СЕБЕСТОИМОСТЬ ПЕРЕДАЧИ И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Методы расчета и факторы, влияющие на себестоимость передачи электроэнергии

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, зависящая от напряжения, даль­ности передачи, сечения проводов и др.;

структура электрических сетей (по напряжению и протяжен­ности). Чем больше доля низших напряжений, тем больше потери и их удельная стоимость;

себестоимость (или тарифы) энергии, поступающей в сети;

режим электропотребления абонентов, присоединенных 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./кВт-ч, можно определить по следующей формуле:

где З_пер — суммарные затраты, связанные с передачей и распреде­лением электроэнергии, р./год; Р_mах — максимальная нагрузка, кВт; Т_М — время использования максимальной нагрузки, ч/год, Э_аб — количество энергии, поступившей к абонентам, кВт • ч.

Суммарные ежегодные затраты на передачу и распределение складываются из затрат по линиям З_лэп и подстанциям З_пст:

Расчет 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 ее при транспортировке по ЛЭП и трансформации. Поскольку эти потери связаны с процессом пере­дачи, то их стоимость включается в состав ежегодных затрат:

где З_ЭКС — суммарные затраты электросетевых хозяйств энергоси­стемы на ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей, р./год; 3_ПОТ — суммарная стоимость потерь в сетях системы, р./год.

Методы расчета эксплуатационных затрат на передачу и распределение электроэнергии

где А — ежегодная амортизация (реновация), р./год; Зо6.рем — за­траты на обслуживание и ремонт (капитальный и текущие);

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

где Н_ам — нормы отчислений на амортизацию (реновацию), %/год (табл. 25.1); Кэ._С — капитальные вложения в сооружение электри­ческих сетей, р.;

Таблица 25.1

Нормы отчислений на амортизацию, обслуживание и ремонт элементов

Электрических сетей

 

	Норма	Срок	нд п ам>	Норма на
Элементы	амортиза-	службы	% при	обслужива-
	ции, %	Тсс, лет	Е=0, 1	ние и ремонт
ВЛ 35 кВ и выше на стальных	2, 0	50	0, 09	0, 8
и железобетонных опорах
ВЛ 35...220 кВ на дере-	з, з	30	0, 61	2, 1
вянных опорах
КЛ до 10 кВ:
со свинцовой оболочкой,
проложенные:
в земле и помещениях	2, 0	50	0, 09	2, 3
под водой	4, 0	25	1, 02	2, 6
с алюминиевой оболочкой,
проложенные:
в земле	4, 0	25	1, 02	2, 3
в помещениях	2, 0	50	0, 09	2, 3
с пластмассовой изоляцией,
проложенные в земле	5, 0	20	1, 75	2, 3
и помещениях
КЛ 20... 35 кВ со свинцовой
оболочкой, проложенные:
в земле и помещениях	3, 0	33	0, 45	2, 4
под водой	5, 0	20	1, 75	2, 8
КЛ ПО... 220 кВ, проложенные:
в земле и помещениях	2, 0	50	0, 09	2, 5
под водой	2, 0	50	0, 09	3, 0
Силовое электрооборудо-
вание и распределительные
устройства (кроме ГЭС):
до 150 кВ	3, 5	29	0, 67	5, 9
220 кВ и выше	3, 5	29	0, 67	4, 9
Силовое электрооборудо-
вание и распределительные
устройства ГЭС:
до 150 кВ	3, 3	30	0, 61	5, 5
220 кВ и выше	3, 3	30	0, 61	4, 5

Примечание: Н^д_ам — дисконтированная норма амортизации, используемая при срав­нении вариантов. Ее определяют следующим образом: Н^д_ам = Е-100/((1 + Е)^Тс - 1).

где Н_{об рем} — нормы отчислений на обслуживание электрических сетей и ремонты, %/год.

Суммарные затраты на потери электроэнергии в сетях

где ДЭ_П0Т — потери электроэнергии в сети, кВт • ч/год; С_пот — стои­мость 1 кВт • ч потерянной энергии, р./кВт  ч.

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

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

Таблица 25.2 Структура потерь электроэнергии, %

 

 

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

 

где Э_ст — энергия, полезно отпущенная с шин станций энергоси­стемы; Э_б.ст — энергия от блок-станций предприятий других от­раслей; Э_пок — покупная энергия, полученная от других систем; Э_прод— энергия, проданная в другие системы.

Относительное значение расхода электроэнергии, связанного с ее передачей и распределением в электрических сетях (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:

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

Величина годовых потерь энергии в воздушных линиях элек­тропередачи

где ∆ Nкор — среднегодовые потери мощности на корону, МВт; ∆ Nм — потери мощности при максимальной нагрузке Р_тах, МВт; т — годовое время максимальных потерь.

Время потерь зависит от числа часов использования максиму­ма активной нагрузки:

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

 

 

Напря-
жение,	кВ....	...750...	500	330..	.220	150	...11О	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 трансформаторов. По­стоянными считаются потери на коронарный разряд «корону» в ЛЭП 220 кВ и выше, потери холостого хода в трансформаторах, потери в конденсаторах и реакторах (табл. 25.2).

где β — коэффициент неравномерности графика нагрузки.

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

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

в двухобмоточных трансформаторах и автотрансформаторах

где ∆ N_ХХ, ∆ Nк.з — потери мощности холостого хода (потери в ста­ли) и короткого замыкания соответственно, МВт; Р_mах — макси-

мальная нагрузка трансформатора, MB • A; N н.т — номинальная мощность трансформатора, MB • A; N н т = Pmax/cosφ; в синхронных компенсаторах

где ос_п — коэффициент, учитывающий долю потерь, не завися­щих от нагрузки (0, 3...0, 5); ∆ Nм — потери мощности в компенса­торе, МВт (1... 1, 5 % от N_CK ); N_Harp / N_c, _K — коэффициент нагрузки в максимальном режиме; в батареях конденсаторов

где Т₅ — время работы батарей (7000 ч/год для нерегулируемых и 5000...6000 ч/год для регулируемых); N ₆ — мощность батареи, МВ-А_Р;

в шунтирующих реакторах

где Np — мощность реактора, MBАр; Т_р — время работы реакто­ра (Т_р = 6000 ч/год при Т_м < 4000 ч/год, Т_р = 3000... 5000 ч/год при Т_м > 4000 ч/год, Т_р = 8760 ч/год для неотключаемых реакторов).

В отчетах энергосистем оценка стоимости потерь производи­лась по себестоимости: коммерческой (полной), производствен­ной и средней 1 кВт • ч, отпущенного с шин станций системы.

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 расчетной пропускной способности ЛЭП. Стоимость 1 кВт • ч потерянной электроэнергии в элементах электрической сети (воздушной линии, оборудовании подстанций, компенси­рующих устройствах и т. п.) оценивается в технико-экономичес­ких расчетах 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:

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 счет 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 1 кВт • ч энергии, поступающей в эти сети из различных источни­ков питания (собственные электростанции, блок-станции, меж­системные электропередачи и др.). Этот расчет производят по сле­дующей формуле:

где З_стi — годовые затраты производства собственной /-й станции системы, р./год; С_{бл ст i} — стоимость 1 кВт ■ ч покупной энергии, полученной по договорам от блок-станций, р./кВт • ч; С_покi — стои­мость покупной энергии, полученной по электропередачам от других систем, р./кВт • ч; З_ау — 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 назначения — 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 эксплуатацией-

но-ремонтного персонала электрических сетей (достигается авто­матизацией и телемеханизацией управления подстанциями, пра­вильным выбором периодичности осмотров и ремонта линий и подстанций, централизацией и механизацией ремонтно-эксплуа-тационных 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.

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:

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

где З_техн — затраты топливно-энергетических и сырьевых ресурсов на технологические цели; З₃._п._пр — затраты на оплату труда (ос­новная и дополнительная заработная плата) с учетом отчислений в социальные фонды основных производственных рабочих; З_с.o — затраты по содержанию оборудования; З_поп — затраты на подго­товку и освоение производства; З_оц — общецеховые затраты; 3_ос — общесетевые затраты; экономические элементы:

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 планирования сметы затрат на ремонтно-эксплуатацион-ное обслуживание электрических сетей, например, РАО «ЕЭС России» (табл. 25.3), а также затрат АО-Энерго, выполняющего ремонтно-эксплуатационное обслуживание сетей РАО «ЕЭС Рос­сии» (табл. 25.4). 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

Таблица 25.3

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

 

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

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

Таблица 25.4

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

 

.Nbn/n	Показатели	Затраты
1.	Материальные затраты (всего)	36, 8
	В том числе:
1.1.	материалы	17, 0
1.2.	работы и услуги производственного характера	16, 3
1.3.	энергия	3, 5
2.	Затраты на оплату труда	28, 5
3.	Отчисления на социальные нужды	11, 0
4.	Амортизация основных средств	0
i5.	Прочие затраты (всего)	10, 7
	В том числе:
5.1.	налоги, включаемые в себестоимость	3, 8
5.2.	оплата услуг сторонних организаций	3, 2
5.3.	арендная плата	0
5.4.	проценты по кредитам банков	0
5.5.	другие прочие расходы	3, 7
6.	Итого затрат, относимых на себестоимость услуг	87, 0
7.	Прибыль	13
8.	Всего стоимость услуг АО-Энерго	100
8.1.	В том числе затраты на ремонт сетевых объектов	35, 7

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.

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

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:

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 MB • 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

где n_уд — 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:

где α 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.

Контрольные вопросы

1. Из каких составляющих складывается полная себестоимость пере­
дачи электроэнергии?

2. Как определяются затраты на компенсацию потерь в электрических
сетях?

3. В чем отличие группировки затрат по экономическим элементам от
группировки по статьям калькуляции?

4. Проанализируйте факторы, влияющие на себестоимость потерь элек­троэнергии.

Глава 26 УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫМИ ПРЕДПРИЯТИЯМИ

⇐ Предыдущая32333435363738394041Следующая ⇒

Поделиться: