Себестоимость тепловой энергии

Средства, затраченные на эксплуатацию теплогенерирующей установки, делятся на постоянные и переменные. К постоянным относятся: амортизационные отчисления, содержание персонала, отчисления на текущий ремонт, общекотельные и прочие расходы; к переменным — стоимость топлива, воды и электроэнергии. Самой крупной статьей расходов на эксплуатацию теплогенерирующей установки (60—80 %) являются затраты на топливо. Поэтому даже незначительная экономия топлива приводит к большой экономии денежных средств.

Себестоимость тепловой энергии — это выраженные в денежной форме суммарные затраты предприятия на изготовление и реализацию продукции. Себестоимость единицы теплоты или пара представляет собой затраты теплостанции, приходящиеся на единицу данной продукции. Величина себестоимости — важнейший итоговый показатель работы предприятия, отражающий технический уровень и результат его производственной и хозяйственной деятельности. В директивных документах партии и правительства подчеркивается необходимость всемерно усиливать хозяйственный расчет, добиваться строжайшей экономии и бережливости, сокращения потерь, снижения себестоимости и повышения рентабельности производства.

Себестоимость тепловой энергии учитывают и планируют по экономическим элементам и статьям расходов. К экономическим элементам относятся следующие затраты: 1) топливо; 2) вспомогательные материалы; 3) покупная энергия; 4) зарплата; 5) амортизационные отчисления; 6) прочие денежные расходы. Группировка затрат по калькуляционным статьям учитывает их производственное назначение, фазы производства, цехи. Калькуляционными статьями являются: 1) топливо на технологические цели 5Т; 2) вода на технологические цели 5В; 3) покупка электроэнергии 5ЭЭ; 4) основная и дополнительная зарплата производственных рабочих 5зп; 5) расходы на текущий ремонт вместе с зарплатой ремонтного персонала STP; 6) расходы на вспомогательные материалы SBM; 7) общекотельные расходы S0; 8) амортизационные отчисления SaM; 9) прочие производственные затраты Snp (на охрану труда, спецодежду, анализы топлива и т. п.). Годовые затраты на производство пара и тепла составляют: руб/год:

При укрупненных подсчетах в ходе разработки проекта котельной ряд статей, имеющих небольшой удельный вес, можно объединить в одну статью — прочие суммарные расходы.

Характерная структура затрат приведена в табл.

Рассмотрим методику расчета каждой из основных составляющих себестоимости. Топливную составляющую ST определяют по формуле

Затраты на покупную электроэнергию рассчитывают исходя из знания расхода электроэнергии теплостанции и тарифа на электроэнергию. В нашей стране применяются две системы тарифов на энергию — одноставочный и двухставочный. Общий размер платы при одноставочном тарифе равен произведению тарифа на количество потребленной энергии за данный промежуток времени. Одноставочные тарифы в основном применяют для расчетов с бытовыми потребителями и мелкими промышленными предприятиями, присоединенная мощность которых не превышает 100 кВА.

Двухставочный тариф состоит из двух частей: платы за присоединенную мощность в киловольт-амперах или за заявленный максимум нагрузки в киловаттах и за фактически потребленную активную энергию. Таким образом, сумма оплаты может быть выражена следующим образом:


Тарифы на электроэнергию в различных районных энергетических управлениях (РЭУ) приведены в табл. 14.2.

Заработная плата с начислениями 5ЗП при укрупненных подсчетах может быть принята как произведение средней величины зарплаты с начислениями на одного работника Фгод, на штатный коэффициент п и на производительность котельной Q{D) Ssa=

Величину штатного коэффициента для укрупненных расчетов берут по данным рис. 14.1. Для более точного расчета число обслуживающего персонала теплостанции выбирают в зависимости от числа котлов и вида сжигаемого топлива на основании нормативов, изданных в 1974 г. и носящих название Нормативы численности рабочих, обслуживающих парокотельные установки промышленных предприятий или Единые межотраслевые нормы обслуживания рабочего оборудования электростанций. Аморатизационные отчисления SaM рассчитывают соответственно по формуле (14.1). Затраты на текущий ремонт при укрупненных расчетах принимают в процентах от амортизационных обчислений.

Затраты на вспомогательные материалы 5ВМ (смазочные масла, трансформаторное масло, химические реактивы для очистки воды и др.), общекотельные (расходы на управленческий аппарат, техническую пропаганду и т. д.) составляют 0,4—0,5 от затрат на текущий ремонт. Прочие расходы 5пр (на охрану труда, содержание телефонов, радиоточек, канцелярские товары и др.) обычно выбирают в размере 0,2—0,3 суммы затрат на зарплату, амортизацию и текущий ремонт.

В практике планирования и учета различают три вида себестоимости: плановую, нормативную и отчетную (фактическую). Плановая себестоимость включает все затраты, необходимые для производства и реализации продукции по плану, исходя из утвержденных прогрессивных норм расхода топлива, энергии, зарплаты и др. Нормативная себестоимость отличается от плановой тем, что она подсчитана по действующим нормам предприятия. Отчетная (фактическая) себестоимость отражает совокупность всех фактических затрат предприятия на производство и реализацию продукции.

Теплогенерирующие установки: Учеб. для вузов. Г. Н. Делягин, В. И. Лебедев, Б. А. Пермяков. М.: Стройиздат, 1986.

В программном комплексе «ГРАНД-Смета» версии 8.0 появилась возможность расчета электроэнергии, потребляемой при эксплуатации машин и механизмов, используемых при выполнении работ.

Данный функционал пока не доступен для смет, составленных в базах с новой кодировкой ресурсов: ТЕР Республики Крым в редакции 2017 года, ФЕР-2017, ГЭСН-2017.

Для выполнения расчёта требуется:

1. Загрузить и установить обновленную нормативную базу ГЭСН, ФЕР в редакции 2001 года, со специальным сборником СЗЭМ Федеральный сборник сметных норм и расценок на эксплуатацию строительных машин и автотранспортных средств. В этом сборнике по всем машинам и механизмам действующей нормативной базы приведены эксплуатационные затраты в стоимостном выражении по состоянию на 1 января 2000 года, а также ресурсные нормы затрат на энергоносители (дизельное топливо, бензин, сжатый воздух, получаемый от передвижных или стационарных компрессорных станций, электроэнергия).

2. В итогах Ведомости ресурсов по смете выделить удобным образом нужные позиции в группе Машины и механизмы и скопировать выделенный фрагмент в буфер обмена.

3. Создать новую локальную смету, куда вставить скопированный список материалов и Механизмов из буфера обмена. В новой смете мы получим набор позиций, где имеются обоснования, наименования, количество, но отсутствует ресурсная часть, необходимая для последующего расчёта.

4. Добавить, с помощью мультиредактирования, в обоснование позиций перед цифровым кодом буквенный шифр «СЗЭМ-» (с дефисом). Для этого щелчком мыши отметим в смете нужную колонку Обоснование и, выделив все позиции документа (например, нажав сочетание Ctrl+A), введем в строке формул перед идентификатором <Текущее значение> нужный текст. В результате должно получиться: СЗЭМ-<Текущее значение>. Далее произвести загрузку в позиции полученной сметы ресурсной нормы для соответствующих машин и механизмов из имеющегося в нормативной базе сборника СЗЭМ.

5. При отсутствии изначально заданного вида работ можно привязать все позиции сметы к подходящему виду работ из справочника, например, Машины.

Теперь нам известны эксплуатационные затраты (в том числе затраты на энергоносители) по каждому виду машин и механизмов из исходной локальной сметы, а ведомость ресурсов по полученной смете показывает эти затраты для всех машин и механизмов в целом.

Для электроэнергии результаты расчёта (как в количественном, так и в стоимостном выражении) можно вывести на печать в виде специального документа Расчет потребности и затрат на электроэнергию, форма которого находится в разделе Формы на grandsmeta.ru.

После выгрузке формы в Excel достаточно ввести нужное значение в ячейке Базовый тариф на электроэнергию и, нажав кнопку Обработка, придать форме окончательный внешний вид.

В итоговом документе представлен список машин и механизмов при эксплуатации которых имеется потребность в электроэнергии. Потребление электроэнергии в киловатт-часах и затраты на электроэнергию в фактических ценах рассчитываются как по каждому виду машин и механизмов, так и для всего списка в целом.

Замечание 1: Помимо количественных показателей расхода диз.топлива, бензина или электроэнергии, можно получить и фактическую стоимость этих ресурсов – достаточно указать для них в ведомости ресурсов стоимость в текущих ценах на единицу.

Замечание 2: При необходимости, аналогичным образом можно осуществить расчёт для объекта, стройки, и вообще любой совокупности смет. Достаточно сформировать соответствующую сводную ведомость ресурсов, выделить в ней все машины и механизмы, скопировать выделенный фрагмент в буфер обмена, после чего выполнить вышеописанные действия.

УДК 519.6 НЛ. Петшак

СТРУКТУРА ЗАТРАТ НА ПРОИЗВОДСТВО ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

В статье рассматривается структура затрат на производство электроэнергии, в частности в структуре тарифа. Рассчитываются результаты финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Красэнерго».

Ключевые слова: электроэнергия, затраты, финансово-хозяйственная деятельность.

N.L. Petshak EXPENSES STRUCTURE FOR ELECTRICITY PRODUCTION

Key words: electric power, expenses, financial and economic activity.

Введение. Сложность формирования тарифа на электроэнергию заключается в его двойственном характере: с одной стороны, он является ценой (price), обеспечивающей производителю нормальную прибыль, которая равна средним общим издержкам (АТС); с другой — социально-оптимальной ценой (socially optimum price), которая позволяет достичь наиболее эффективного распределения электроэнергетических ресурсов в экономике и непроизводственном потреблении. Она устанавливается на уровне предельных издержек (МС).

Цель работы. Изучить структуру затрат на производство электроэнергии.

Задачи работы. Проанализировать затраты на электроэнергию в структуре тарифа, рассмотреть результаты финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Красэнерго».

Методы исследования. Общенаучные, методы математической статистики, графический.

Производитель будет максимизировать прибыль и минимизировать убытки, когда цена производства находится на уровне МС в краткосрочном периоде и на уровне АТС в долгосрочном периоде, только в условиях конкуренции. Суть происходящих в электроэнергетике реформ (реструктуризация и внедрение бизнеса) именно в формировании конкурентной среды, а следовательно, в создании условий для эффективного функционирования отрасли и установления оптимальных тарифов.

Тариф на электроэнергию, таким образом, выполняет стимулирующую и регулирующую функцию: он должен быть достаточно низким, чтобы стимулировать спрос на электроэнергию, и достаточно высоким, чтобы стимулировать ее производство и побуждать потребителя к энергосбережению. Статистика показателей технико-технологического состояния генерирующих мощностей, оборудования, электрических сетей в динамике выявляет тенденцию роста затрат на производство электроэнергии. Логично заключить, что это одна из основных причин роста тарифов. Однако изучение структуры тарифа показывает, что доля затратной составляющей неуклонно сокращается.

Себестоимость — основа формирования тарифов (ставок стоимости электроэнергии) и разработки тарифной политики. Электроэнергия — специфический, наиболее универсальный, нескладируемый продукт, поэтому его себестоимость имеет ряд особенностей и отличий от общепромышленной. Для нее характерно полное отсутствие затрат на сырье и основные материалы, составляющие в промышленности 64,6 %, а издержки за определенный период сразу входят в стоимость продукции . Рассматривая структуру затрат, можно отметить, что только затраты на топливо зависят от объемов выработки (условно — переменные). Все другие практически не зависят от объемов выработки (условно — постоянные). В целом по ЭЭС затраты складываются по всему комплексу общесистемных затрат на производство, обеспечение устойчивости и надежности энергоснабжения, содержание резервных мощностей, межсистемных и распределительных линий электропередачи, регулирование графиков нагрузки.

При анализе себестоимости электроэнергии учитываются следующие показатели: производство электроэнергии по ЭЭС; план по покупной энергии, по расходам на собственные и производственные нужды; удельные расходы топлива; изменение цен на топливо; потери в электросетях; затраты на вспомогательные материалы, амортизацию, заработную плату и социальные нужды, прочие. Для технико-экономических рас-

четов, связанных с перспективными оценками затрат, используется классификация по экономическим элементам. Важнейшими являются затраты на топливо ^т), амортизацию ^ам), заработную плату ^з.пл), поэтому, особенно по энергосистеме в целом, нет необходимости исчисления по всем экономическим элементам. Целесообразно воспользоваться укрупненными показателями, тогда суммарно эксплутационные расходы ^)равны

S = S t + Sам. + Sз. пл. + Sпрочие.

Такое допущение корректно, так как цель анализа — не калькуляция электроэнергии, а выявление тенденций и динамики ее себестоимости в изменившихся условиях .

А — амортизационное оборудование и общестанционные расходы В — топливо

С — непроизводственные расходы Б — заработная плата

Рис. 1. Динамика затратной составляющей тарифа по ОАО «Красэнерго»

Диаграмма (рис. 1) построена на основе пофакторного анализа затрат на электроэнергию в структуре тарифа в 2004 и 2010 годах. Прослеживается снижение доли себестоимости в тарифах с 2002-2004 гг. до 68-70 %. Однако это не является результатом более эффективной работы энергосистемы. Базовыми поставщиками электроэнергии для региональных потребителей являются ТЭС. Несмотря на сокращение удельного веса топливной составляющей в структуре тарифа почти в 1,5 раза (90 и 65 %), на ТЭС, работающих по комбинированному циклу (производство тепла и электроэнергии), наблюдается устойчивый рост удельных расходов топлива на производство электроэнергии. Например, на Красноярской ТЭЦ-2 в 2009, 2010 и 2011 годах они составили соответственно 271,0; 280,8; 283,1 г/кВгч , а в целом по ЭЭС — 342,7 г/кВгч (при норме 230,9 г/кВгч) . Мониторинг состояния генерирующих мощностей ЭЭС выявил основную причину этого — большая часть электроэнергии производится на устаревшем оборудовании, часто выработавшем свой ресурс 5-10 лет назад (Красноярские ТЭС-1 и -2). В режиме комбинированного цикла работают все крупнейшие тепловые станции Красноярского края — Красноярские ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2, Назаровская ГРЭС, Березовская ГРЭС, являющиеся основными поставщиками электроэнергии для региональных потребителей. Поэтому с ростом удельных расходов и удорожанием топлива конечные потребители оказываются под ценовым давлением производителей угля.

Рост затрат на амортизацию (табл.1) в денежном выражении в последние годы можно объяснить удорожанием оборудования. При этом доля амортизации в себестоимости неуклонно сокращается.

Таблица 1

Затраты на амортизацию на Красноярской ТЭЦ-2

Год Сумма затрат, тыс. руб. Процент в себестоимости

2009 24341 7,4

2010 25392 5,2

2011 95513 5,1

При сокращении доли затрат на оборудование и общестанционные расходы растут затраты на оплату труда (табл.2) и социальные нужды, хотя и более медленно, чем по РАО »ЕЭС России» в целом, но опережающими темпами в сравнении с производительностью труда. Численность персонала на производство 1 млн кВгч установленной мощности увеличилась за период 2007-2010 гг. с 2,6 тыс. до 3,8 тысяч человек, то есть на 46 %, и продолжает расти . Доля затрат на оплату труда и социальные нужды существенно превышает долю амортизационных отчислений.

Таблица 2

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Оплата труда и амортизация на Назаровской ГРЭС

Год Оплата труда Амортизация

Сумма, тыс. руб. Темп роста, % Сумма, тыс. руб. Темп роста, %

2007 43941 — 19663 —

2008 68490 155,9 20794 105,8

2009 88807 129,7 21090 101,4

2010 139041 156,6 22881 108,4

Затраты на оплату труда и социальные нужды превышали амортизационные отчисления за рассматриваемый период в 2,2; 3,3; 4,2; 6,1 раза.

Другой быстрорастущей компонентой в структуре тарифа являются непроизводственные расходы: налог на прибыль, проценты за кредиты, отчисления во внебюджетные фонды (социальное страхование, НИОКР и др.), а также прочие денежные расходы, выплачиваемые из прибыли. В результате рассматриваемых факторов тариф растет примерно на 20 % .

Отрицательный эффект от сокращения доли себестоимости в структуре тарифа нивелируется повышением тарифов (способ наполнения денежным содержанием затратной составляющей тарифа). С этой же целью введена новая статья расходов — абонентская плата за пользование электросетями, равная 3-4 % от стоимости тарифа . Суммарно оцененные направления удорожания производства и распределения электроэнергии, в сочетании с ростом непроизводственных затрат, привели к росту среднего тарифа для конечного потребителя.

с# ^ Ф (3^

^ оГГ .Г .V

СЧ4′ СЧЧ‘ Г|Ь’ с^’ сФ* с^’

Дата введения тарифа

Рис. 2. Динамика изменения среднеотпускного тарифа ОАО «Красэнерго» по электрической энергии

за период 2007-2010 гг.

Изменившиеся условия хозяйствования, экономическая политика государства объясняют устойчивую тенденцию опережающего роста тарифов, но с отставанием от общего роста цен примерно на год. С 2007 по 2010 год средние тарифы выросли примерно в 2,4 раза (с 16,2 до 38,5 коп.) при повышении цен в других отраслях в 1,5-1,8 раза. Это самый высокий рост по Сибири, связанный, очевидно, со сдерживанием роста тарифов ОАО «Красэнерго» в предыдущие годы для поддержания спроса на электроэнергию энергоемких производств в период кризиса (патерналистская политика), низкой себестоимостью электроэнергии, использованием собственного топлива для ТЭС. Продолжая оставаться одними из самых низких по Сибири (на уровне средних по РАО »ЕЭС России»), тарифы на электроэнергию в крае стремительно приближаются к общероссийским .

Средний тариф на электроэнергию является одним из основных показателей, обобщенно характеризующих экономическое состояние отрасли. Однако уже на первом этапе исследования подтверждается предположение о том, что рост тарифов не оказывает существенного положительного воздействия на технико-технологические и финансовые результаты предприятий ОАО »Красэнерго»(табл.3).

Таблица 3

Результаты финансово-хозяйственной деятельности ОАО «Красэнерго»

Показатель 2007 г. 2008 г. 2009 г. 2010 г. 2011 г.

Л иквидность

Общий показатель ликвидности 0,413 0,580 0,556 0,604 0,445

Доля оборотных средств в активах, % 35,40 40,50 34,90 16,90 13,30

Финансовая устойчивость

Коэффициент обеспеченности собственными источниками финансирования 0,097 0,158 0,114 0,088 0,421

Коэффициент финансовой независимости 0,600 0,639 0,691 0,846 0,811

Коэффициент финансовой устойчивости 1,010 0,660 0,691 0,855 0,860

Коэффициент соотношения дебиторской и кредиторской задолженности 0,710 1,022 0,997 0,832 0,468

Рентабельность

iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.

Рентабельность собственного капитала 5,90 22,80 2,20 4,88 —

Период окупаемости собственного капитала 16,80 4,40 45,52 20,49 —

Результаты финансово-хозяйственной деятельности за пять лет свидетельствуют о стабильной работе Красноярской ЭЭС даже при существующих тарифах. Основными источниками финансирования являются собственные средства (доходы от энергосбытовой деятельности). Впервые за последние годы производство электроэнергии было более рентабельным, чем производство тепла. Выполняется основное требование финансовой устойчивости — платежеспособность, когда дебиторская задолженность вместе с денежными средствами превышает либо равна кредиторской задолженности. В 2009 году это превышение составило 128 млн рублей с некоторым снижением в 2010 и 2011 годах. Нераспределенная (чистая) прибыль в 2007 г. — 2054 млн руб.; в 2008 г. — 445, 431 тыс. руб.; в 2009 г. — 19499 тыс. рублей . Наличие чистой прибыли, безусловно, также является важнейшим показателем, влияющим на оценку финансового состояния отрасли, платежеспособности и рыночной устойчивости Красноярской ЭЭС. В принципе, она функционирует на уровне безубыточности (Р = МС = АТС), что соответствует условиям работы естественных монополий, определенных в »Энергетической стратегии РФ до 2010 года» и в Федеральном законе об электроэнергетике, принятом Государственной думой 21 февраля 2003 года (№ 35-Ф 3). Однако необходимость на ближайшую перспективу существенных финансовых вложений на обновление и реструктуризацию ОПФ при сохранении практики централизованного определения размера тарифов (ФЭК, РЭК) и неблагоприятной для ЭЭС структуры тарифа сохраняет за отраслью статус инвестиционно непривлекательной. Хотя впервые в Законе об электроэнергетике 2003 года определен принцип возврата капитала. Цена (тариф) на электрическую энер-

гию, устанавливаемая владельцем объектов электросетевого хозяйства, входящего в национальную (общероссийскую) электрическую сеть, должна обеспечить возмещение экономически обоснованных расходов на оказание услуг по электроэнергообеспечению потребителей (попытка введения рыночных механизмов ценообразования и ослабления инвестиционных рисков).

В состав тарифа включаются :

• средства, компенсирующие собственные расходы организации по производству и передаче электроэнергии. Сюда входят экономически обоснованные затраты плюс прибыль, обеспечивающая экономически обоснованную доходность капитала;

• средства на оплату системного оператора по оперативно-диспетчерскому управлению;

• средства на оплату страхования рисков субъектов электроэнергетики.

Выводы. Изучение условий производства электроэнергии и уровней электропотребления выявляет затратный принцип формирования тарифов. Это объективно требует их повышения. В пользу повышения тарифов можно привести по крайней мере еще два аргумента:

• жесткое сдерживание тарифов в условиях либерализации и демонополизации отрасли в перспективе обернется дефицитом электроэнергии, что станет тормозом развития экономики края;

• только существенный рост тарифов на электроэнергию стимулирует потребителей на электросбережение.

Литература

1. Новиков А.В. Анализ хозяйственной деятельности энергетических предприятий. — М., 2000. — С.55.

2. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. — М.: Энергоатомиздат, 2000. — С.13.

3. Производственная и энергосбытовая деятельность ОАО »Красэнерго» в 2007-2011 гг.: отчеты ОАО »Красэнерго» в ОДУ Сибири.

4. Технико-технологические и финансовые результаты работы Красноярской ТЭЦ-2 в 2007-2011 гг.: отчеты ОАО »Красэнерго».

6. Об утверждении рекомендаций по нормированию труда работников энергетического хозяйства. Ч. 3. Нормативы численности работников коммунальных электроэнергетических предприятий / Приказ Госстроя РФ от 3 апреля 2000 г. № 68.

7. Технико-технологические и финансовые результаты работы Назаровской ГРЭС в 2007-2011 гг.: отчеты ОАО »Красэнерго».

8. Китушин В.В. Сибирские тарифы в условиях становления рынка // Регион: экономика и социология. -1998. — № 1. — С.22.

10. Федеральный закон об электроэнергетике от 26.03.2003 г. № 35-Ф3.

Менеджмент организации / Учет затрат, калькулирование и бюджетирование в отдельных отраслях производственной сферы / 5.5 Калькулирование себестоимости электрической и тепловой энергии

В энергопредприятиях и организациях по передаче энергии по­требителям калькулируется себестоимость электрической и тепловой энергии. Объектом калькулирования являются:

· на электростанциях – произведенная электрическая и тепловая энергия;

· в электрических и тепловых сетях – передача в распределение энергии;

· в энергетической системе – полезный отпуск энергии потреби­телям.

Калькуляционной единицей являются:

· на электростанциях – 1 кВт/ч электроэнергии, отпущенной с шин электростанции, и Гкал теплоэнергии, отпущенной с коллек­торов электростанции;

· в энергосистемах – 1 кВт/ ч и 1 Гкал энергии, полезно отпущен­ных потребителям;

· в электрических и тепловых сетях себестоимость передачи и рас­пределения 1 кВт/ч и 1 Гкал энергии не определяется.

На электростанциях исчисляется производственная себестоимость электро- и теплоэнергии, составляется отчетная калькуляция. В каль­куляции отражается себестоимость всей выработанной электрической и тепловой энергии и калькуляционной единицы (1 кВт/ч электро­энергии и 1 Гкал теплоэнергии). Отчетная калькуляция (табл. 5.3) со­ставляется на основе данных сводного учета издержек производства.

Таблица 5.3 Отчетная калькуляция себестоимости производства электрической и тепловой энергии (в рублях)

Калькуляционные статьи затрат

и показатели

Издержки производства

электроэнергии

теплоэнергии

Предыдущий период

Отчетный период

Предыдущий период

Отчетный период

Топливо на технологические цели, руб.

330 000

333 020

140 000

146 980

Вода на технологические цели, руб.

5 000

4 660

7 000

7 240

Затраты на оплату труда производственных рабочих, руб.

30 000

37 170

20 000

19 330

Дополнительная оплата труда производственных рабочих, руб.

4 000

3 710

2 000

1 940

Отчисления на социальные нужды, руб.

15 400

15 720

8 470

8 180

Расходы по содержанию и эксплуатации оборудования, руб.

251 000

253 100

80 300

83 250

Расходы по подготовке и освоению производства, руб.

6 600

3 000

Общепроизводственные расходы, руб.

45 000

42 020

16 000

16 860

Общестанционные расходы, руб.

23 000

20 200

5 000

8 700

Производственная себестоимость

710 000

713 600

278 770

292 480

Отпуск энергии:

— электрической с шин, кВт/ч

9 500 000

9 600 000

— тепловой с коллекторов, Гкал

12 000

14 000

Расходы энергии на собственные нужды

100 000

100 000

Полезный отпуск энергии

9 400 000

9 500 000

12 000

14 000

Себестоимость, руб.:

— электроэнергии (10 кВт/ч)

0,76

0,75

— теплоэнергии (10 Гкал)

232,31

208,91

Стоимость 1 т условного топлива, руб.

148,67

153,1

Расход условного топлива на производство, т

3 290

2 100

2 380

Удельный расход условного топлива на 1 кВт/ч, 1 Гкал, кг

0,35

0,34

На электростанциях калькулируется себестоимость товарной энергии: электроэнергии, отпущенной с шин станции в электро­сеть, и теплоэнергии – с ее коллекторов.

Расходы на энергию, испо­льзуемую на свои технологические цели, и на потери ее в сетях не исключаются из издержек производства и входят в себестоимость то­варного отпуска энергии. Целесообразно наряду с товарной кальку­лировать валовую выработку энергии. Переход к такому калькулиро­ванию имеет существенные преимущества: более точна при этом структура себестоимости продукции по калькуляционным статьям затрат, так как потребленная электроэнергия собственного произ­водства показывается отдельной статьей; издержки производства по отдельным калькуляционным статьям затрат на единицу продукции соответствуют установленным нормам; отражение расхода электро­энергии на технологические нужды в издержках производства повы­шает заинтересованность цехов в экономии энергии и тем самым усиливает управленческий контроль за их снижением.

По энергосистеме калькулируется полная себестоимость отпущен­ной потребителям электрической и тепловой энергии. Она включает: производственную себестоимость энергии на электростанциях; расходы на генерацию, транспорт и распределение энергии в электрических и тепловых сетях; расходы по содержанию аппарата энергосистемы и стоимость покупной энергии от блок-станций и смежных энергосис­тем.

Оставьте комментарий