Elektroprivreda BIH
-
montypython
- Posts: 4601
- Joined: 06 May 2010, 10:52
Re: Elektroprivreda BIH
Ja koliko shvatam proizvodna cijena o kojoj mi govorimo sadrži i te druge troškove odnosno sve troškove, ne samo uglja. Ona od 75 E/MWh je mix termo i hidro cijene u nekom prosječnom odnosu. Dakle proizvodna u HE je niža od toga (recimo 60) a proizvodna u TE je viša (recimo 80), brzi sigurno zna te podatke a možda i još neko. Nisam provjeravao, uzeo sam kao datost, jer je ovdje nekad pisalo. Dakle pretpostavljam da je to cijena koja uračunava sve troškove od uglja do održavanja elektrane, goriva i maziva, dampera, rezervnih dijelova, plata zaposlenih u elektranama i upravi, osiguranja, kancelarijskog materijala itd. Svega. Inače bi je bilo besmisleno i spominjati u smislu formiranja prodajne cijene. Ako nije tako trebalo bi ovdje ispraviti da imamo taj bazni parametar. Mada gledajući prodajnu cijenu ne može biti velike razlike od toga.
Re: Elektroprivreda BIH
Hugo je tu u pravu.
Fiksni troskovi se dijele na broj proizvedenih KWh.
Osim uglja ima tu još varijabilnih troskova ali ne mnogo tako da ako je cijena uglja potrebnog za MWh 100 maraka onda se isplati kupiti struju do 110 ili 120 maraka ali iznad toga već praviš gubitak. Ako su ovih 150 GWh koje su kupili platili po 90 eura onda su napravili gubitak u odnosu na vlastitu proizvodnju otprilike 30 eura po MWh odnosno 4,5 miliona eura.
Fiksni troskovi se dijele na broj proizvedenih KWh.
Osim uglja ima tu još varijabilnih troskova ali ne mnogo tako da ako je cijena uglja potrebnog za MWh 100 maraka onda se isplati kupiti struju do 110 ili 120 maraka ali iznad toga već praviš gubitak. Ako su ovih 150 GWh koje su kupili platili po 90 eura onda su napravili gubitak u odnosu na vlastitu proizvodnju otprilike 30 eura po MWh odnosno 4,5 miliona eura.
Re: Elektroprivreda BIH
Suština je tu, ali kao što kaže Hugo nije tako jednostavno. Fiksni troškovi ne zavise od obima proizvodnje, imaš ih i kad ne radiš, dok varijabilni prate obim proizvodnje.
U TE najznačajniji fiksni trošak je amortizacija. A obzirom na karakter vlasništva I neelasničnost troškova radne snage onda I njih moramo svrstati u fiksne troškove.
Da bismo utvrdili plansku cijenu koštanja energije iz TE trebali bi na planirane troškove nekog perioda dodijeliti kalkulativno i adekvatni dio zajedničkih troškova društva. Kad tako utvrđene ukupne troškove perioda podijelimo sa planiranom proizvodnjom dobijemo plansku cijenu koštanja MWh za npr. slijedeću godinu. Neka je to 100 EUR / MWh I neka je struktura 50%: 50% fiksni I varijabilni troškovi ( uglavnom ugalj). Ove planske veličine su bitne za donošenje raznih operativnih odluka onako kako je Brzi pokazao, ali za krajnji poslovni rezultat je bitno uklapanje niza tih operativnih odluka u doprinos dobiti ili gubitku.
Zato je potrebna stalna povratna sprega računovodstva I upravljačkih struktura koja će djelovati što bliže u real-time modu I umjesto ove planske veličine cijene koštanja davati donosiocima odluka u proizvodnji, nabavi, prodaji ostvarenu cijenu koštanja , ne više samo po obračunima na polugodištu ili kraju godine , nego I što manjim vremenskim jedinicama. Onda se tačno zna koliko košta svaki sat kad TE ne radi. Zbog zastoja po raznim osnovama koji nisu bili planirani ostvarena cijena koštanja je gotovo uvijek veća od planirane.
Ako nabavimo umjesto da proizvedemo mjesečnu proizvodnju na tržištu energiju npr. po našoj planskoj cijeni koštanja I dalje je prodamo konzumu po toj istoj cijeni, na trgovini nismo ostvarili ni gubitak ni dobit , ali smo na nivou društva ostvarili gubitak u cijelom iznosu fiksnih troškova , jer ih od nekud moramo nadoknaditi , oni postoje neovisno od obima proizvodnje.
Mogli bismo ih nadoknaditi ako bi nabavna cijena bila niža u ovom slučaju za 50% . To se poklapa za cijelu vrijednost uglja , ali radi se o nadoknadi fiksnih troškova u cijelosti, jer troška uglja nema pošto nema proizvodnje. Nadoknadili bismo fiksne troškove I pri svakoj nižoj cijeni nabave od tih 50% , a prodaji po našoj PCK I još ostvarili neku dobit. Ili bi to isto ostvarili pri svakoj dovoljno velikoj razlici između nabavne I prodajne cijene nabavljene energije .
Ponavljam da je ova uprava planirala ostvariti značajan gubitak u 2026. godini na trgovini energijom plus nedovoljnu iskorištenost kapaciteta TE tj. nepokriva fiksne troškove ni u planu. U januaru su HE ostvarile rast proizvodnje preko 150% u odnosu na 2024 I na plan. Ima ona izreka da se I plan najboljeg generala raspadne čim se ispali prvi metak pa je jedina nada da se I ovakav plan EP već raspao I da bi božijim proviđenjem moglo ispasti na bolje.
Ovu osnovnu računicu kod EP zamagljuje njena obaveza javnog snabdjevača što joj samo prividno komplikuje odgovor na pitanje da li kupovati dodatno energiju I po kojoj cijeni. U stvari joj ta činjenica samo daje alibi za potpuno neodgovorno I bahato ponašanje kao upravljača povjerenim kapitalom I njegovim obezvrjeđivanjem bez vidljive želje od upravljačkih struktura za promjenom takvog stanja.
U TE najznačajniji fiksni trošak je amortizacija. A obzirom na karakter vlasništva I neelasničnost troškova radne snage onda I njih moramo svrstati u fiksne troškove.
Da bismo utvrdili plansku cijenu koštanja energije iz TE trebali bi na planirane troškove nekog perioda dodijeliti kalkulativno i adekvatni dio zajedničkih troškova društva. Kad tako utvrđene ukupne troškove perioda podijelimo sa planiranom proizvodnjom dobijemo plansku cijenu koštanja MWh za npr. slijedeću godinu. Neka je to 100 EUR / MWh I neka je struktura 50%: 50% fiksni I varijabilni troškovi ( uglavnom ugalj). Ove planske veličine su bitne za donošenje raznih operativnih odluka onako kako je Brzi pokazao, ali za krajnji poslovni rezultat je bitno uklapanje niza tih operativnih odluka u doprinos dobiti ili gubitku.
Zato je potrebna stalna povratna sprega računovodstva I upravljačkih struktura koja će djelovati što bliže u real-time modu I umjesto ove planske veličine cijene koštanja davati donosiocima odluka u proizvodnji, nabavi, prodaji ostvarenu cijenu koštanja , ne više samo po obračunima na polugodištu ili kraju godine , nego I što manjim vremenskim jedinicama. Onda se tačno zna koliko košta svaki sat kad TE ne radi. Zbog zastoja po raznim osnovama koji nisu bili planirani ostvarena cijena koštanja je gotovo uvijek veća od planirane.
Ako nabavimo umjesto da proizvedemo mjesečnu proizvodnju na tržištu energiju npr. po našoj planskoj cijeni koštanja I dalje je prodamo konzumu po toj istoj cijeni, na trgovini nismo ostvarili ni gubitak ni dobit , ali smo na nivou društva ostvarili gubitak u cijelom iznosu fiksnih troškova , jer ih od nekud moramo nadoknaditi , oni postoje neovisno od obima proizvodnje.
Mogli bismo ih nadoknaditi ako bi nabavna cijena bila niža u ovom slučaju za 50% . To se poklapa za cijelu vrijednost uglja , ali radi se o nadoknadi fiksnih troškova u cijelosti, jer troška uglja nema pošto nema proizvodnje. Nadoknadili bismo fiksne troškove I pri svakoj nižoj cijeni nabave od tih 50% , a prodaji po našoj PCK I još ostvarili neku dobit. Ili bi to isto ostvarili pri svakoj dovoljno velikoj razlici između nabavne I prodajne cijene nabavljene energije .
Ponavljam da je ova uprava planirala ostvariti značajan gubitak u 2026. godini na trgovini energijom plus nedovoljnu iskorištenost kapaciteta TE tj. nepokriva fiksne troškove ni u planu. U januaru su HE ostvarile rast proizvodnje preko 150% u odnosu na 2024 I na plan. Ima ona izreka da se I plan najboljeg generala raspadne čim se ispali prvi metak pa je jedina nada da se I ovakav plan EP već raspao I da bi božijim proviđenjem moglo ispasti na bolje.
Ovu osnovnu računicu kod EP zamagljuje njena obaveza javnog snabdjevača što joj samo prividno komplikuje odgovor na pitanje da li kupovati dodatno energiju I po kojoj cijeni. U stvari joj ta činjenica samo daje alibi za potpuno neodgovorno I bahato ponašanje kao upravljača povjerenim kapitalom I njegovim obezvrjeđivanjem bez vidljive želje od upravljačkih struktura za promjenom takvog stanja.