Борисова Л.М., Гершанович Е.А. Экономика энергетики

Подождите немного. Документ загружается.

Составляющая себестоимости по заработной плате зависит:

•от численности персонала Л, чел.;

• фонда оплаты труда Ф

от

, р./год, (без выплат из прибыли);

• среднего уровня оплаты труда Ф

ср

, р./чел./год;

• производительности труда П

, ед. продукции/чел. в год;

•объема производства П, ед. продукции/год:

срср

от

зп

ФЛ

⋅

(р./ед. продукции), (7.30)

где

ЛФФ

отср

– средний годовой фонд оплаты труда одного работа-

ющего р./чел. в год;

ЛПП

– производительность труда, ед. продукции/чел. в год.

Чтобы снизить эту составляющую (самую большую на трудоемких

производствах), нужно либо снижать уровень зарплаты, который в на-

шей стране и без того довольно низкий, либо, и это основной путь, по-

вышать производительность труда.

В энергетике, как известно, производительность труда оценивается

коэффициентом обслуживания единицы энергетической производитель-

ности – установленной мощности электростанции (N

), МВт, или произ-

водительности теплогенератора (Q

), Гкал/ч:

обс

(МВт/чел.) (7.31)

или

час

обс

(Гкал/ч/чел.). (7.32)

Поскольку здесь приходится иметь дело не с годовой, а с часовой

производительностью, необходимо ввести число часов использования

максимальной (часовой) производительности (мощности):

год

(ч/год) (7.33)

или

год

(ч/год). (7.34)

Тогда выражение составляющей себестоимости по зарплате в энер-

гетике (для электростанции) будет выглядеть так:

обсу

ср

уу

ср

год

от

зп

ФФЛ

KhhNW

⋅

(р./ед. продукции). (7.35)

131

Число часов использования максимума нагрузки или установлен-

ной производительности (мощности) является в энергетике очень ин-

тересным показателем. Как уже говорилось, его величина характерна

для разных производственных потребителей энергии. Она также свиде-

тельствует об интенсивности использования энергетических мощно-

стей, отличается для разных типов энергогенерирующих установок, за-

висит от плотности графиков нагрузки, а также от диспетчерского гра-

фика, устанавливающего степень участия различных электростанций в

общей работе.

Рис. 7.2. К определению числа часов использования установленной мощности

) и числа часов использования максимума нагрузки (h

max

– установленная мощность энергетического объекта (кВт, Гкал/ч и т. п.);

max

– максимум нагрузки (кВт, Гкал/ч и т. п.);

год

– энергия, фактически потребляемая в течение года по переменному графику;

= W

год

/ N

– число часов использования установленной мощности, ч/год; соответ-

ственно площадь прямоугольника h

= W

год

;

max

= W

год

/ P

max

– число часов использования максимума нагрузки, ч/год;

соответственно площадь прямоугольника h

max

= pW

год

Графическое выражение этого показателя приведено на рис. 7.2.

Его величина свидетельствует о том, эффективно ли работает та или

иная электростанция, соответственно чему ее и загружают. Следова-

тельно, чтобы снижать условно-постоянные составляющие эксплуата-

ционных расходов за счет увеличения числа часов использования энер-

гетических мощностей, надо хорошо работать, иметь высокие технико-

экономические показатели производства. Естественно, это зависит так-

же от изношенности оборудования, но многое – в руках энергетическо-

го персонала.

Амортизационная составляющая себестоимости зависит:

• от величины основных производственных фондов F

осн

, р.

(чаще – тыс. или млн р.);

• удельных производственных фондов f

осн

, р./(ед. продукции/ч);

•нормы амортизационных отчислений а;

132

max

8760

год

(Q)

max

• доли единицы (или %) и объема производства П, ед.

продукции/год, который здесь целесообразно представить в виде произ-

ведения часовой производительности предприятия П

, ед. продукции/ч,

коэффициента сменности К

см

(безразмерная величина), календарного

кал

и фактического (по режиму работы) Т

фонда времени, ч/год.

Перед анализом амортизационной составляющей себестоимости

необходимо расшифровать упомянутые показатели:

осн

; (7.36)

; (7.37)

кал

см

; (7.38)

калсмф

TКT

⋅=

. (7.39)

С применением этих показателей выражение амортизационной со-

ставляющей себестоимости будет выглядеть так:

калсм

осн

фч

осносн

ТК

⋅

. (7.40)

Из приведенных зависимостей достаточно ясно, что для снижения

данной статьи себестоимости невозможно изменить календарный фонд

времени и норму амортизации (устанавливается государством).

Следует стремиться, во-первых, увеличивать часовую производи-

тельность предприятия (что иногда возможно сделать на тех же произ-

водственных площадях и даже на том же оборудовании) и, во-вторых,

повышать коэффициент сменности работы оборудования.

Следует отметить, что от этих же факторов в значительной мере за-

висят ремонтная составляющая себестоимости, а также другие статьи

затрат, не зависящие от объема производства – условно-постоянные.

Энергетическая составляющая себестоимости зависит:

• от тарифа на энергоносители Т

, р./кВт·ч или р./т у.т. (на киловат-

т-час или тонну условного топлива – устанавливается энергопроизводи-

телями и регулируется государством);

• общего расхода энергии на производство W, кВт·ч/год или

В, т у.т./год;

• общей энергоемкости производства b

, кВт·ч/ед. продукции

или b

, т у.т./ед. продукции (размерность этого показателя целесообраз-

но выражать в тоннах условного топлива, как обобщенный расход всех

видов энергоресурсов):

133

ээ

⋅=

⋅

(р./ед. продукции), (7.41)

где b

= В/П (или W, Q) (т у.т./ед. продукции) – удельный расход топли-

ва на единицу продукции (П), ед. продукции/год; в энергетике – на еди-

ницу произведенной электроэнергии (W), кВт·ч/год, или теплоты (Q),

Гкал/год.

Очевидно, для снижения этой статьи себестоимости промышлен-

ной продукции необходимо уменьшать энергоемкость производства.

Систематическое снижение себестоимости продукции в энергетике

и промышленности – это один из важнейших источников прибыльности

предприятий (фирм). Пути снижения себестоимости могут быть опреде-

лены при анализе факторов, оказывающих на ее величину решающее

влияние.

7.4. Виды себестоимости энергетической продукции

Себестоимость является важнейшим, а по своему экономическому

содержанию и наиболее совершенным показателем эффективности

производства, поскольку в ней комплексно отражается уровень трудо-

вых, материальных и финансовых затрат.

Себестоимость изготовления единицы продукции представляет со-

бой выраженные в денежной форме все затраты предприятия, объедине-

ния или отрасли в целом, отнесенные к объему этой продукции за рас-

четный период (обычно год). Следовательно, себестоимость включает

все затраты прошлого (овеществленного) труда и часть затрат живого

труда, эквивалентом которых является заработная плата.

Как всякое сложное, комплексное понятие «себестоимость» имеет до-

вольно много видов и разновидностей, нуждающихся в классификации.

Виды себестоимости различаются:

1. По стадиям энергетического потока на пути «природный энерго-

ресурс – потребитель»:

• Себестоимость производства энергии – относится к электростан-

циям и другим энергогенерирующим объектам.

Вычисляется как отношение издержек производства (И

пр

) к объему

произведенной энергии (выработанной W

выр

или отпущенной W

отп

выр

пр

выр

(р./кВт·ч или р./Гкал); (7.42)

отп

пр

отп

(р./кВт·ч или р./Гкал). (7.43)

134

Следует особо подчеркнуть, что величина производственных из-

держек (И

пр

) при расчетах себестоимости выработки или отпуска энер-

гии одна и та же – текущие затраты электростанции или другого энерго-

генерирующего объекта. Эти величины отличаются только за счет раз-

ницы между выработанной и отпущенной энергией, т. е. на величину

собственных нужд (W

сн

снвыротп

WWW

−=

(кВт·ч/год).

(7.44)

• Себестоимость передачи (распределения) энергии – относится к

предприятиям электрических и тепловых сетей.

Она равна сумме годовых текущих затрат сетевого предприятия по

передаче энергии (И

пер

), деленной на объем отпущенной энергии (за вы-

четом потерь в сетях W

пот

пототп

пер

−

(р./кВт·ч или р./Гкал). (7.45)

Иногда, чтобы определить себестоимость транспорта (передачи)

энергии, к издержкам сетевого предприятия приплюсовывали стои-

мость потерь и делили на все количество энергии, поступившей в сеть,

т. е. без потерь. Такой способ расчета нельзя признать удачным, по-

скольку неизвестно, по какому тарифу следует оценивать потери. Кроме

того, относить затраты следует все-таки к конечной продукции, к коли-

честву энергии, отпущенной сетевым предприятием потребителям.

•Общесистемная себестоимость.

Включает затраты:

– на реализацию энергии;

– покупку энергии в других энергосистемах (И

покуп.

);

– на содержание всех подразделений энергосистемы.

Равна сумме издержек на производство, передачу, распределение

энергии (И

пр

+ И

пер

) и всех общесистемных расходов (И

общ

), деленной на

количество полезно отпущенной потребителям (проданной) энергии

полезн.

); относится к энергосистемам в целом:

полезн

покупобщперпр

общ

ИИИИ

+++

(р./кВт·ч). (7.46)

При этом суммарные годовые эксплуатационные расходы по энер-

госистеме в целом составляют

покупобщперпрΣ

ИИИИИ

+++=

(р./год). (7.47)

Тогда более простое выражение общесистемной себестоимости

имеет вид

135

полезн

общ

(р./кВт·ч). (7.48)

2. По показателям объемов производства:

• Себестоимость валовой продукции (в энергетике – себестоимость

выработки энергии) – определяется делением годовых издержек элек-

тростанции или энергогенерирующего объекта к объёму валовой про-

дукции.

• Себестоимость товарной продукции – это отношение тех же из-

держек производства к объему товарной продукции, т. е. к отпущенной

энергии.

Принципиально возможно существование себестоимости реализо-

ванной продукции как отношение издержек энергосистемы (И

) к объёму

реализации (к величине оплаченной продукции). На практике эти виды

себестоимости применяются только в тех случаях, когда соответствую-

щие объемные показатели (условно-чистая, чистая продукция) являются

основными в плановой и отчетной работах. А себестоимость реализации

вычислить на практике очень трудно, поскольку запаздывающие плате-

жи могут поступить в любой момент.

3. По периоду разработки:

• Плановая себестоимость – затраты предприятия (производствен-

ного объединения, отрасли) на изготовление единицы продукции опре-

деленного вида, рассчитанные на плановый период (месяц, квартал,

год), исходя из технико-экономических норм и нормативов расходова-

ния сырья (топлива), энергии, вспомогательных материалов, использо-

вания оборудования, трудовых затрат, плановых цен.

• Фактическая себестоимость – характеризует размеры действи-

тельно израсходованных средств на выпуск продукции, определенных

по фактическим материальным, трудовым и финансовым затратам.

Степень выполнения плановых заданий по снижению себестоимо-

сти производится на основе сопоставления плановых затрат с фактиче-

скими. Экономия будет создаваться в случае улучшения использования

основных производственных фондов, трудовых и материальных ресур-

сов.

• Проектная себестоимость – используется в технико-экономи-

чес-ких обоснованиях проектов внедрения достижений научно-техни-

чес-кого прогресса, при оценке эффективности мероприятий по ре-

конструкции и техническому перевооружению производства и т. п.

4. По степени учета производственных затрат и по экономическому

содержанию:

• Цеховая себестоимость – отражает затраты цеха на изготовление

выпускаемой продукции.

136

На энергетических предприятиях в связи с отсутствием незавер-

шенного производства цеховая себестоимость энергии не рассчитывает-

ся, кроме энергоремонтных предприятий и некоторых других видов

вспомогательных производств.

• Фабрично-заводская себестоимость – это затраты цеха (цеховая

себестоимость) и общезаводские расходы, т. е. расходы по управлению

предприятием (заработная плата персонала заводоуправления, амортиза-

ция и текущий ремонт зданий общезаводского назначения и т. д.). Величи-

на фабрично-заводской себестоимости включает общезаводские расхо-

ды в процентном отношении от цеховой себестоимости.

Вычисляются заводские эксплуатационные расходы как сумма

затрат отдельных цехов предприятия (ΣИ

цех

) и общезаводских расхо-

дов (И

общ

общцехзав

ИИИ

+∑=

(р./год). (7.49)

Заводская себестоимость есть отношение заводских эксплуатаци-

онных расходов к объему продукции, отпущенной потребителю (П

отп

зав

(р./ед. продукции). (7.50)

Возможно, что объем отпущенной продукции отличается от выра-

ботанного количества (П

произ

) на величину собственных потребностей

(внутризаводских нужд – П

сн

). Тогда могут возникнуть понятия за-

водской себестоимости произведенной (

произ

зав

) и себестоимости отпу-

щенной продукции (

отп

зав

произ

зав

произ

зав

(р./ед. продукции); (7.51)

снпроиз

зав

отп

зав

ПП

−

(р./ед. продукции). (7.52)

• Полная себестоимость – складывается из затрат на производство и

реализацию продукции, т. е. это фабрично-заводская себестоимость

плюс внепроизводственные расходы (стоимость тары, приобретенная на

стороне, отчисления сбытовым организациям в соответствии с установ-

ленными нормами и договорами), а также и непроизводственные расхо-

ды (потери от брака, недостача материалов и готовой продукции) на ре-

ализацию продукции в сфере обращения (И

реал

отп

реалзав

полн

ИИ

(р./ед. продукции). (7.53)

137

• Отраслевая себестоимость – включает также общеотраслевые за-

траты (И

отр

) по управлению отраслью, на создание единого отраслевого

фонда и другие расходы по отрасли в целом:

отп

отрреалзав

отр

ИИИ

(р./ед. продукции). (7.54)

7.5. Годовые издержки и себестоимость производства

на энергетических предприятиях

Годовые издержки производства в промышленности, в том числе

в энергетике, рассчитываются по отдельным составляющим. На основе

таких расчетов планируется потребность предприятия в оборотных

средствах, определяется их фактический расход, составляется общая

смета издержек производства и анализируются пути снижения себесто-

имости продукции. Структура затрат и себестоимости энергии по

отдельным типам энергопредприятий весьма различна (табл. 7.1).

Таблица 7.1

Структура себестоимости производства электроэнергии

на электростанциях различных типов, %

Составляющие себестоимости

электроэнергии

ТЭС и АЭС ГЭС Сети

Топливо 50–70 – –

Амортизация (включая отчисления

на капитальный ремонт)

28–18 80–85 50–60

Заработная плата 10–6 6–8 24–20

Прочие 12–6 14–7 26–20

Всего 100 100 100

Как следует из данных табл. 7.1, основным элементом затрат

в структуре издержек производства по ТЭС и АЭС являются затраты на

топливо. Широкий диапазон колебаний их доли (50–70 %) в основном

объясняется большими различиями в рыночных ценах на топливо в за-

висимости от его вида, теплоты сгорания и дальности транспорта. Из-

вестна зависимость, по которой эта статья больше (по сравнению с дру-

гими статьями) на крупных предприятиях и относительно уменьшается

на мелких. Большая доля амортизации на АЭС возникает из-за более

138

высокой фондоёмкости этого типа электростанций по сравнению

с ТЭЦ и ГРЭС.

Высокий удельный вес амортизации в структуре элементов затрат

по ГЭС и сетевым предприятиям объясняется отсутствием затрат на

топливо. Кроме того, для ГЭС характерна чрезвычайно высокая стои-

мость основных производственных фондов. На величину себестоимости

производства электроэнергии на ГЭС в большой степени влияют при-

родные факторы и, прежде всего, водность года. Основной составляю-

щей годовых издержек на ГЭС являются амортизационные отчисления.

Менее 50 % приходится на сумму всех остальных элементов затрат, в

том числе затрат на ремонт, заработную плату эксплуатационного пер-

сонала, общестанционные и прочие расходы.

Все элементы затрат, как известно, разделяются на услов-

но-пере-менные и условно-постоянные. В основе этой классификации

лежит зависимость каждого из элементов затрат от объема произ-

водства. К условно-переменным относятся затраты, которые практиче-

ски пропорциональны объему выпускаемой продукции.

На ТЭЦ, ГРЭС и АЭС к ним относятся затраты на топливо и покуп-

ную воду, все остальные – к условно-постоянным.

А в сетевых предприятиях и на ГЭС все элементы затрат относятся

к условно-постоянным, так как их величины практически не зависят от

количества вырабатываемой и передаваемой энергии.

Особый интерес представляет методика калькуляции себестоимо-

сти совместного (комбинированного) производства электрической энер-

гии и теплоты на ТЭЦ.

Поскольку ТЭЦ вырабатывает и отпускает два вида энергии, из-

держки производства здесь должны быть распределены между этими

видами, с тем чтобы определить себестоимость производства каждого

из них.

В основе действующей методики калькуляции лежит физический

(балансовый) метод распределения затрат между электроэнергией и

теплотой.

Его сущность состоит в том, что расход топлива на отпущенную

потребителям теплоту (В

) принимается таким, каким он был бы, если

бы тепло отпускалось потребителям непосредственно из котельной

ТЭЦ, имеющей КПД = η

годкт

QbB

⋅=

. (7.55)

143,0

. (7.56)

139

Расход топлива на производство электроэнергии (В

) определяется

как разность между общим расходом топлива (В) и расходом на отпуск

теплоты (В

тэ

ВВB

−=

. (7.57)

При использовании физического метода распределения затрат весь

эффект от комбинированного производства энергии относится полно-

стью на электроэнергию. Удельные расходы топлива и соответственно

себестоимость производства тепла на ТЭЦ при этом оказываются даже

хуже, чем в современных отопительных и производственно-отопитель-

ных котельных. А показатели производства электроэнергии, напротив,

существенно лучше, чем на самых крупных современных КЭС. Так,

удельные расходы топлива в среднем на ТЭЦ составляют величины по-

рядка 250 кг у.т./кВт·ч, а при использовании противодавленческих тур-

бин – до 180, против обычных 320 кг у.т./кВт·ч на крупных ГРЭС.

Действительная эффективность теплофикации состоит в том, что

тепло, отпускаемое из отборов турбин, прежде чем отправиться потре-

бителю, работает, вырабатывает электроэнергию. Очевидно, физиче-

ский метод не учитывает этого, т. е. электроэнергия, выработанная на

тепловом потреблении (по теплофикационному циклу), как бы ничего

не стоит, «бесплатно» плюсуется к общей выработке. В то же время теп-

ло расценивается так, будто бы оно обладает энергетическим потенциа-

лом высокого и сверхвысокого давления. Потребителю такое тепло,

естественно, не нужно, но его стоимость включает амортизацию дорого-

стоящего котельного оборудования, предназначенного к работе на вы-

соком давлении и с высокими температурами; высока и стоимость об-

служивания, ремонта такого оборудования и т. д. В результате сегодня

тепло ТЭЦ стоит дороже, чем получаемое от котельных, даже не самых

экономичных.

Прежде эффект теплофикации расценивался по двум слагаемым:

1) за счет выработки электроэнергии, более дешевой, чем на КЭС;

2) за счет централизации теплоснабжения, более качественного и

дешевого тепла, чем в городских котельных. Теперь это второе преиму-

щество не просто утеряно, оно превратилось из преимущества в недо-

статок.

Физический метод декларативно принят в системе Минпромэнерго,

хотя существуют и другие способы разноски затрат для комбинирован-

ных производств. Не удается применить физический метод, например,

на ТЭЦ-ПВС (паро-, воздушно-, силовых), на которых одновременно

с электрической и тепловой энергией вырабатывается сжатый воздух.

Также приходится прибегать к иным методам при экономических оцен-

ках одновременного комбинированного производства электро-, тепло-

140