Расчет издержек производства на ГЭС

Годовые эксплуатационные затраты (издержки) на ГЭС опре­деляются по элементам и статьям затрат и основным стадиям про­изводства. Элементы и статьи затрат на ГЭС те же, что и на ТЭС, за исключением затрат на топливо и связанных с его транспортом и подготовкой (исключение составляют гидроаккумулирующие станции — ГАЭС, при расчете издержек которых имеет место топ­ливная составляющая).

Производство электроэнергии осуществляется в две стадии: в гидротехническом цехе; турбинном и электротехническом цехах. (Для небольших по мощности ГЭС себестоимость электроэнергии калькулируется без подразделения на стадии производства.) За­траты на производство распределяются следующим образом:

гидротехнический цех — эксплуатация гидротехнических сооружений; расходы по эксплуатации, ремонту, амортизации сооружений, производственных зданий и оборудования, закреп­ленного за цехом, заработная плата персонала и пр.;

турбинный и электротехнический цеха — эксплуатация гидро­агрегатов со всеми вспомогательными устройствами (в том числе щиты и затворы); расходы по выработке и трансформации элек­троэнергии и отпуску ее с шины ГЭС в сеть; расходы по эксплуа­тации, ремонту и амортизации зданий и оборудования цехов.

Для определения фактических издержек производства подсчи-тываются те же статьи, что и по ТЭС, за исключением затрат на

топливо.

При формировании структуры себестоимости к основным со­ставляющим затрат на производство относят:

амортизационные отчисления А;

вспомогательные материалы З_вм;

отчисления на социальное страхование З_сс;

услуги производственного характера З_{у п х} (затраты на ремонт, выполняемый подрядным способом, стоимость запасных частей и материалов, использованных при этом виде ремонта);

прочие затраты З_пр (в том числе плата за землю, экологические платежи, отчисления в ремонтный фонд, платежи процентов за кредиты банка, отчисления в страховой фонд, фонд НИОКР, инвестиционные средства, налоги на дорожные фонды и прочие затраты);

другие затраты З_др (оплата энергии со стороны). Общие затраты ГЭС составляют

где З_экспл — затраты на эксплуатацию.

В структуре себестоимости наиболее высокие значения имеют составляющие на амортизацию, оплату труда и услуги производ­ственного характера (табл. 22.1).

Таблица 22.1 Структура себестоимости на Зейской ГЭС за 1996 г.

Определение составляющих издержек производства на гидроэлек­тростанциях.Амортизационные отчисления А = ∑НаiСбi_;, где Наi- — норма амортизационных отчислений по i-й группе основных фон­дов, %; Сбi — балансовая стоимость i-й группы основных фондов. Расчет амортизации основных фондов (средств) на их полное вос­становление (реновацию) производится по нормам амортизаци­онных отчислений, утвержденных Правительством Российской Фе­дерации по видам основных фондов (средств) и балансовой стои­мости этих основных фондов:

Норма амортизации по каждой группе основных фондов (эле­менты ГЭС) дифференцирована.

Затраты на оплату труда. Заработная плата на стадии проек­тирования определяется на основании штатного расписания, со­ставляемого в соответствии с нормативами, в зависимости от мощности ГЭС, единичной мощности агрегатов, их числа и ин­дивидуальных особенностей эксплуатации, учитываемых попра­вочными коэффициентами. Затраты на оплату труда

где п_р — расчетная численность персонала, чел.; Ф₃._п — средний фонд заработной платы одного работающего, р./год.

Затраты на вспомогательные материалы. К ним относятся за­траты на смазочные масла, изоляционные материалы, малоцен­ные и быстроизнашивающиеся предметы, они составляют 1 ...2 % общих издержек ГЭС.

Услуги производственного характера. Расчет проводится исходя из необходимости выполнения регламентных (ремонтных и др.) работ с учетом прогнозируемых в период регулирования цен и тарифов на указанные услуги.

Покупная энергия на производственные и хозяйственные нужды (в том числе стоимость покупной электроэнергии и мощности и теплоэнергии, получаемых с ФОРЭМ или от других производите­лей энергии). Расчет затрат на покупную энергию с ФОРЭМ про­водится исходя из утвержденного ФЭК баланса энергии и мощ­ности и уровня, утвержденных ФЭК, тарифов на электроэнергию и мощность, поставляемых с ФОРЭМ.

Стоимость покупной электроэнергии от блок-станций и дру­гих производителей электроэнергии, не выведенных на ФОРЭМ, определяется на основании баланса электроэнергии энергоснаб-жающей организации и установленных РЭК тарифов.

Отчисления на социальные нужды (в том числе на социальное страхование, в фонд занятости, обязательное медицинское стра­хование, пенсионный фонд и другие отчисления, предусмотрен-

ные законодательством Российской Федерации). Расчеты выпол­няются исходя из установленных действующими нормативами правовыми актами норм и нормативов указанных отчислений.

Прочие затраты. К ним относятся:

целевые средства энергоснабжающих организаций (формиру­ются в установленном законодательством Российской Федерации порядке);

затраты на проведение научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ, для финансирования программ по созда­нию и освоению новой техники, эффективных и безопасных тех­нологий;

страховой фонд; инвестиционные средства.

Плата за предельно допустимые выбросы (сбросы) загрязняющих веществ. Ее определяют в соответствии с действующими экологи­ческими нормативами Министерства природных ресурсов Россий­ской Федерации (МПР России). Расчеты должны быть согласова­ны с соответствующими территориальными органами экологи­ческого надзора.

Оплата процентов за полученный кредит и бюджетным ссудам. Она проводится в части, относимой в соответствии с законода­тельством Российской Федерации на себестоимость.

Затраты на подготовку и переподготовку кадров. Расчеты про­водятся по нормам и нормативам в установленном законодатель­ством Российской Федерации порядке.

Отчисления в ремонтный фонд в случае его формирования. Пос­ле выделения из общих амортизационных отчислений затрат на капитальный ремонт, с отнесением их на эксплуатационные со­ставляющие себестоимости, предприятия по-разному отреаги­ровали на это решение: некоторые составили нормы затрат на ремонтные работы (капитальные и текущие) и в соответствии с этими нормами осуществляют отчисления в ремонтный фонд; другие — нормы на ремонт не составили, поэтому все затраты на ремонт разносят по статьям эксплуатационных затрат — на оплату труда, вспомогательные материалы (материалы и запас­ные части) и т.д. Независимо от схемы финансирования, по­требность в финансовых средствах на проведение всех видов ре­монта рассчитываются на основе норм и программ проведения ремонтных работ и норм расходования материальных и трудовых ресурсов.

Непроизводственные расходы. Эти расходы включают в себя на­логи и другие обязательные сборы, оплачиваемые за счет себестоимости.

Другие прочие затраты. Исходя из действующих нормативных документов и отраслевых особенностей отнесения затрат на се­бестоимость продукции, они включают в себя затраты на ото-

пление зданий, расходы по охране труда и технике безопасности

и др.

Гидроэлектростанции представляют собой высоконадежные предприятия с высоким уровнем автоматизации. В связи с этим, затраты на их эксплуатационно-ремонтное обслуживание сравни­тельно невелики, следовательно, для предварительных расчетов они могут учитываться осредненным суммарным удельным пока­зателем, р./кВт,

который тем ниже, чем больше установленная мощность.

Все составляющие затрат на ГЭС относятся к категории услов­но-постоянных, т. е. практически не зависят от объема вырабаты­ваемой энергии. На ГЭС вырабатывается только электроэнергия, поэтому при определении себестоимости единицы продукции все затраты, связанные с ее производством за конкретный период (квартал, год), относятся к отпущенной с шин ГЭС за этот же период электроэнергии

где βc/y — расход на собственные нужды, %.

Себестоимость электроэнергии на ГЭС в несколько раз ниже себестоимости электроэнергии ТЭС и АЭС. В среднем себестои­мость 1 кВт • ч электроэнергии на ГЭС составляет 22...25 р./(кВт • ч) (в ценах 1996 г.), а на крупных ГЭС (например, Братской, Крас­ноярской) в зависимости от водности года — 8... 15 р./(кВт-ч).

Факторы, влияющие на себестоимость электроэнергииГЭС. Издержки производства на действующей ГЭС — величина прак­тически постоянная. В общем случае основным фактором, влия­ющим на изменение себестоимости, считается водность года: с ее увеличением и соответственно увеличением выработки электро­энергии, она снижается и, наоборот, с уменьшением водности года увеличивается.

К факторам, определяющим величину себестоимости электро­энергии на ГЭС, относятся:

установленная мощность ГЭС;

единичная мощность агрегатов;

капиталовложения;

режим работы в суточном и годовом резерве (число часов ис­пользования установленной мощности);

степень зарегулированности стока;

водность года.

С увеличением установленной мощности ГЭС, снижением удельных капиталовложений, повышением водности года и сте­пени зарегулированности стока себестоимость электроэнергии, вы­работанной на ГЭС, снижается.

Пути снижения затрат и удельной себестоимости электроэнер­гии на ГЭС.1. Улучшение качества проектирования и удешевления строительства, снижение капиталовложений (приводит к умень­шению амортизационных отчислений).

2. Повышение качества поставляемого оборудования и его мон­тажа (обеспечивает снижение затрат на капитальные и текущие
виды ремонта).

3. Совершенствование управления ГЭС (за счет снижения затрат
на оплату труда).

4. Повышение эффективности использования водотока — по­вышение КПД установки за счет оптимизации режимов работы, своевременности проведения ремонта и т. п.

5. Повышение уровня эксплуатации оборудования (своевремен­ная наладка комбинаторских зависимостей поворотно-лопастных
турбин, своевременная чистка и смазка узлов и т.п.).