Планирование себестоимости передачи и распределения электроэнергии

Размещено на http://www.allbest.ru/

Государственное образовательное учреждение среднего профессионального образования

Ямало-Ненецкого автономного округа

«МУРАВЛЕНКОВСКИЙ МНОГОПРОФИЛЬНЫЙ КОЛЛЕДЖ»

(ГОУ СПО ЯНАО «ММК»)

КОНТРОЛЬНАЯ РАБОТА

по дисциплине «Экономика отрасли»

Выполнил: Боровой В.В.

студент 5 курса

группа ЭЛ-09-з

Проверил (а): Прусакова О.С.

г. Муравленко, 2012г.

1. Себестоимость передачи и распределения электроэнергии

эксплуатационный затрата норматив себестоимость электроэнергия

Полная себестоимость передачи и распределения электрической энергии зависит от следующих факторов:

Цена на строительство электрических линий и удельные показатели стоимости подстанций. Чем выше эти цены, тем больше они влияют на затраты по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей (через амортизационные отчисления).

Пропускная способность сетей, зависящих от напряжения, дальности

Структура электрических сетей (по напряжению и протяжённости). Чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость.

Себестоимость (или тарифы) энергии, поступающей в сети.

Режим электропотребления абонентов, присоединённым к данным сетям.

Последние годы характеризовались ростом себестоимости транспорта электроэнергии. Это в значительной мере объясняется присоединением и развитием электрических сетей низших напряжений для сельскохозяйственных нагрузок. Существенное влияние на увеличение себестоимости передачи энергии оказывает повышение цен на материальные ресурсы и условия ремонтно-эксплуатационного обслуживания сетей. Неблагоприятные климатические условия, разбросанность сетей также обуславливает увеличение себестоимости передачи электрической энергии. Полную себестоимость передачи электроэнергии по сетям энергосистемы, р./кВ.ч, можно определить по следующей формуле:

Sпер = Зпер/(PmaxTм)=Зпер/ Эаб,

где Зпер-суммарные затраты, связанные с передачей и распределением электроэнергии, р./год; Pmax-максимальная нагрузка,кВт; Тм-время использования максимальной нагрузки, ч/год, Эаб-количество энергии поступившей к абонентам, кВт.ч.

Суммарные ежегодные затраты на передачу и распределение складываются из затрат по линиям Злэп и подстанциям Зпст:

Зпер = Злэп + Зпст.

Расчёт себестоимости передачи и распределения электроэнергии производится по тем же элементам и статьям, что и для ТЭС, за исключением затрат на топливо. В издержки на транспорт электроэнергии не входят затраты на содержание повышающих подстанций и распределительных устройств, находящихся на балансе станции. Эти затраты включаются в себестоимость производства электроэнергии. Кроме того, передача и распределение электроэнергии связаны с частичной потерей её при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом передачи, то их стоимость включается в состав ежегодных затрат:

Зпер = Зэкс + Зпот,

где Зэкс - суммарные затраты электросетевых хозяйств энергосистемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, р./год;

Зпот - суммарная стоимость потерь в сетях системы, р./год.

2. Методы расчёта эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии

На предпроектной стадии расчёт затрат электросетевых хозяйств на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей может определяться по укрупнённым показателям:

Зэкс = А+Зоб.рем ,

где А-ежегодная амортизация (реновация),р.год/; Зоб.рем-затраты на обслуживание и ремонт (капитальный и текущие);

А=Нам Кэ.с /100,

где Нам - нормы отчислений на амортизацию (реновацию), %/год (таблица №1); Кэ.с-капитальные вложения в сооружение электрических сетей, р.;

Зоб.рем=Ноб.ремКэ.с /100,

где Ноб.рем - нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Суммарные затраты на потери электроэнергии в цепях

Зпот=?ЭпотСпот,

где ?Эпот - потери электроэнергии в сети, кВт • ч/год; Спот-стоимость 1кВт • ч потерянной энергии, р./кВт • ч.

Потери в электрических сетях энергетической системы могут быть определены как разница между энергией, поступившей в сети, Эсет, и энергией Эаб, полученной абонентами за рассматриваемый период, (например, год):

?Э = Эсет - Эаб.

Таблица№1

Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт элементов электрических сетей.

Элементы	Норма амортизации, %	Срок службы Тс , лет	Н, % при Е=0,1	Норма на обслуживание и ремонт
ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах ВЛ 35…220 кВ на деревянных опорах КЛ до 10 кВ: со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях под водой с алюминиевой оболочкой, проложенные: в земле в помещениях с пластмассовой изоляцией, проложенные в земле и помещениях КЛ 20…35 кВ со свинцовой оболочкой, проложенные: в земле и помещениях под водой КЛ 110…220 кВ, проложенные: в земле и помещениях под водой Силовое электрооборудование и распределительные устройства (кроме ГЭС) до 150кВ 220 кВ и выше Силовое электрооборудование и распределительные устройства ГЭС до 150 кВ 220 кВ и выше	2,0 3,3 2,0 4,0 4,0 2,0 5,0 3,0 5,0 2,0 2,0 3,5 3,5 3,3 3,3	50 30 50 25 25 50 20 33 20 50 50 29 29 30 30	0,09 0,61 0,09 1,02 1,02 0,09 1,75 0,45 1,75 0,09 0,09 0,67 0,67 0,61 0,61	0,8 2,1 2,3 2,6 2,3 2,3 2,3 2,4 2,8 2,5 3,0 5,9 4,9 5,5 4,5

Количество энергии, поступившей в сети энергосистемы, можно найти по формуле:

Эсет = Эст + Эб.ст + Эпок - Эпрод,

где Эст - энергия, полезно отпущенная с шин станций энергосистемы; Эб.ст - энергия от блок-станций предприятий других отраслей; Эпок - покупная энергия, полученная от других систем; Эпрод - энергия, проданная в другие системы.

Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с её передачей и распределением (потери электроэнергии), составляет в последние годы в сетях общего пользования всех напряжений примерно 9% поступления электроэнергии в сеть. В отдельных энергосистемах эта величина колеблется в значительных пределах (от 4…5 до 14…15 %) в зависимости от плотности нагрузки, построения сети, числа ступеней трансформации, режимов работы и других факторов.

Ориентировочные значения потерь в сетях различных напряжений в процентах от суммарного поступления электроэнергии в сети приведены ниже (в таблице№2):

Таблица№2

Напряжение, кВ	750…500	330…220	150…110	35…20	10…6	0,4
Потери %	0,5…1,0	2,5…3,5	3,5...4,5	0,5..1,0	2,5..3,5	0,5..1,5

Потери электроэнергии подразделяются на условно-переменные (нагрузочные) и условно-постоянные (холостого хода). К потерям относят также расход электроэнергии на собственные нужды подстанций. В составе переменных учитываются потери в активном сопротивлении проводов линии и обмоток трансформатора. Постоянными считаются потери на коронарный разряд «корону» в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах (таблица№3).

Структура потерь электроэнергии,%.

Таблица№3

Элементы сети	потери
	переменные	постоянные	всего
Линии электропередачи Подстанции В том числе: трансформаторы другие элементы расход электроэнергии на собственные нужды	60 15 15 - -	5 20 15 3 2	65 35 30 3 2
Итого	75	25	100

Подробно рассчитывать годовые потери электроэнергии в элементах сети при проектировании можно по приведённым ниже формулам.

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях электропередачи

?ЭЛЭП = ?Nкор • 8760 + ?Nмф,

где ?Nкор - среднегодовые потери мощности на корону, МВт;

?Nм - потери мощности при максимальной нагрузке Pmax, МВт;

ф - годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максимума активной нагрузки:

ф = (0,124 + Тм)/(1 + Тм/10 000)2•8760.

Если известны показатели, характеризующие конфигурацию годового графика передаваемой активной мощности, то

ф = 2Тм - 8760 + (8760 - Тм)/(1 + Тм/8760 - 2в),

где в - коэффициент неравномерности графика нагрузки.

Число часов использования максимума нагрузки сетей энергетических систем колеблется в пределах 3,5…6,5 тысяч в год.

Величина годовых потерь энергии в элементах оборудования подстанции МВт • ч/год:

в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

?Этр = - ?Nx.х • 8760 + ?Nк.з(Рmax/Nн.т),

где ?Nx.x, ?Nк.з - потери мощности холостого хода (потери в стали) и короткого замыкания соответствено, МВт; Pmax - максимальная нагрузка трансформатора, МВ •А; Nн.т - номинальная мощность трансформатора,

МВ • А; Nн.т = Pmax/cosц;

в синхронных компенсаторах

?Эс.к = ?п ?Nм Tс.к + (1- ?п) Nн (Nнагр/Nс.к)2фс.к,

где ?п - коэффициент, учитывающий долю потерь, не зависящих от нагрузки (0,3…0,5); ?Nм - потери мощности в компенсаторе, МВт (1…1,5% от Nс.к);

Nнагр/Nс.к - коэффициент нагрузки в максимальном режиме;

в батареях конденсаторов

?Эк = 0,003 Nб Tб

где Tб - время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и

5000…6000 ч/год для регулируемых); Nб - мощность батареи МВ•Ар;

в шунтирующих реакторах

?Эр = 0,005 Nр Tp

где Nр - мощность реактора, МВ•Ар; Tp - время работы реактора (Tp = 6000 ч/год при Тм ? 4000 ч/год, Tp = 3000…5000 ч/год при Тм ? 4000 ч/год,

Tp - 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

Величина потерь энергии в электрических сетях колеблется от 4 до 13 % при средних цифрах порядка 5…7 %. Величина этого показателя зависит от многих факторов, основными из которых являются: структура энергосистемы, взаимосвязь центров генерации и центров нагрузки, конфигурация электрических сетей системы; структура электрической сети

(по напряжениям); степень развития электрических сетей; загрузка электрических сетей (по максимуму и в разрезе года); соотношения максимума нагрузки и расчётной пропускной способности ЛЭП. Стоимость 1кВт • ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенсирующих устройствах и т.п.) оценивается в технико-экономических расчётах при сопоставлении вариантов по тарифам на электроэнергию, а при определении себестоимости передачи - средней стоимости потерянного киловатт-часа или тарифам в зависимости от формы организации ПЭС. При работе ПЭС, как самостоятельного предприятия (юридического лица) стоимость потерь надо оценивать по тарифам на покупку энергии, так как в этом случае затраты на передачу энергии можно представить в следующем виде:

Зпер = Зэкс + СпокЭсет - Т1Эаб = Зэкс + Т1?Э.

В отчётах энергосистем оценка стоимости потерь производилась по себестоимости: коммерческой (полной), производственной и средней

1кВт • ч, отпущенного с шин станций системы.

Полная себестоимость 1 кВт • ч в системе включает в себя все затраты, в том числе и потери, поэтому оценка потерь по коммерческой себестоимости завышена, так как в данном случае имеет место повторный счёт расходов на потери. Оценка потерь по производственной себестоимости не учитывает важные виды внепроизводственных затрат, например затраты на покупную энергию, имеющуюся в электробалансе ряда энергосистем (до 30%). По тем же мотивам не следует производить оценку потерянного кВт • ч по его средней себестоимости на шинах станций энергосистемы.

Оценка величины стоимости 1 кВт • ч потерянной энергии в сетях энергосистемы должна исходить из средней себестоимости 1кВт • ч энергии, поступающей в эти сети из различных источников питания (собственные электростанции, блок-станции, межсистемные электропередачи и др.). Этот расчет производят по следующей формуле:

Спот = ( ?зстi + ?эбл.стi сбл.стi + ?эпокi cпокi + за.у )/эсет,

где зстi - годовые затраты производства собственной i-й станции системы, р./год; сбл.стi - стоимость 1 кВт • ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, р./кВт • ч; cпокi - стоимость покупной энергии, полученной по электропередачам от других систем, р./ кВт • ч; за.у - административно - управленческие затраты аппарата энергосистемы (внестанционные и внесетевые расходы).

Оценку потерь энергии на предприятиях чаще всего производят по тарифам с добавлением соответствующих затрат для обеспечения функционирования службы главного энергетика или главного механика. В состав электрических сетей входят линии электропередачи различного направления и значения - основные сети ЭЭС и ОЭЭС напряжением 220…750 кВ и распределительные сети напряжением 6…110 кВ. Особенностью транспортировки электроэнергии является то, что она сочетает передачу энергии по основным и распределительным сетям. Если распределительные сети в основном предназначены для передачи энергии от опорных подстанций к потребителям, то в функции основных сетей входит также выполнение межсистемных задач: повышение надежности, устойчивости и экономичности работы энергосистемы.

На себестоимость передачи электроэнергии в распределительных сетях значительно влияют их протяженность и загрузка. При одинаковом уровне электропотребления значение себестоимости тем выше, чем больше протяженность сетей и ниже загрузка. Снижение себестоимости передачи единицы электроэнергии определяется следующими основными факторами, влияющими на эти величины: снижение стоимости сооружения электрических сетей (линий и подстанций); сокращение численности эксплуатационно - ремонтного персонала электрических сетей (достигается автоматизацией и телемеханизацией управления подстанциями, правильным выбором периодичности осмотров и ремонта линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно - экплуатационных работ); уменьшение потерь в электрических сетях за счет максимально возможного территориального сближения производителей и потребителей электроэнергии (сокращения дальних транзитных передач энергии), повышения напряжения линий передачи, применения компенсирующих средств, постоянного тока для дальних передач, правильной загрузки линий и учета при экономическом распределении нагрузки между станциями, потерь в электрических сетях.

3. Планирование затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электросетевых объектов

Планирование себестоимости передачи и распределения электроэнергии ведется в соответствии со структурой электрических сетей:

воздушные линии 35…200 кВ и вводы с обслуживающими их подстанциями, трансформаторными помещениями, фидерными пунктами и фазокомпенсаторами;

кабельные линии и вводы вместе с подстанциями; межрайонные линии передачи напряжением выше 220 кВ.

Отдельные статьи затрат при планировании себестоимости могут группироваться по калькуляционным статьям и по экономическим элементам:

калькуляционные статьи:

Зпер = Зтехн + Зз.п.пр + Зс.о + Зп.о.п + Зоц + Зос,

где Зтехн - затраты топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; Зз.п.пр - затраты на оплату труда (основная и дополнительная заработная плата) с учетом отчислений в социальные фонды основных производственных рабочих; Зс.о - затраты по содержанию оборудования; Зп.о.п - затраты на подготовку и освоение производства; Зоц - общецеховые затраты; Зос - общесетевые затраты;

экономические элементы:

Зпер = Зм.з + Зз.п + Зсоц + А + Зпр,

где Зм.з - материальные затраты; Зз.п - затраты на оплату труда (заработная плата); Зсоц - отчисления на социальные нужды; А - амортизация основных средств; Зпр - прочие затраты.

Основная и дополнительная заработная плата с отчислениями на социальные нужды всего персонала ПЭС учитывается и группируется при калькулировании несколькими статьями эксплуатационных расходов. Так, по статьям калькуляции «Затраты на оплату труда» планируется и учитывается оплата труда всего дежурного персонала подстанций, линейного персонала сетей и производственного персонала производственных служб. Заработная плата служащих, младшего обслуживающего персонала и инженерно-технических работников основного производства учитывается по статье «Цеховые расходы». Заработная плата ремонтного персонала учитывается по статьям «Затраты по содержанию оборудования» (в части «Техническое обслуживание») и «Цеховые расходы». Заработная плата административно-управленческого персонала учитывается по статье «Общесетевые расходы». Статья калькуляции «Затраты по содержанию оборудования» состоит из двух частей: «Амортизация производственного оборудования» и «Техническое обслуживание». На эту статью относят расходы по содержанию, амортизации и текущему ремонту производственного оборудования цехов, внутрицехового транспорта и др. Статья «Цеховые расходы» включает в себя расходы по обслуживанию цехов и управлению ими: заработную плату аппарата управления цехом, амортизационные отчисления и расходы на текущий ремонт зданий и инвентаря общецехового назначения. Статья «Подготовка и освоение производства» учитывает расходы связанные с комплексным опробованием оборудования и наладочными работами на линиях и подстанциях.

Группировка затрат по экономическим элементам применяется для планировки сметы затрат на ремонтно-эксплуатационное обслуживание электрических сетей, например, РАО «ЕЭС России» (таблица №4), а также затрат АО-Энерго, выполняющего ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей РАО «ЕЭС России» (таблица №5). Если рассмотреть структуру затрат по экономическим элементам в целом по сетям РАО «ЕЭС России», то на долю материальных затрат приходится около 55%, на заработную плату-около 25%, амортизацию-10%, прочие-10%. Высокая доля материальных затрат и заработной платы по сравнению с амортизацией объясняется тем, что затраты на ремонт (как капитальный, так и текущие), отдельно не выделяются и разнесены по экономически однородным статьям (материалы израсходованные на ремонт, - в материальные затраты, а заработная плата ремонтных рабочих - в затраты на оплату труда).

Важным фактором, влияющим на величину себестоимости передачи и распределения электроэнергии, является величина капитальных вложений в сооружение объектов электросетей. При этом, чем лучше технически оснащено производство, тем меньше в эксплуатационных расходах доля живого труда (заработная плата) и выше доля овеществленного. Поэтому на электросетевых предприятиях с увеличением пропускной способности сети удельный вес заработной платы сокращается, а амортизационных отчислений увеличивается. Величина амортизационных отчислений определяется в соответствии с установленными нормами амортизационных отчислений по основным фондам. Амортизационные отчисления как часть эксплуатационных расходов не зависят от деятельности коллектива ПЭС, уровня его производительности труда, организации эксплуатации, технической базы предприятия и т.д. Остающаяся часть эксплуатационных расходов зависит от деятельности коллектива ПЭС, так как в основном она складывается из заработной платы персонала и расходов, прямо или косвенно связанных с заработной платой, т.е. эта часть непосредственно связана с расходами по организации эксплуатации.

Планирование амортизации основных средств на их полное восстановление (реновацию) производится по нормам амортизационных отчислений, утвержденных Правительством Российской Федерации по видам основных средств и их балансовой стоимости:

Нам = ,

где Намi - норма амортизационных отчислений по i-й группе основных средств; - балансовая стоимость по i-й группе основных средств.

Структура затрат на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «ЕЭС России», %

Таблица№4

№п/п	Показатели	Затраты
1. 1.1. 1.2. 1.2.1. 1.2.2. 1.2.3. 1.3. 2. 3. 4. 5. 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 6. 6.1.	Материальные затраты (всего) В том числе: материалы работы и услуги производственного характера (всего), из них: услуги АО-Энерго по ремонтно-эксплуатационному обслуживанию сетей услуги ОРУ строящихся АЭС прочие услуги энергия Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Амортизация основных средств Прочие затраты (всего), в том числе: Налоги, включаемые в себестоимость Оплата услуг сторонних организаций Арендная плата Проценты по кредитам банков Другие прочие расходы Итого затрат, относимых на себестоимость услуг В том числе: затраты на ремонт сетевых объектов (включая услуги АО-Энерго)	69,0 12,3 55,7 42,9 1.6 11,2 1,0 12,7 4,9 9,5 3,9 0,8 0,9 0,3 0,9 1,1 100 40,8

Структура услуг АО-Энерго на производство ремонтно-эксплуатационных работ на сетевых объектах РАО «ЕЭС-России», %

Таблица №5

№п/п	Показатели	Затраты
1. 1.1. 1.2. 1.3. 2. 3. 4. 5. 5.1. 5.2. 5.3. 5.4. 5.5. 6. 7. 8. 8.1.	Материальные затраты (всего) В том числе: материалы работы и услуги производственного характера энергия Затраты на оплату труда Отчисления на социальные нужды Амортизация основных средств Прочие затраты (всего) В том числе: налоги, включаемые в себестоимость оплата услуг сторонних организаций арендная плата проценты по кредитам банков другие прочие расходы Итого затрат, относимых на себестоимость услуг Прибыль Всего стоимость услуг АО-Энерго В том числе затраты на ремонт сетевых объектов	36,8 17,0 16,3 3,5 28,5 11,0 0 10,7 3,8 3,2 0 0 3,7 87,0 13 100 35,7

Заработная плата как составляющая эксплуатационных расходов планируется соответственно нормам численности персонала для организации эксплуатации электросетей. Эти нормативы позволяют определить численность: монтеров и рабочих по обслуживанию линий электропередачи и подстанций в зависимости от протяженности воздушных и кабельных линий напряжения, материала опор, вида и состава подстанционного оборудования, формы обслуживания подстанций и т.д.;

инженерно-технического персонала по обслуживанию линий электропередачи и подстанций в зависимости от объемов объектов электросетей, находящихся в ведении служб линий и подстанций, в условных единицах;

инженерно-технических работников оперативно-диспетчерской службы с группой режимов в зависимости от общего объема ПЭС в условных единицах;

персонала службы релейной защиты, электроавтоматики и измерений в зависимости от состава и вида оборудования линий и подстанций;

персонала, обслуживающего средства диспетчерского и технологического управления и телемеханики в зависимости от их вида, состава, числа приборов и устройств;

персонала службы изоляции и защиты от перенапряжений в зависимости от объема линий и подстанций в условных единицах;

персонала трансформаторной и механической мастерских и службы механизации и транспорта в зависимости от общего объема ПЭС в условных единицах;

младшего обслуживающего персонала, рабочих отдела материально-технического снабжения, отдела капитального строительства, рабочих по ремонтно-строительным работам, административно-управленческого персонала.

Для укрупненных расчетов численности персонала электрических сетей могут быть использованы штатные коэффициенты, отнесенные: к 1 км длины линий и к 1 МВ•А мощности подстанций; 1 МВт пропускной стоимости ЛЭП; 100 условным единицам объема работ ПЭС; 1000 р. стоимости основных фондов ПЭС.

В соответствии с установленной численностью персонала определяется его заработная плата путем применения определенной тарифной системы (тарифные ставки, тарифные сетки, тарифно-квалификационные справочники работ и профессий) для оплаты труда рабочих и установления должностных окладов (в зависимости от категории предприятия) инженерно-технических работников и служащих. Определенный таким образом фонд заработной платы составляет основную заработную плату, обусловленную необходимым рабочим временем. Например для ЛЭП:

Зо.т = nуд LФ,

где nуд - удельная численность персонала; L - суммарная протяженность сети; Ф - годовой фонд заработной платы одного работающего, млн р./(чел.год). В эксплуатационные расходы включается также дополнительная заработная плата (премии, оплата отпусков, и т.п.) и отчисления в пенсионный фонд Российской Федерации 28 %, фонд социального страхования - 4,0 %, медицинского страхования - 3,6 % (нормативы отчислений зависят от уровня оплаты труда), а также другие отчисления, предусмотренные законодательством Российской Федерации, которые производятся на основе установленных нормативов отчислений от уровня оплаты труда, с учетом нормативных правовых актов, действующих на территории России:

Зсоц = ??i Зот,

где ?i - нормативы отчислений в социальные фонды.

В составе прочих издержек учитываются: целевые средства энергоснабжающих организаций, которые формируются в соответствии с нормативами, установленными законодательством Российской Федерации (в настоящее время в их состав включаются страховой фонд, инвестиционные средства, фонд средств на проведение научно - исследовательских и опытно - конструкторских работ, для финансирования программ по созданию и освоению новой техники, эффективных и безопасных технологий); амортизация по нематериальным активам; оплата процентов за полученный кредит; затраты на подготовку и переподготовку кадров; абонентная плата за услуги по организации функционирования и развитию ЕЭС России, которая определяется по нормативам, утвержденным ФЭК России; непроизводственные расходы, в состав которых входят налоги и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себестоимости (например, транспортный налог, налоги, уплачиваемые в дорожные фонды); отчисления в ремонтный фонд, в случае его формирования; другие прочие затраты, определяемые исходя из действующих нормативных документов.

2. Задача

Определить норматив оборотных средств в незавершённом производстве, оборачиваемость оборотных средств предприятия, если известно, что выпуск продукции за год составил 10000 ед.; себестоимость изделия - 800 руб., цена изделия на 25% превышает его себестоимость; среднегодовой остаток оборотных средств - 500 тыс. руб.; длительность производственного цикла изготовления изделия - пять дней; коэффициент нарастания затрат в незавершённом производстве - 0,5.

Решение

1. Норматив оборотных средств предприятия в незавершенном производстве:

Hн.п = S • q • Tп.ц • Кн : Тп = 800 • 10 000 • 5 • 0,5 : 360 = 55555,56 руб.

2. Оборачиваемость оборотных средств:

а) коэффициент оборачиваемости:

Ко = Рп : СО;

Рп = S • 1,25 • q = 800 • 1,25 • 10 000 = 10 000 000 руб.;

Ко = 10 000 000 : 500 000 = 20 об.;

б) длительность одного оборота в днях:

То = Тп : Ко = 360 : 20 = 18 дн.;

в) коэффициент закрепления оборотных средств:

Кз = СО : Рп = 500 000 : 10 000 000 = 0,05 руб.

Список используемой литературы

1) «Экономика отрасли» - Л.Е.Басовский.

2) «Экономика отрасли» - В.Я.Поздняков,С.В.Казаков.

3) «Экономика отрасли строительство» - В.В.Акимов, Т.Н.Макарова, В.Ф.Мерзляков, К.А.Огай

Размещено на Allbest.ru