является выбор оптимального способа использования ресурсов. Для этого он должен сопоставлять целесообразность продолжения производства данного товара с тем, что теряет предприятие, делая это. Поэтому экономические издержки равны сумме явных и неявных издержек.
Выявление различий между экономическими и бухгалтерскими издержками производства необходимы для понимания сущности прибыли.
Бухгалтерская прибыль представляет собой разность между общей выручкой фирмы и бухгалтерскими издержками. Экономическая прибыль рассчитывается по следующей формуле:
экономическая прибыль = общая выручка – экономические издержки =
= бухгалтерская прибыль – сумма неявных издержек.
Рассмотрим возможные соотношения между экономической и бухгалтерской прибылью:
экономическая и бухгалтерская прибыль отрицательны: фирма убыточна с точки зрения бухгалтера и экономиста;
бухгалтерская прибыль положительна, а экономическая прибыль равна 0: фирма зарабатывает столько же, сколько могла бы иметь в случае выбора наиболее выгодной из оставшихся альтернатив использования ресурсов. Данный вариант применения ресурсов и альтернативный являются равновыгодными;
бухгалтерская прибыль положительна, а экономическая прибыль отрицательна: при выборе другого, альтернативного способа использования ресурсов, собственник фирмы мог рассчитывать на получение большей бухгалтерской прибыли;
бухгалтерская и экономическая прибыль положительны: собственник фирмы остановил свой выбор на самой выгодной альтернативе использования ресурсов.
Таким образом, экономическая прибыль играет роль важнейшего ориентира для определения экономически целесообразного вида деятельности.

Вопрос 2. Виды издержек производства

В экономике неявные и явные издержки включаются в общие издержки.
Функция общих издержек и зависит от количества выпускаемой продукции (Q):

TC = f (Q).

В краткосрочном периоде общие издержки представляют собой сумму общих переменных издержек (TVC – total variable costs) и общих постоянных издержек (TFC – total fixed costs):
TC = TVC + TFC.
Общие постоянные издержки – это затраты на покупку тех ресурсов, величина которых не может быть изменена в течение краткосрочного периода. Общие постоянные издержки не зависят от объема выпуска и имеют место даже тогда, когда объем выпуска равен 0. Они по своей сути являются затратами на создание условий для осуществления целевой деятельности фирмы (арендная плата, зарплата управленческого персонала, амортизация, расходы на содержание и ремонт оборудования и т.д.).
Общие переменные издержки – это затраты на покупку тех ресурсов, величина которых колеблется в зависимости от объема выпуска: TVC = f(Q). По своей экономической сути они представляют затраты на осуществление целевой деятельности (затраты на сырье, материалы, топливо, зарплата производственных рабочих и т.д.).
Если известны цены постоянных и переменных ресурсов, то функции общих постоянных, общих переменных и общих издержек могут быть выведены из производственной функции.
Приведенное деление общих издержек на общие постоянные и общие переменные издержки является условным, так как нет строгого математического соотношения между затратами и выпуском. Некоторые расходы в различных ситуациях могут выступать и как постоянные, и как переменные.
Для нашего дальнейшего экономического анализа необходимо различать предельные и средние издержки.
Предельные издержки (MC – marginal costs) – это дополнительные общие издержки фирмы при изменении объема выпуска на единицу.
Они рассчитываются по формуле:

MC =
·TC /
· Q или MC =
·TC /
·Q,
где MC – предельные издержки;
·TC – изменение общих издержек;
· Q –
изменение объема выпуска продукции;
·TC /
·Q – производная функции общих издержек по объему выпуска.
Анализ предельных издержек используется при определении оптимального объема выпуска.
Средние издержки (AC – average costs) – это совокупные издержки в расчете на единицу продукции данного объема выпуска. Формула их расчета следующая:

AC =TC / Q,
где AC – средние издержки; TC – общие издержки; Q – объем выпуска.
Средние издержки показывают, во что обходится в среднем фирме одна единица произведенной продукции. Они часто называются себестоимостью продукции или удельными издержками в расчете на единицу выпуска. Сравнение средних издержек с ценой товара, позволяет определить прибыль от производства каждой единицы данного объема выпуска.
Средние издержки можно также рассматривать как сумму средних постоянных (AFC – average fixed costs) и средних переменных издержек (AVC– average variable costs). Средние постоянные издержки есть отнош
·ение общих постоянных издержек к объему выпуска, средние переменные издержки – отношение общих переменных издержек к объему выпуска.
Средние переменные издержки помогают определить тот момент, когда целесообразно временно закрыть убыточное производство в краткосрочном периоде.
Расчет издержек производства представлен в табл. 3.3.

Таблица 3.3
Расчет основных видов издержек производства

Q
TFC
TVC
TC
AC
AFC
AVC
MC

0
55
0
55
-
-
-
-

1
55
30
85
85
55
30
30

2
55
55
110
55
27,5
27,5
25

3
55
75
130
43,3
18,3
25
20

4
55
105
160
40
13,7
26,2
30

5
55
155
210
42
11
31
50

6
55
225
280
46,7
9,2
37,5
70



Вопрос 3. Динамика издержек производства в краткосрочном периоде

Инструментом анализа динамики издержек производства в краткосрочном периоде являются графики средних, средних переменных и предельных издержек.
На рис. 3.3 показана зависимость изменения средних, средних переменных и предельных издержек от роста объема производства. Для построения графика были использованы данные табл. 3.3.












Рис. 3.3. Кривые AC, AVC, MC в краткосрочном периоде

Изучая кривые AC, AVC, MC, мы можем отметить, а затем и доказать следующие примечательные факторы.
Во-первых, кривые AC, AVC, MC имеют дугообразную форму. Сначала средние, средние переменные и предельные издержки убывают по мере увеличения объема выпуска, достигают своего минимума, а потом начинают возрастать.
Чтобы понять, почему они так себя ведут, необходимо вспомнить закон убывающей отдачи. При увеличении предельного продукта переменного ресурса (среднего продукта) предельные издержки (средние и средние переменные издержки) снижаются, при его уменьшении – возрастают.
Во-вторых, кривые AC, AVC по мере роста объема выпуска сближаются. Это происходит потому, что средние постоянные издержки в рамках краткосрочного периода уменьшаются по мере роста производства. Когда общие постоянные издержки приходятся на все большее число единиц продукции, они уже не оказывают существенного влияния на средние издержки. Теперь большее значение приобретают средние переменные издержки. Снижение средних постоянных издержек при увеличении производства называют распределением накладных расходов.
В-третьих, восходящая ветвь кривой МС пересекает кривые AC и AVC в точках их минимума.
Это не случайно. Дело в том, что изменение предельных издержек влечет за собой изменение средних издержек подобно тому, как оценка за текущий экзамен влияет на средний балл за уже сданные экзамены. Поэтому до тех пор, пока предельные издержки меньше средних издержек предыдущего объема выпуска, увеличение выпуска будет сопровождаться снижением средних издержек. Как только предельные издержки превысят средние издержки предыдущего объема выпуска, средние издержки начнут расти с увеличением производства.
Таким образом, приближаясь к точке пересечения с кривой МС, кривая AC «падает», а после ее прохождения – растет. Своего минимума средние издержки достигают в точке пересечения кривых МС и AC. Аналогичным образом, обосновывается, почему восходящая ветвь кривой МС пересекает кривую AVC в ее минимальной точке.

Издержки в период эксплуатации (себестоимость продукции)
3.4.1. Состав и структура себестоимости продукции
Себестоимость продукции – это выраженные в денежной форме затраты на производство и реализацию продукции.
Себестоимость продукции является важнейшим показателем работы предприятия. Этот показатель позволяет судить о том, насколько рационально используются основные фонды и оборотные средства, трудовые ресурсы, каков уровень хозяйственного руководства предприятиями, объединениями и отраслями. Себестоимость продукции является основой для ценообразования, для оценки эффективности внедрения новой техники и мероприятий по совершенствованию технологии и организации производства.
Существуют различные виды себестоимости, например, себестоимость изготовления продукции, себестоимость определения работ или услуг, себестоимость строительно-монтажных работ, себестоимость транзита и распределении энергии и т.д.
Себестоимость продукции определяется следующими элементами:
1. Сырье, основные и вспомогательные материалы (Uм).
2. Покупные комплектующие изделия и полуфабрикаты (Uк.и).
3. Топливо, получаемое со стороны (Uт).
4. Энергия всех видов (Uэ).
5. Амортизация зданий, сооружений и оборудования (Uа).
6. Заработная плата работников предприятия (Uз/п).
7. Отчисления на социальное страхование (Uс.с.).
8. Прочие денежные расходы (Uпр).
Себестоимость годового объема продукции равна сумме элементов затрат:
U=
·Ui=Uм+Uки+Uт+Uэ+Uа+Uз/п+Uс.с+Uпр, руб /год.
Для сравнения результатов деятельности предприятия в различные периоды времени или родственных предприятий, а также для ценообразования используются показатели удельной себестоимости:
u =U/П,
где П – выпуск продукции, для которого были осуществлены затраты U.
Снижение удельной себестоимости свидетельствует об улучшении экономической и организационной деятельности предприятия.
Соотношение между составляющими затрат характеризует структуру себестоимости продукции. В различных отраслях промышленности структуры затрат на производство продукции неодинакова и зависит от специфических особенностей каждой отрасли. Например, на тепловой электростанции от 60 до 80 % составляют затраты на топливо, в текстильной промышленности до 83 % – стоимость сырья и материалов, в машиностроении 40-50 % – стоимость сырья и материалов и до 30-35 % – заработная плата. Структура себестоимости может быть неодинаковой и на предприятиях одной отрасли. Это можно видеть на примере электроэнергетики (табл. 3.4)
Т а б л и ц а 3.4.
Ориентировочная структура себестоимости производства и передачи энергии, %


Установки

Всего
Структура себестоимости



Топливо
Амортизация
Заработная плата
Прочие


Тепловая электростанция


100

65

18

6

11


Гидроэлектростанция


100


·

82

5

13


Электросети


100


·

56

24

20


На структуру себестоимости значительное влияние оказывает мощность предприятия. Чем крупнее предприятие, тем выше доля затрат по амортизации активной части основных фондов и ниже по заработной плате и другим элементам затрат.
Также на структуру себестоимости значительное влияние оказывает изменение цен на материалы, топлива, уровень заработанной платы и т.д.
В том случае, если выпускается более одного вида продукции, группировка затрат по экономическим элементам недостаточна для определения себестоимости каждого вида. Поэтому, наряду с классификацией затрат на производство по экономическим элементам, производится их группировка по статьям калькуляции (по статьям расхода).
Расчет затрат по статьям калькуляции позволяет группировать затраты по их производственному назначению, по цехам и фазам производства.
Типовой перечень включает в себя следующие статьи калькуляции (т. е. статьи расхода):
Сырье, материалы, покупные полуфабрикаты;
Возвратные отказы (вычитаются);
Топливо и энергия для технологических целей;
Заработная плата (основная и дополнительная) производственных рабочих;
Отчисления с заработной платы на социальное страхование производственных рабочих;
Расходы по освоению производства новых видов продукции;
Возмещение износа инструментов и приспособлений целевого назначения;
Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования;
Цеховые расходы;
Общезаводские расходы;
Потери от брака.
В расходы по содержанию и эксплуатации оборудования входят затраты на материалы, расходуемые при ремонте, амортизацию оборудования, заработанную плату ремонтных, транспортных и других вспомогательных рабочих.
В расходы по статьям цеховых и общезаводских расходов включаются заработанная плата работников управления, амортизация и затраты по содержанию и текущему ремонту зданий и сооружений, почтово-телеграфные и другие расходы.
В отдельных отраслях промышленности действующие формы калькуляции могут отличаться от типового перечня.
Такие статьи калькуляции, как материалы, топливо, заработанная плата являются элементными, т.е. состоящими из одного элемента затрат. Другие статьи являются комплексными, т.е. состоят из нескольких элементов затрат. Например, цеховые расходы включают в себя расходы по заработанной плате работников управления, амортизационные отчисления и др.
Группировки по калькуляционным статьям расходов позволяют определить затраты на единицу продукции, а также факторы, влияющие на себестоимость, а группировки затрат по экономическим элементам необходимы для определения общей потребности предприятий и отрасли в материальных и денежных ресурсах.
В зависимости от участка, к которому она относится, различают:
а) цеховую себестоимость, учитывающая все затраты на единицу продукции в данном цехе;
б) заводскую (производственная себестоимость), которая складывается из цеховой себестоимости и общезаводских расходов;
в) коммерческую (полную) себестоимость, которая складывается из заводской собственности и расходов по реализации продукции.
3.4.2. Виды калькуляций себестоимости
Калькуляции (т.е. расчеты себестоимости продукции) бывают сметные, плановые, нормативные и отчетные.
Сметные калькуляции составляются на новые виды продукции.
Плановые калькуляции составляются на продукцию, выпуск которой предусмотрен производственной программой. Плановая калькуляция служит основой для определения плановых затрат, разработки цен и т. д.
Нормативные калькуляции составляются на тех предприятиях, на которых имеют место периодические существенные изменения норм затрат трудовых, материальных и денежных ресурсов.
Отчетные калькуляции составляются на основе фактических затрат трудовых, материальных и финансовых ресурсов на продукцию. При этом используются данные бухгалтерского учета и отчетности.
Отчетная калькуляция используется для анализа результатов хозяйственной деятельности, для расчета рентабельности производства и определения фондов предприятия.
3.4.3. Расчеты себестоимости продукции в комбинированных
производствах
Предприятия, выпускающие один вид продукции, встречаются редко. Это в основном энергетические предприятия (ГЭС, КЭС, котельные, гидроаккумулирующие электростанции и др.).
Обычно на одних и тех же предприятиях выпускается несколько видов продукции. В таких случаях определение себестоимости каждого вид продукции усложняется. Это объясняется наличием как прямых, так и косвенных (накладных) затрат.
П ря м ы е (Uпр) – это такие затраты, которые могут быть определены по каждому виду продукции (например, затраты на сырье и материалы, топливо, энергию, заработанную плату и т.п.).
К о с в е н н ы е (Uк) – затраты, точное отнесение которых на каждый вид продукции невозможно (это расходы на управление, амортизация общественных зданий и др.)
Рассмотрим вначале схему производства, при котором изготовление различной продукции объединено в промышленном комплексе (например, турбогенераторы, гидрогенераторы, машины постоянного тока, товары народного потребления).
Пусть мы имеем два вида продукции (рис. 3.4).
Наиболее распространенными для данной схемы производства являются следующие методы разнесения косвенных затрат:
1. Пропорционально прямым затратам:
Uк1=Uк*(Uпр1/(Uпр1+Uпр2))=Uпр1
·'к;
Uк2=Uк*(Uпр2/(Uпр1+Uпр2))=Uпр2
·'к;
При этом U к1+Uк2=Uк.
Этот метод используется в высокоавтоматизированных отраслях промышленности.



Uпр1







П1

Uк П2







Uпр2
Рис. 3.4
2. Пропорционально основной заработной плате производственных рабочих:
Uк1=Uк (Uз/п1/(Uз/п1+Uз/п2))=Uз/п1
·''к;
Uк2=Uк*(Uз/п2/(Uз/п1+Uз/п2))=Uз/п2
·''к.

Этот метод используется в отраслях с большим удельным весом заработанной платы. С учетом вышеизложенного для данной схемы производства полная себестоимость i-го вида продукции равна:
а) по первому способу:
Ui=Uпрi*(1+
·'к);
б) по второму способу:
Ui=Uз/пi+ Uз/пi
·''к,
где
·'к – удельный вес косвенных затрат по отношению к прямым затратам;
·''к – удельный вес косвенных затрат по отношению к заработанной плате основных производственных рабочих.
Наиболее эффективным способом комбинирования является комплексная переработка сырья (например, на ТЭЦ топливо одновременно используется для производства э/э и топлива и т.п.)
Схема производства в данном случае может быть представлена в следующем виде:




U



Рис. 3.5

Практически применяют следующие методы:
1. При известных ценах на выпускаемую продукцию себестоимость каждого вида рассчитывают по следующей зависимости:
Ui = U(цiПi/(
·цiПi)),
где цi – цена i-ого вида продукции.
2. При известных ценах и возможности раздельного производства в условиях аналогичной технологии и аналогичного исходного сырья:
Ui=U(Uразi/
·Uраздi),
где Uраздi – себестоимость i-го вида продукции при раздельном ее производстве.
При этом важным условием применения второго метода является сопоставимость объектов выпуска продукции каждого вида в комбинированном и раздельном производстве Пком i
·Празд i.
Если выполняются следующие условия:
13 EMBED Equation.3 1415;
13 EMBED Equation.3 1415.
то возможна значительная ошибка.
Использование того или иного метода требует предварительного анализа с целью получения максимально возможного числа составляющих прямым счетом и обоснованного применения соответствующего метода.
3.4.4. Приближенные методы определения себестоимости
На стадии эскизного и технического проектирования для определения себестоимости изготовления оборудования могут использоваться различные приближенные методы. Так, себестоимость изготовления оборудования может быть определена по следующей формуле:
13 EMBED Equation.3 1415,
где Uм – стоимость материалов, расходуемых на изготовление оборудования; 13 EMBED Equation.3 1415 – основная заработанная плата производственных рабочих (трудоемкость изготовлении); 13 EMBED Equation.3 1415 – цеховые и общезаводские расходы соответственного выражения в долях от основной заработанной платы; 13 EMBED Equation.3 1415 – внепроизводственные расходы, как доля производственных расходов.
Использование данного метода расчета обеспечивает достаточную точность в том случае, когда доля затрат на материалы и основную заработанную плату достаточно велика, что имеет место в энергомашиностроении (более 80 %).
Стоимость расходуемых материалов в общем может быть определена по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415,

где Цi – цена i-го материала, 13 EMBED Equation.3 1415 – вес i-го материала, расходуемого на изготовление оборудования; 13 EMBED Equation.3 1415 – геометрические размеры основных элементов оборудования; 13 EMBED Equation.3 1415 – коэффициент использования i-го материала; 13 EMBED Equation.3 1415 – стоимость материала (или комплектующего изделия, не зависящего от геометрических размеров данного оборудования).
Основная заработная плата рабочих определяется на основе технологических разработок, либо по эмпирическим формулам.
Значения коэффициентов 13 EMBED Equation.3 1415 принимаются по данным статистики для конкретного предприятия.
Существует еще ряд методов приближенного определения себестоимости изготовления оборудования. Рассмотрим некоторые из них:
1. Метод ведущего элемента. Этот метод может быть использован лишь в следующих случаях:
а) имеется такой элемент затрат, который имеет достаточно большой удельный вес в структуре затрат (т.е. ведущий элемент затрат);
б) на проектной стадии имеется возможность достаточно точного определения данного элемента затрат;
в) структура затрат изменяется незначительно.
Определив удельный вес ведущего элемента в общих затратах по отчетным данным:
13 EMBED Equation.3 1415 ,
где Uв, Uб – соответственно величины затрат ведущего элемента и полной себестоимости и, рассчитав абсолютную величину ведущего элемента по проектным данным Uнв, можно определить полную себестоимость изготовления нового оборудования:




2. Метод базовой точки. Основан на предположении о неизменности тенденций и взаимосвязей в действующем образце и в улучшенном, а также при допущении линейной зависимости между любым из рассматриваемых показателей и себестоимостью. При независимости показателей друг от друга можно считать, что общее изменение затрат представляет собой сумму приростов по отдельным показателям:

13 EMBED Equation.3 1415 , (3.1)
где 13 EMBED Equation.3 1415; 13 EMBED Equation.3 1415– значение i-го показателя нового оборудования; 13 EMBED Equation.3 1415– значение i-го показателя в базовом варианте; 13 EMBED Equation.3 1415– частичный удельный прирост затрат по i-му показателю.
В случае линейных зависимостей и если зависимости идут из начала координат, частичный удельный прирост представляет собой угловой коэффициент, который рассчитывается по формуле:
13 EMBED Equation.3 1415, (3.2)
Подставив (3.2) в уравнение (3.1) получим:
13 EMBED Equation.3 1415
Значение себестоимости нового оборудования
13 EMBED Equation.3 1415.
Из-за принятых серьезных допущений – метод базовой точки может быть рекомендован к применению лишь в ограниченных случаях.
3. Метод установления корреляционных связей. Этот метод является наиболее точным, однако прогнозирование результатов на основе этого метода должно опираться на реально существующие физические связи между переменными.
Пусть имеется ряд изделий, которые отличатся по одному или нескольким показателям (например, двигателем одной серии, выпускается на одном предприятии или на родственных предприятиях). Предположим, что изделия (в данном случае двигатели) характеризуются следующими показателями:
13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415


13 EMBED Equation.3 1415

Необходимо на основе этих данных определить зависимость вида 13 EMBED Equation.3 1415.
Для решения этой принимают какую-либо гипотезу о характере зависимости, например
13 EMBED Equation.3 1415 или 13 EMBED Equation.3 141513 EMBED Equation.3 1415,
где А, 13 EMBED Equation.3 1415- коэффициенты, которые надо определить.
Для нахождения коэффициентов используется метод наименьших квадратов отклонений
13 EMBED Equation.3 1415
Считая, что функция непрерывная, находят частные производные:
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415
13 EMBED Equation.3 1415 13 EMBED Equation.3 1415
Получим систему уравнений, из которых находим значения коэффициентов. Проверка правильности гипотезы проверяется с помощью коэффициентов корреляции:
13 EMBED Equation.3 1415,
где Ui – значение себестоимости, полученное по расчетной зависимости; Uфi – фактическое значение себестоимости; 13 EMBED Equation.3 1415 – среднее значение себестоимости.
Чем ближе значение коэффициента корреляции к 1, тем существеннее зависимость между переменными.

3.4.5. Основные пути снижения себестоимости энергии.
Все текущие затраты на изготовление продукции можно разделить на условно-постоянные и условно-переменные. К условно-постоянным относятся затраты, величина которых практически не зависит от количества выпускаемой продукции (например на ГЭС и в сетевых хозяйствах практически все статьи затрат относятся к условно-постоянным). К условно-переменным относятся затраты, величина которых практически пропорциональна количеству выпускаемой продукции (например, на тепловых электростанциях к последним относятся затраты на топливо и покупную воду). Классификация затрат на условно-постоянные и условно-переменные позволяет определить основные направления снижения себестоимости и оценить ожидаемую степень снижения себестоимости.
На основании вышеизложенного полная себестоимость продукции равна:
13 EMBED Equation.3 1415 руб. /год, а удельная себестоимость:
13 EMBED Equation.3 1415 руб. /ед.
Из представленных зависимостей следует, что основными направлениями в снижении затрат являются (в зависимости от структуры себестоимости):
1) уменьшение постоянной части за счет снижения стоимости основных фондов, снижения затрат на текущий ремонт оборудования, совершенствование структуры управления, снижение затрат на заработную плату путем повышения производительности труда;
2) снижения затрат сырья, топлива, энергии путем выбора наивыгоднейших режимов работы оборудования и применение экономичного оборудования, и демонтаж устаревшего оборудования;
3) повышение объема выпуска продукции за счет интенсификации использования основных производственных фондов.
Например, снижение себестоимости передачи и распределения энергии в сетях обеспечивается путем снижения:
а) потерь энергии, совершенствования организации и планирования эксплуатационных и ремонтных работ;
б) стоимости строительства линий электропередач и подстанций.
На тепловых электростанциях основным направлением снижения себестоимости энергии является уменьшение удельных расходов топлива, которое достигается путем выбора наивыгоднейших режимов работы, использовании и реконструкции устаревшего оборудования.

Экономическое содержание и особенности формирования
себестоимости продукции в энергетике
Процесс производства и реализации продукции постоянно требует затрат, которые называются эксплуатационными или текущими расходами. Они представляют собой денежное выражение трудовых и материальных затрат предприятия, связанных с изготовлением и реализацией продукции за определенный период (месяц, квартал, год). Эксплуатационные издержки формируют полную себестоимость продукции.
Себестоимость единицы продукции представляет собой текущие расходы, отнесенные к производству каждой единицы – штуки, метра, кубометра, тонны, киловатт-часа и т. д. Следовательно, себестоимость – это денежное выражение всех затрат на производство продукции.
Себестоимость – важнейший качественный показатель работы предприятия. В ней комплексно отражаются все основные факторы производственной деятельности: уровень производительности труда, степень механизации и автоматизации производственных процессов, уровень использования основных фондов, экономичность расходования топлива, сырья, материалов и энергии, качество эксплуатации и организации производства. Снижение себестоимости – основа повышения эффективности общественного производства и один из путей увеличения прибыли и рентабельности предприятия.
В энергетике себестоимость единицы электрической и тепловой энергии определяют соответственно в руб./кВт
·ч и в руб./ГДж. В отличие от промышленности формирование себестоимости в энергетике имеет ряд особенностей:
1. Себестоимость энергии исчисляется франко-потребитель, т. е. учитываются затраты не только на производство, но и на передачу и распределение энергии. Это обусловлено жесткой и неразрывной связью между производством и передачей энергии.
2. Отсутствие незавершенного производства ведет к тому, что издержки производства за определенный отрезок времени полностью могут быть отнесены на себестоимость произведенной энергии.
3. Значительное влияние режима производства энергии обусловливает необходимость делить затраты на условно-переменные и условно-постоянные. При этом условно-переменные затраты прямо пропорциональны объему производства (например расходы на топливо), а условно-постоянные мало зависят от режима и объема производства (например общестанционные расходы). В результате появляется зависимость себестоимости производства и распределения энергии от числа часов использования установленной мощности.
4. На себестоимость энергии влияют расходы по содержанию резерва мощности на электростанциях и в электросетях для обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей.
5. Уровень себестоимости энергии может значительно изменяться по отдельным типам электростанций и по энергосистемам (АО–энерго). Так, по отдельным энергосистемам величина тарифа и соответственно себестоимости электрической энергии отличается в 14 раз [9]. Самый низкий тариф и себестоимость имеют энергосистемы Иркутская, Красноярская, Таймырская, а самый высокий тариф и себестоимость в Камчатской, Якутской энергосистемах.
На энергетических предприятиях исчисляются: фабрично-заводская себестоимость производства энергии; фабрично-заводская себестоимость передачи и распределения энергии в электрических и тепловых сетях; расходы по содержанию аппарата управления, включая энергосбыт; стоимость покупной энергии от блок-станций и смежных энергосистем; полная себестоимость по регулируемым энергообъединениям (не выходящим на ФОРЭМ).
Полная себестоимость энергии включает все затраты на ее производство, передачу и распределение, с учетом затрат на покупную энергию и общесистемных расходов на содержание аппарата управления и энергосбыта.
Определение себестоимости электрической и тепловой
энергии на ТЭЦ
Ежегодные эксплуатационные расходы на ТЭЦ для производства электрической и тепловой энергии состоят из следующих элементов:

где Ит, Изп, Иа, Итр, Ипр – соответственно ежегодные расходы на топливо, заработную плату, амортизацию, текущий ремонт, прочие расходы, руб./год.
Методика их расчета аналогична расчету расходов на КЭС за исключением топливной составляющей.
Топливная составляющая эксплуатационных расходов определяется на основе данных о
выработке электроэнергии W=Nэh,
отпуске тепла Qгод,
числе и единичной мощности турбин,
цене топлива Ц,
тепловом эквиваленте топлива
·,
доле выработки электроэнергии по теплофикационному циклу
·т,
об удельных расходах условного топлива на единицу энергии, выработанной по теплофикационному bэт (г у. т/кВт
·ч) конденсационному bэк (г у. т/кВт
·ч) циклам, а также на единицу отпущенной теплоэнергии bт (кг/Гкал).


В этом случае расход условного топлива на производство электроэнергии равен

Расход условного топлива на производство теплоэнергии определяется

Суммарный расход условного топлива по ТЭЦ равен

Таким образом, топливная составляющая затрат по ТЭЦ
При определении себестоимости электрической и тепловой энергии на ТЭЦ необходимо распределить ежегодные расходы между ними. Для этой цели применяются различные методы распределения затрат:
физический (балансовый) метод,
метод разнесения затрат по треугольнику проф. Гинтера,
метод разделения затрат по коэффициенту удешевления,
эмпирический метод, упрощенный метод.

Согласно упрощенному методу, затраты распределяются пропорционально расходам условного топлива, отнесенным на электрическую и тепловую энергию. Таким образом, эксплуатационные расходы, относимые на электрическую энергию (руб./год), определяются
себестоимость единицы электроэнергии (коп./кВт
·ч)

Эксплуатационные расходы (руб/год), относимые на тепло, равны


Себестоимость единицы теплоэнергии

4.4. Определение себестоимости энергии на ГЭС
Ежегодные эксплуатационные расходы по ГЭС в укрупненном виде могут быть представлены
или
где Иа – амортизационная составляющая ежегодных расходов; Изп – заработная плата персонала; Ипр – прочие расходы по ГЭС; Nу – установленная мощность ГЭС;
Куд – удельная стоимость основных производственных фондов на единицу установленной мощности ГЭС;

·, 1–
· – доля соответственно зданий и сооружений и оборудования в общей стоимости основных фондов;
а1 и а2 – годовой процент амортизационных отчислений соответственно по зданиям и сооружениям и по оборудованию;
Кшт и З – штатный коэффициент и среднегодовой фонд заработной платы; Кс – коэффициент начислений на заработную плату (Кс = 1,356);
иуд – удельные на единицу установленной мощности прочие эксплуатационные расходы по ГЭС (принимались до 1990 г. для ГЭС – 300 МВт иуд = 1
·2 руб./кВт; 500 МВт – 0,6 – 1 руб./кВт; до 1000 МВт – 0,3 – 0,6 руб./кВт; до 2000 МВт – 0,25 руб./кВт; до 4000 МВт – 0,2 руб./кВт; большей мощности – 0,15 руб./кВт. Для приведения к уровню 2004 г. необходимо умножить на индекс инфляции, равный для электроэнергетики в среднем 30 по отношению к 1990 г.).
Среднегодовая себестоимость электроэнергии, отпущенной с шин ГЭС, составляет

где
·Wсн – расход электроэнергии на собственные нужды, %, который для ГЭС составляет 1–1,5 %.

4.5. Издержки производства и себестоимость энергии на АЭС
Ежегодные издержки производства, связанные с эксплуатацией атомных электростанций, складываются из тех же составляющих, что и для ТЭС. В общем виде они могут быть представлены выражением (руб./год) [11]:
где
Иа – амортизационные отчисления на капитальный ремонт и реновацию; Изп – заработная плата производственного персонала;
Итр – стоимость текущих ремонтов;
Ипр – прочие эксплуатационные издержки;
Ит – годовые расходы на ядерное топливо.
Однако структура эксплуатационных издержек АЭС существенно отличается от ТЭС, работающих на органическом топливе. Топливная составляющая годовых расходов АЭС находится в пределах 15–30 %, тогда как на ТЭС – 65–70 %, годовые амортизационные отчисления на АЭС достигают 70–80 % от суммарных эксплуатационных расходов.
Амортизационные отчисления рассчитываются исходя из стоимости основных фондов, их структуры и нормы амортизационных отчислений на реновацию и капитальный ремонт основных фондов АЭС:

где Ki и аi – стоимость i-й группы основных фондов и соответствующая им норма амортизационных отчислений; аам – средняя норма амортизационных отчислений на АЭС, принимается равной 6–8 % и включает затраты на реновацию и капитальный ремонт.
Заработная плата (основная и дополнительная) с начислениями на социальное страхование включает заработную плату всего персонала АЭС. Для конкретных предприятий в условиях их эксплуатации она определяется исходя из штатного расписания АЭС и годового фонда заработной платы. В проектных расчетах используется укрупненный метод:


где Кшт – штатный коэффициент, чел./МВт; Фзп – среднегодовой фонд заработной платы, отнесенный на 1 человека, руб; Ny – установленная мощность АЭС, МВт; Кн – коэффициент, учитывающий отчисления на социальное страхование и прочие расходы, Кн = 1,356.
Стоимость текущих ремонтов и прочие эксплуатационные расходы обычно выражают в долях от амортизационных отчислений:
Поскольку Иа, Итр, Ипр в конечном счете определяются капитальными вложениями в АЭС, а удельный вес заработной платы в общих эксплуатационных издержках не превышает 10 %, суммарные издержки производства на АЭС можно представить в виде, руб./год:


или

Годовые издержки на топливо Ит являются переменной составляющей общих эксплуатационных расходов АЭС. Их величина зависит от
вида топлива, используемого в атомных реакторах (природный уран, обогащенный уран, торий),
степени обогащения топлива,
стоимости изготовления топливных элементов,
характера топливного цикла АЭС.
Рассмотрим методику определения годовых издержек на топливо для АЭС, работающих по разомкнутому топливному циклу, т. е. без повторного использования облученного горючего. Годовые издержки на топливо составят:
где цт – цена топлива рабочего обогащения, в основе формирования которой учтены затраты на добычу исходного топлива, обогащение, изготовление твэлов и транспортные расходы, руб./кг; цхр – стоимость хранения отработавшего топлива, руб./кг; В = Ba /Та – годовой расход ядерного топлива в режиме нормальной эксплуатации; Ва – загрузка топлива в активную зону реактора; Та – рабочая кампания активной зоны, годы.
Годовой расход топлива в реакторах, при прочих равных условиях, в значительной степени зависит от глубины выгорания, которая является важнейшей характеристикой реактора.
Для атомных электростанций конденсационного типа с реакторами ВВЭР и РБМК годовой расход топлива определяется зависимостью, тяг:

Где
hy – годовое число часов использования установленной мощности, ч;
(выг – средняя глубина выгорания, МВт(сут/т;
(АЭСнт – КПД АЭС с учетом расхода энергии на собственные нужды (нетто).
Для атомных ТЭЦ (АТЭЦ) годовой расход топлива (тяг) составит
где Qт – тепловая мощность реакторов АТЭЦ;
hт – годовое использование тепловой мощности, ч;
(тп – КПД, учитывающий потери тепла в схеме АТЭЦ.
Как видно из приведенных выше зависимостей, для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах годовой расход топлива снижается пропорционально росту глубины выгорания. При этом уменьшаются не только затраты на исходное топливо, но и издержки по хранению отработавшего топлива.
Средняя глубина выгорания ядерного топлива варьируется в различных типах реактора в зависимости от вида топлива, конструкции твэлов, физических характеристик активной зоны и т. п. Средняя глубина выгорания может колебаться в пределах от 18 000 до 40 000 МВт(сут/т.
Расход урана рассчитывается исходя из различных параметров АЭС, в том числе заданной годовой выработки электроэнергии Wэбр, кВт(ч/год:
где
· – коэффициент использования установленной мощности АЭС.


С учетом расхода энергии на собственные нужды отпуск энергии в сеть составит

Для реакторов типа ВВЭР Кcн=0,05, для реакторов типа РБМК
·Wcн = 0,07(0,075 при номинальной нагрузке. При нагрузке ниже номинальной расход энергии на собственные нужды возрастает.
Удельный расход ядерного горючего на производство 1кВт(ч энергии составит

Себестоимость каждого киловатт-часа полезно отпущенной электроэнергии на АЭС может быть определена отношением суммарных ежегодных затрат к годовому отпуску электроэнергии

На атомных электростанциях в себестоимости единицы энергии преобладает постоянная часть затрат. Следовательно, себестоимость электроэнергии на АЭС будет резко снижаться при увеличении h. Поэтому экономичным режимом работы АЭС является базисный режим. Это отвечает и эксплуатационно-техническим требованиям, предъявляемым к режиму их работы, так как атомный реактор может устойчиво работать только при постоянной нагрузке.

4.6. Себестоимость передачи энергии и полная себестоимость энергии в энергообъединениях
Затраты по передаче и распределению энергии включают амортизационные расходы, расходы на заработную плату и прочие расходы:
К прочим расходам относятся
затраты на текущий ремонт,
вспомогательные материалы (трансформаторное масло, смазочные материалы, масло для выключателей, покупная вода и др.),
расходы по оплате услуг,
общесетевые и другие затраты.
В условиях эксплуатации сетей для определения себестоимости передачи энергии специально не выделяют составляющую потерь. Себестоимость передачи энергии рассчитывается на основе подсчета затрат и, следовательно, формируется по отдельным статьям расходов. Потери энергии в этом случае учитываются косвенным путем, т. е. делением суммарных ежегодных затрат на передачу энергии по сети на количество энергии, полезно отпущенной потребителям.
В результате себестоимость передачи электроэнергии, коп./кВт(ч
где Wотп – отпуск энергии с шин станции, МВт(ч; Wпот – ее потери в сетях, МВт(ч.
Наибольший удельный вес в структуре себестоимости передачи энергии имеют амортизационные отчисления. Их удельный вес может достигать более 50 %. Рассчитываются они, как и по другим энергическим объектам, исходя из норм амортизации и стоимости основных фондов сетевого предприятия (а при проектировании – исходя из капитальных затрат). Затраты на заработную плату составляют в себестоимости передачи около 15–20 % и существенно зависят от степени автоматизации и механизации процессов обслуживания.
При таком значительном удельном весе амортизационных отчислений в укрупненных технико-экономических расчетах, когда не возникает специально вопрос об оценке потерь энергии, все ежегодные расходы по передаче энергии могут оцениваться в долях от капитальных вложений. Для электрических сетей S(сети примерно определяется в размере 6–8 % от величины Кэл.с, а для тепловых – 10–12 % от величины Кт.с.
Оценка потерь энергии необходима при проведении многих сравнительных технико-экономических расчетов, в частности
при выборе оптимального варианта развития ЛЭП,
обосновании параметров ЛЭП,
сравнении способов передачи электроэнергии (постоянным или переменным током).
В этих случаях потери должны учитываться с помощью замыкающих затрат на тепловую энергию.

В энергосистемах может быть определена полная себестоимость энергии, которая рассчитывается как себестоимость франко-потребитель. При ее определении должны учитываться затраты всех стадий производства, распределения, общесистемные расходы, а также и стоимость покупной энергии. При этом определяется полная, или коммерческая, себестоимость энергии, полезно доведенная до потребителя. Она состоит из следующей суммы затрат:


где (Sэ.ст – полные ежегодные затраты на производство энергии на различного типа электростанциях системы, тыс. руб.;
S(сети – затраты на эксплуатацию сетей, тыс. руб.;
Sоб.сист, Sпок – общесистемные расходы и расходы на покупную энергию, тыс. руб.;
Wпотр – суммарная энергия, полезно отпущенная потребителям, включающая и покупную энергию, МВт(ч.
Учет влияния потерь электроэнергии в себестоимости передачи осуществляется косвенным путем, т.е. посредством отнесения издержек сетевых предприятий на количество электроэнергии, полезно отпущенной потребителям.
Снижение себестоимости энергии является постоянно действующей тенденцией развития энергетики. Оно обеспечивает постоянный рост накопления в народном хозяйстве, является основным источником повышения рентабельности и роста уровня эффективности энергетического производства.
Систематическое снижение себестоимости энергии обусловлено действием многих факторов и в первую очередь влиянием научно-технического прогресса в области ее производства, передачи и распределения. Так,
увеличение мощности электростанций и внедрение в эксплуатацию новых их типов,
а также рост единичной мощности агрегатов и применение более высоких параметров пара
ведет к значительному качественному улучшению энергоэкономических показателей.
Значительные усовершенствования в техническом уровне транспорта энергии, повышение ступеней напряжения, использование новых видов передачи создает дополнительные предпосылки снижения себестоимости ее передачи и распределения.
Существуют и другие факторы, которые влияют на уровень себестоимости, в частности,
повышение коэффициента загрузки электростанций и сетей,
рост механизации и автоматизации процессов в энергетике и многие другие.

Особенно большое значение имеет механизация трудоемких участков энергетического производства, таких как топливно-транспортные цехи тепловых электростанций. Она дает возможность значительно сократить затраты тяжелого малоквалифицированного труда, что имеет положительные не только экономические, но и социальные последствия. Сокращению затрат труда в энергетике способствуют также концентрация и рационализация ремонтных работ за счет полной или частичной централизации ремонта в энергосистемах.
При проектировании энергетических объектов снижение себестоимости энергии может предусматриваться также за счет более полного использования всех достижений научно-технического прогресса. Его воздействие проявляется в
централизации энергоснабжения,
концентрации мощностей,
развитии комбинирования,
внедрении в баланс мощностей новых типов электростанций,
улучшении состояния топливного баланса электростанций,
использовании при передаче высших ступеней напряжения,
рационализации в размещении энергопроизводства.












13PAGE 15


13PAGE 142215



13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

Q

MC

AVC

AC

AC,
AVC,
MC

П1

П2

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415

13 EMBED Equation.3 1415



Root EntryEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation NativeEquation Native

Приложенные файлы

  • doc 22800875
    Размер файла: 499 kB Загрузок: 0

Добавить комментарий