АЛМАТИНСКИЙ ИНСТИТУТ ЭНЕРГЕТИКИ И СВЯЗИ

 

Кафедра экономики, организации и управления производством

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Экономика отрасли

Эффективность деятельности региональных энергопредприятий в условиях рынка

методические указания к выполнению курсовой работы

(для студентов очной формы обучения теплоэнергетических и электроэнергетических специальностей) 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Алматы  2004

СОСТАВИТЕЛИ: А.А. Жакупов, Б.И. Тузелбаев. Экономика отрасли. Эффективность деятельности региональных энергопредприятий в условиях рынка. методические указания к выполнению курсовой работы (для студентов очной формы обучения теплоэнергетических и электроэнергетических специальностей). – Алматы: АИЭС,  2004г. - 18 с.

 

 

Методические указания содержат общие положения по выполнению курсовых работ и предназначены для студентов теплоэнергетических и электроэнергетических специальностей  очной формы обучения.

 Табл. 6, библиогр.- 5 назв.

 

 

 

 

 

 

Рецензент:  канд. экон. наук, доц.  Ержанов С.И.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

  

 

 

Печатается по плану издания  Алматинского института энергетики и связи на 2004 г.

 

 

 

 

 

 

 

© Алматинский институт энергетики и связи, 2004г.

Содержание

 

Введение………………………………………………………….................

4

1  Выбор  и обоснование эффективного варианта заключения срочного двухстороннего контракта между субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности…………………………………….

 

 

5

2  Анализ и прогнозирования затрат с учетом изменения спроса на электроэнергию …………………………………………….................…

 

7

3  Расчет показателей экономической эффективности деятельности региональной электросетевой компании………………………………

 

9

4  Порядок определения допустимого уровня прибыли (чистого дохода)……………………………………………………………………

 

9

5 Расчет уровней тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергии по сетям  региональных электросетевых компаний …

 

11

6  Расчет и составление тарифной сметы……………………………....…

12

7  Оценки показателей эффективности использования основных фондов…………………………………………………………………….

 

13

Заключение и выводы……………………………………………….……...

14

Приложение А…………………………………………………....................

15

Приложение Б………………………………………………….....................

16

Приложение В…………………………………………………....................

17

Список литературы……………………………………………....................

18

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Эффективность рассматривается как мера реализации определенных целей из соотношения результатов и затрат исследуемого объекта.

Система показателей эффективности, характеризующих отдельные стороны деятельности энергокомпании, позволяет произвести комплексную оценку качества ее менеджмента. Такая оценка необходима  как для руководства компании, так и для ее собственников-акционеров, потребителей электроэнергии, регулирующих органов, общественных групп (экологических движений), внешних инвесторов. В системе эффективности выделяется три основных блока:

-                    результативность  региональной компании в производственной, инновационной деятельности и во взаимодействиях с потребителями (маркетинговой деятельности  и результативность в природоохранных мероприятиях;

-                    экономичность (экономическая эффективность)- оценка себестоимости продукции, фондоотдачи и других показателей эффективности использования оборудования и производственных мощностей;

-                    рентабельность (финансовая эффективность) - определение обобщающих показателей финансовой деятельности компании, формирующихся,  исходя из результативности и экономичности,  с учетом фактора взаимодействия компании с внешней средой.

Основная цель выполнения курсовой работы - оценка эффективности деятельности региональных электросетевых компаний (РЭК) в условиях развития рынка электроэнергии в Республике Казахстан по следующим направлениям:

-   обеспечение эффективного и надежного электроснабжения потребителей в регионе;

-   выбор и обоснование эффективного варианта заключения срочных двухсторонних контрактов между субъектами энергорынка;

-   выбор и реализация мероприятий по снижению потерь электроэнергии;

-   разработка и реализация программ финансового оздоровления предприятия;

-   совершенствование системы учета электроэнергии и энергосбытовой деятельности предприятия.

К основным видам  деятельности региональных сетевых компаний относятся:

-      услуги по передаче и распределению электроэнергии;

-      покупка электроэнергии с целью ее перепродажи.

 

Задания для студентов:

)определить участников в предложенной модели оптового рынка электрической энергии и мощности условного региона;

)оценить затраты региональной электросетевой компании по оказанию услуг по передаче электроэнергии. Составить структуру и рассчитать прогнозируемый объем потребления электроэнергии по группам потребителей данного региона на краткосрочную перспективу;

)выполнить расчеты и предложить оптимальный вариант поставки электроэнергии собственным потребителям с учетом цен на электроэнергию с шин станции и тарифа на услуги по передаче электроэнергии в сетях межрегионального уровня (Национальные электрические сети –KEGOC);

)изучить содержание методов определения допустимого уровня прибыли для электросетевых компаний. Провести расчеты по определению и распределению прибыли с учетом уровня напряжения в  региональной электросетевой компании;

)выбрать и обосновать оптимальный вариант покрытия спроса в электроэнергии условного региона;

)определить уровень тарифа на услуги по передаче и распределению электроэнергии по сетям  региональных электросетевых компаний;

)     оценить показатели эффективности использования основных фондов.

 

Данные к курсовой работе:

-     структура потребления электроэнергии по группам потребителей (с.6);

-     цена предложения на электроэнергию от различных ЭПО на оптовый рынок электроэнергии и мощности (основные поставщики и их параметры)  (с.6);

-     механизм и схема реализации электроэнергии (с.8);

-     расчетная формула по определению тарифа на услуги по передаче электроэнергии Национальной электрической сети (с.8);

-     порядок и расчетные формулы определения регулируемой базы задействованных активов для субъектов естественной монополии (с.9);

-     порядок расчета ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов (с.10);

-     формулы определения уровней тарифов (с.11);

-     расчетные формулы определения показателей эффективности использования основных фондов (с.13);

-     исходные данные по потреблению электроэнергии (приложение А), по вариантам;

-     составляющие затрат на услуги по передаче и распределению электроэнергии  (приложение Б) в соответствии с вариантами;

-     стоимость активов и значения показателей по ставке прибылей (приложение В).

Варианты приведены в приложении и выбираются в соответствии с первой буквой фамилии и по последней цифре зачетной книжки студента.

 

1  Выбор  и обоснование эффективного варианта заключения срочного двухстороннего контракта между субъектами оптового рынка электрической энергии и мощности

 

Для всех вариантов выполнения курсовой  работы задана следующая структура и объем потребления электроэнергии по группам (таблица 1 и приложение А).

 

Таблица 1 – Структура потребителей по группам потребителей

Наименование показателей

Доля потребления,   %

Промышленные потребители                                      

30

Непромышленные потребители                                    

25

Сельскохозяйственные товаропроизводители            

5

Бюджетные организации                                                 

15

Население

25

Всего

100

 

Поставщики электроэнергии

Основными поставщиками электроэнергии в данную зону обслуживания являются энергопроизводящие организации (ЭПО) (таблица 2).

 

Таблица 2 - Цена предложения на электроэнергию ЭПО на оптовом рынке (основные поставщики и их параметры) 

 

Наименование ЭПО

Средняя стоимость э/э отпускаемой ЭПО, тиын/кВтч

Установленная мощность, МВт

Располагаемая мощность, МВт

1

2

3

4

БГЭС.220

23.25

675

665

ЕГРЭС220

98

2100

1977

ЕГРЭС500

98

2100

1977

ЖГРЭС

163

1230

1104

Кап.ГЭС

160

364

300

КАРГРЭС2

190

608

608

КАРТЭЦ-3

130

440

395

Павл.ТЭЦ -2,3

120

550

468

ППТЭЦ-2

108

380

345

ПС-7(АТЭЦ-2)

160

510

386

ПТЭЦ-1

120

350

256

РУДНЕН.ТЭЦ

170

123

103

СТЕП(ЦГХК)

160

180

80

Продолжение таблицы 2

1

2

3

4

ТАШ.ГРЭС

308

не более 500 

- 

ТАШ.ГРЭС.500

308

не более 500  

-

УКГЭС

95

312

312

УКТЭЦ

95

241.5

241

ФРУНЗЕН.

308

не более 500  

-

ЦТЭЦ2

153

240

207

ШГЭС

95

702

702

ЭГРЭС 1.500

93

4000

1555

ЭГРЭС2

100

1000

723

 

Следует учесть следующие условия: каждый оптовый покупатель при заключении срочного договора совершает сделку по покупке электроэнергии и мощности от трех ЭПО по возрастающей цене: от 1-ой ЭПО 20%,  2-ой 45% и 3-е 35%   электроэнергии.

 

2         Анализ и прогнозирование затрат с учетом изменения спроса на  электроэнергию в региональных энергетических компаниях

 

Прогнозирование потребления электроэнергии в условном регионе

Прогноз на краткосрочную перспективу предполагает увеличение  доли потребления в сфере обслуживания и коммерческих структур с достаточно высокой платежеспособностью. Позитивные шаги намечаются и в увеличении полезного отпуска электроэнергии населению, в результате реализации ими  мероприятия по снижению коммерческих потерь. Для всех регионов прогноз потребления электроэнергии рассчитывается по данным, приведенным в таблице 3. Результаты прогнозных данных электропотребления вносятся в таблицу 4. (Потребление электроэнергии за текущий год приведены в приложении А).

 Общий прогнозируемый объем потребления электроэнергии определяется, исходя из прогнозируемых данных по группам потребителей.

 

Таблица 3 - Прогноз прироста потребления электроэнергии по группам потребителей

Наименование потребителей

Прирост потребления на электроэнергию,   %

Промышленные

потребители                                      

10

Непромышленные потребители                                    

3

Сельскохозяйственные товаропроизводители            

1

Бюджетные организации                                                  

4

Население

15

 

По отчетным данным прошлого года фактические потери в электросетевых компаниях принять равными 15 % при отпуске в сеть (объем поставки электроэнергии). 

Полученные прогнозные данные занести в таблицу 4.

 

Таблица 4 - Динамика потребления и потерь электроэнергии

Наименование

Текущий год

Прогнозируемый год

Отпуск эл. энергии в сеть, млн.кВт*ч

 

 

Потери, %

 

 

Потери, млнкВт*ч

 

 

Полезный отпуск, млн.кВт*ч

 

 

 

 

 Уровень тарифов

Уровень тарифов, включающих стоимость услуг по транспортировке и поставке электроэнергии компании, в соответствии с законодательством РК «О естественных монополиях», контролируется и утверждается Департаментом по регулированию естественных монополий и защите конкуренции по данному региону. Данные по вариантам и составляющие в тарифной смете приведены в приложении Б.

 

          Схема реализации электроэнергии

Реализация электроэнергии согласно постановлению Правительства РК от 31.07.1997 № 1193 производится по схеме: оптовый рынок - региональный рынок – микрорайоны. Данная региональная компания обеспечивает покупку электроэнергии с ЭПО и оказывает услуги по транспортировке и распределению ее до конечных потребителей. Покупка электроэнергии производится на основе срочных договоров на поставку электроэнергии, расчет с поставщиками осуществляется по показаниям коммерческих приборов учета, установленных у потребителей.

Структура тарифа (проектная) включает следующие составляющие в тенге/кВтч:

-   стоимость покупной электроэнергии;

-   стоимость оказания услуг по транспортировке электроэнергии по Национальным электрическим сетям (НЭС) (ОАО «KEGOC»);

-   стоимость транспортировки по сетям региональной компании.

 

Тариф на услуги по передаче в Национальной электрической сети

 Тариф в НЭС  состоит из ставок на диспетчеризацию, постоянной и переменной части:

 Тариф = тариф на диспетчеризацию + постоянная часть + переменная составляющая,  ограниченная по длине

 

L’ = L                    при 0 £ L £ 600 км;

L’ = 600 = const    при L >600 км,                         (1)

 
 
 


          Т = 0,253 + 0,000784*L, 

 

          где L – длина маршрута транзита электроэнергии по линиям НЭС.

Тариф за оказание услуг по диспетчеризации определен в размере    Тдис =0,043, тенге/кВтч. Оплату по данному тарифу осуществляют как ЭПО, так и потребителям рынка электроэнергии.

 

3 Расчет показателей экономической эффективности деятельности региональной электросетевой компании

 

Экономическую эффективность можно  рассматривать в двух аспектах: как производительность ресурсов и как удельные издержки (себестоимость)  производства и передачи электроэнергии.

Основные показатели эффективности энергосбытовой деятельности электросетевой  компании:

-   объем продажи электроэнергии (тыс.кВт);

-   сбор денежных средств (тенге) (в курсовой работе сбор денежных средств принят в полном объеме, 100%);

-   фактические потери (тыс.кВтч);

-   совокупный доход (тенге);

-   норма рентабельности (%).

 

4        Порядок определения допустимого уровня прибыли (чистого дохода)

 

Допустимый уровень прибыли (чистый доход) определяется как произведение ставки прибыли на величину регулируемой базы задействованных активов, определяемая по следующей формуле (приложение В)

                                          ДУП = РБА × СП,                                             (2)

 

где  ДУП - допустимый уровень прибыли (тенге);

РБА - регулируемая база задействованных активов (тенге);

СП - ставка прибыли (%).

 

Порядок определения регулируемой базы задействованных активов для субъектов естественной монополии

          Регулируемая база задействованных активов государственных предприятий и акционерных обществ, контрольный пакет акций которых принадлежит государству, а также аффилированных с ними юридических лиц определяется как произведение фактической стоимости активов на коэффициент задействованных активов по следующей формуле

 

РБА = СА × Кза,                                            (3)

 

где   СА - фактическая стоимость активов (тенге);

Кза - коэффициент задействованных активов.

Коэффициент задействованных активов определяется как соотношение фактического объема (за четыре предшествующих квартала или за предыдущий календарный год) производимых и (или) оказываемых (с учетом нормативных потерь) услуг (товаров, работ) основными средствами субъекта к их технологической мощности.

Коэффициент задействованных активов определяется субъектом по согласованию с уполномоченным органом.

Фактическая стоимость активов определяется на основе остаточной стоимости основных средств субъектов, полученной в результате их переоценки независимыми оценщиками, выбранными на конкурсной основе. Переоценка основных средств субъекта производится по согласованию с уполномоченным органом.

 

Порядок расчета ставки прибыли на регулируемую базу задействованных активов

Ставка прибыли на регулируемую базу задействованных активов используется для расчета допустимого уровня прибыли (чистый доход после налогообложения).

Для субъектов естественной монополии энергетического сектора ставка прибыли рассчитывается с помощью метода средневзвешенной стоимости капитала (далее СВСК) и определяется по формуле

 

СП (СВСК) = [(1 - g) × ге]+[ g × rd],                                    (4)

 

где  g - левиридж, является величиной, характеризующей соотношение заемных и собственных средств субъекта в общей структуре финансирования, то есть доля фактически заимствованных средств в структуре всего капитала с учетом произведенной последней переоценки основных средств;

гe - ставка вознаграждения на акционерный (собственный) капитал (в %);

гd - ставка вознаграждения на заемные средства (в %).

Ставка вознаграждения на заемные средства определяется по формуле

 

гd = гf + ДП.                                                     (5)

 

Ставка вознаграждения на акционерный (собственный) капитал определяется по формуле

 

ге = гf + га,                                               (6)

 

где  га - премия за риск на акционерный (собственный) капитал. Премия

за риск на акционерный (собственный) капитал определяется уполномоченным органом в установленном порядке.

Стоимость вознаграждения на акционерный капитал является величиной не менее стоимости вознаграждения на заемные средства.

Расчеты по определению допустимого уровня прибыли заносятся в таблицу 5.

 

 Таблица 5 - Допустимый уровень прибыли 

Наименование показателей

Единица измерения

Значение

ДУП РЭК

 

 

ДУП = РБА  * СП

тыс.тенге

 

РБА =СА * Кза

тыс.тенге

 

СА - фактическая стоимость активов 

тыс.тенге

 

Кза  - коэффициент задействованных активов=ФО / М*8760

 

 

ФО  - фактический объем оказываемых услуг (поступление в сеть)

тыс.кВтч

 

М  - технологическая мощность

МВт

 

 

 

5 Расчет уровней тарифов на услуги по передаче и распределению электроэнергии по сетям  региональных электросетевых компаний 

 

Среднепокупной тариф электроэнергии от энергопроизводящих организации (ЭПО) производится по следующей формуле

                                                                (7)

 

 где - суммарный объем покупки электроэнергии  с учетом   потерь от i-ых энергопроизводящих организации;

         - цена электроэнергии i-ой ЭПО.

Тариф «на вход» определяется по формуле

 

                                                                            (8)

 

     где ЗРЭК       –  затраты региональной электросетевой компании,  млн.тенге;

Wп.о.      –        полезный отпуск электроэнергии потребителям отрасли, млн.кВтч.

Среднеотпускной тариф на услуги по передаче и распределению электроэнергии для конечных потребителей определяется таким образом

 

                                              (9)

 

где  Зпок -  затраты на покупку для компенсации потерь электроэнергии;

Зтр.- затраты за услуги по транспортировке электроэнергии по Национальным электрическим сетям (ОАО «KEGOC»).

 

6            Расчет и составление тарифной сметы

 

Расчеты по предыдущим пунктам производятся на ПЭВМ, заносятся в таблицу 6 и должны быть представлены также в виде графиков, гистограмм и т.д.

 

Таблица 6 - Тарифная смета на услуги по передаче и распределению электроэнергии

 

Показатели

Единица измерения

Виды определения затрат

Затраты и уровни тарифов на прогнозируемый год

1

2

3

4

I

Передача и распределение электроэнергии

 

 

А

Производственная себестоимость

тыс.тенге

постоянные

 

1

Материальные затраты

тыс.тенге

постоянные

 

2

Фонд оплаты труда

тыс.тенге

постоянные

 

3

Социальный налог

тыс.тенге

постоянные

 

4

Ремонт

тыс.тенге

постоянные

 

5

Амортизация основных фондов

тыс.тенге

постоянные

 

6

Прочие

тыс.тенге

постоянные

 

Б

Расходы периода,

тыс.тенге

постоянные

 

 

в том числе:

 

 

 

7

фонд оплаты труда

тыс.тенге

постоянные

 

8

социальный налог

тыс.тенге

постоянные

 

9

амортизация основных фондов

тыс.тенге

постоянные

 

10

прочие

тыс.тенге

постоянные

 

11

Итого затрат по передаче

тыс.тенге

 

 

12

Полный полезный отпуск

млн.кВтч

 

 

 

Продолжение таблицы 6

1

2

3

4

13

Себестоимость сетевой компании на "вход"

тенге/кВтч

 

 

14

Прибыль

тыс.тенге

переменные

 

15

Тариф на "вход"

тенге/кВтч

 

 

II

Энергоснабжение собственных потребителей

 

 

16

Покупная электрическая энергия,

тыс.тенге

переменные

 

 

в том числе:

стоимость покупной электроэнергии

тыс.тенге

переменные

 

 

передача по сетям "KEGOC"

тыс.тенге

переменные

 

17

Затраты по энергоснабжению,

тыс.тенге

 

 

 

в том числе:

тыс.тенге

 

 

 

материальные

тыс.тенге

постоянные

 

 

фонд оплаты труда

тыс.тенге

постоянные

 

 

социальный налог

тыс.тенге

постоянные

 

 

амортизация основных фондов

тыс.тенге

постоянные

 

 

прочие

тыс.тенге

постоянные

 

18

Среднеотпускной тариф

тенге/кВтч

 

 

19

Всего затрат

тыс.тенге

 

 

 

Примечание - Затраты на прогнозируемый год были приняты  постоянными с увеличением объема отпуска электроэнергии в сеть.

 

 

7  Оценка показателей эффективности использования основных фондов

 

Для оценки эффективности использования основных фондов используется система показателей – индивидуальных и обобщающих. Индивидуальные показатели применяются для оценки эффективности использования отдельных объектов основных средств, как правило, тех, которые имеют большое значение в производственном процессе.

К индивидуальным показателям оценки использования устройств электроснабжения относятся коэффициенты экстенсивного и интенсивного их использования:

-     коэффициент экстенсивного использования устройств электроснабжения (Кэ)

Кэ = Тф/Тн ,                                           (10)

где Тф - фактическое время использования энергетического оборудования и устройств;

Тн - нормативное (календарное) время работы.

 

-       коэффициент интенсивного использования устройств (Ки)

                                               (11)

где Wф – фактическая выработка (или передача) электроэнергии за определенный период;

Nу – установленная мощность в единицу времени;

Тф – продолжительность временного периода.

          Обобщающие показатели дают оценку эффективности использования основных фондов в целом по предприятию. К ним относятся фондоотдача, фондоемкость.

          Фондоотдача характеризует объем произведенной предприятием продукции в натуральном или стоимостном выражении, приходящийся на стоимость основных фондов. В энергоснабжении оценка объема производства выражается натуральным показателем – кВт*ч, отпущенной потребителям электроэнергии, или стоимостным - доходы, полученные за реализованную электроэнергию

                                                 (12)

или

                                         (13)

          где Wп.о.- количество полезно отпущенной потребителям электрической энергии;

Др - доходы от реализации полезно отпущенной энергии;

Соф - балансовая стоимость основных фондов предприятия.

Фондоемкость, показатель обратный фондоотдаче, характеризует затраты основных средств, приходящиеся на единицу созданной продукции

                                                (14)

Произвести расчет по формулам 10¸14.

 

 

Заключение и выводы

 

         Основные результаты расчетов курсовой работы.

 

 

 

Приложение А

 

 

 

Потребление электроэнергии за текущий год

 

варианты

 

Наименование потребителей

 Объем э/э, млн.кВтч

А,Б,В,Г,Д,Е,Ж,З,И,К,Л,М,Н,О

1

АООТ "Павлодарэнерго "

1830,18

2

ЗАО ВК РЭК

5115,11

3

Карагандинская РЭК

5442,99

4

Жезказганская РЭК

3543,61

5

Кустанайская РЭК

2975,91

6

Акмолинская РЭК

1924,09

7

Кокшетауская РЭК

1121,58

8

Северо-Казахстанская РЭК

920,08

9

Жамбылские эл.сети

1556,43

0

Кызылординская РЭК

1031,78

П,Р,С,Т,У,Ф,Х,Ц,Ч,Щ,Ш,

Э,Ю,Я

1

АООТ "Павлодарэнерго "

5268,56

2

ЗАО ВК РЭК

5715,13

3

Карагандинская РЭК

3295,55

4

Жезказганская РЭК

2470

5

Кустанайская РЭК

1943,33

6

Акмолинская РЭК

1071,3

7

Кокшетауская РЭК

993,68

8

Северо-Казахстанская РЭК

1603,12

9

Жамбылские эл.сети

547,73

0

Кызылординская РЭК

1538,83

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Приложение Б

 

Затраты на услуги по передаче и распределению электроэнергии

 

Показатели

Единица измерения

Варианты

1

2

3

4

5

6

7

8

9

0

А

Производственная себестоимость

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

Материальные затраты

тыс.тенге

285280

484976

533474

142640

342336

410803

369723

184861

129403

388209

2

Фонд оплаты труда

тыс.тенге

318215

540966

595062

159108

381858

458230

412407

206203

144342

433027

3

Социальный налог

тыс.тенге

60750

103276

113603

30375

72900

87481

78733

39366

27556

82669

4

Ремонт

тыс.тенге

3715

6316

6947

1858

4458

5350

4815

2407

1685

5056

5

Амортизация основных фондов

тыс.тенге

94622

160857

176942

47311

113546

136255

122630

61315

42920

128761

Подпись: 16 6

Прочие

тыс.тенге

74400

126480

139128

37200

89280

107136

96422

48211

33748

101244

Б

Расходы периода

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7

Фонд оплаты труда

тыс.тенге

117297

199405

219345

58648

140756

168907

152017

76008

53206

159617

8

Социальный налог

тыс.тенге

22393

38068

41875

11196

26871

32246

29021

14511

10157

30472

9

Амортизация основных фондов

тыс.тенге

13041

22169

24386

6520

15649

18779

16901

8450

5915

17746

10

Прочие

тыс.тенге

131824

224101

246511

65912

158189

189827

170844

85422

59795

179386

17

Затраты по энергоснабжению

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Материальные

тыс.тенге

10720

18224

20046

5360

12864

15437

13893

6947

4863

14588

 

Фонд оплаты труда

тыс.тенге

17248

29322

32254

8624

20698

24837

22353

11177

7824

23471

 

Социальный налог

тыс.тенге

3622

6158

6774

1811

4347

5216

4695

2347

1643

4929

 

Амортизация основных фондов

тыс.тенге

33984

57773

63550

16992

40781

48937

44043

22022

15415

46245

 

Прочие

тыс.тенге

30400

51680

56848

15200

36480

43776

39398

19699

13789

41368

Приложение В

 

Стоимость активов

 

По первой букве фамилии

N/N

условного региона

Наименование потребителей

Фактическая стоимость активов, тыс. тенге

Технологическая мощность, МВт 

А,Б,В,Г,Д,Е,Ж,З,И,К,Л,М,Н,О

РЭК1

АООТ "Павлодарэнерго "

1649400

500

РЭК2

ЗАО ВК РЭК

1519520

780

РЭК3

Карагандинская РЭК

3415616

976

РЭК4

Жезказганская РЭК

832492,8

768

РЭК5

Кустанайская РЭК

2165994,2

500

РЭК6

Акмолинская РЭК

1332997,1

400

РЭК7

Кокшетауская РЭК

1066397,7

250

РЭК8

Северо-Казахстанская РЭК

853118,2

170

РЭК9

Жамбылские эл.сети

782494,5

289

РЭК0

Кызылординская РЭК

1125995,6

170

П,Р,С,Т,У,Ф,Х,Ц,Ч,Щ,Ш,

Э,Ю,Я

РЭК1

АООТ "Павлодарэнерго "

1714340

1200

РЭК2

ЗАО ВК РЭК

1571472

780

РЭК3

Карагандинская РЭК

2457177,6

710

РЭК4

Жезказганская РЭК

665742,1

500

РЭК5

Кустанайская РЭК

1132593,6

310

РЭК6

Акмолинская РЭК

966296,81

200

РЭК7

Кокшетауская РЭК

873037,47

160

РЭК8

Северо-Казахстанская РЭК

738430,02

340

РЭК9

Жамбылские эл.сети

410743,95

100

РЭК0

Кызылординская РЭК

828595,16

233

 

Показатели по ставке прибылей

СП (СВСК) = [(1 - g) × ге]+[ g × rd], где:

 

 

 

заемные средства

0

собственные средства

0

 

норматив

среднее

 

мин

макс

g - левиридж, является величиной, характеризующей соотношение заемных и собственных средств субъекта в общей структуре финансирования

0,90

0,90

0,90

ге = гf + га, ставка вознаграждения на собственный капитал (в %)

0,10

0,12

0,114

rf = номинальный доход облигаций США + страновая премия РК

0,044

0,044

0,044

га - премия за риск на акционерный (собственный) капитал, определяется уполномоченным органом в установленном порядке

0,06

0,08

0,07

гd (ставка вознаграждения на заемные средства, в %)= гf + ДП

0,074

0,084

0,079

ДП - долговая премия

0,03

0,04

0,035

 

Список литературы

 

1.    Райзберг Б.А. Рыночная экономика. – М.: Деловая жизнь, 1995.

2.  Экономика предприятия. Под ред. проф. Д.И. Волкова. - М.: Инфра – М, 1998.

3.   Закон Республики Казахстан «Об электроэнергетике». // Казахстанская правда, 24 августа 1999.

4.   Постановление Правительства Республики Казахстан № 1126 от 15 октября 2002 года «Об утверждении Программы совершенствования тарифной политики субъектов естественных монополий на 2002-2004 годы».

5.   Г.Ж. Даукеев, А.А. Жакупов, К.К. Токтибахиев, Б.И. Тузелбаев Методология формирования тарифов в секторе  электроэнергетики Казахстана: состояние, проблемы, перспективы//Энергетика и топливные ресурсы Казахстана. – 2000.– №2. – С.17-25.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                                                                                       Доп. план 2004 г. поз. 35

 

 

 

 

Алмас Аусыдыкович Жакупов

Бакберген Ибадиллаевич Тузелбаев

 

 

 

Экономика отрасли

 Эффективность деятельности региональных энергопредприятий

в условиях рынка

методические указания к выполнению курсовой работы

(для студентов очной формы обучения теплоэнергетических и электроэнергетических специальностей) 

 

 

 

 

 

 

Редактор   Ж.М. Сыздыкова        

 

 

 

 

Подписано в печать “___”_________

Формат 60х 84 1/16

Тираж     80     экз.

Бумага типографская № 1

Объем ___________ уч. - изд.л.

Заказ _____. Цена ___ тенге

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Копировально-множительное бюро 

Алматинского института энергетики и связи

480013 Алматы, Байтурсынова, 126