- •Глава 6. Себестоимость
- •6.1 Экономическое содержание и особенности формирования себестоимости продукции в энергетике
- •6.3 Экономическое содержание элементов затрат
- •6.4. Характеристика производственных затрат на энергетических предприятиях
- •6.5. Калькуляция себестоимости на кэс
- •6.6. Калькуляция себестоимости энергии на тэц
- •6.7. Себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях
- •6.8 Себестоимости передачи и распределения электрической и тепловой энергии
6.7. Себестоимость электроэнергии на гидроэлектростанциях
Годовые эксплуатационные затраты на ГЭС группируются по элементам (статьям сметы затрат) и статьям калькуляции. 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.
Гидроэлектростанции по сравнению с другими видами энергопредприятий отличаются низкой себестоимостью производства электроэнергии, особенно для ГЭС восточных, которые обычно отличаются очень большой мощностью и могут работать значительное число часов в году.
Основными составляющими годовых эксплуатационных расходов, а следовательно, и себестоимости электроэнергии на ГЭС являются затраты на амортизацию Иа, водный налог Ивод, заработную плату Изп, отчисления на социальные нужды Исоц и прочие расходы Ипр. Следовательно ежегодные издержки производства энергии на ГЭС включают, тыс.руб.:
Игэс = Иа+ Изп+ Исоц + Ивод +Ипр,
Величина амортизации на ГЭС, так же как и на других электростанциях, зависит от состава основных фондов, действующей нормы амортизационных отчислений. Она рассчитывается дифференцированно для каждого из элементов основных фондов. В составе основных фондов ГЭС преобладают гидротехнические сооружения. Для основного оборудования ГЭС эта норма составляет 4,0—5,2%. В приближенных технико-экономических расчетах можно пользоваться укрупненными показателями нормы амортизационных отчислений по ГЭС в целом, не дифференцируя ее в зависимости от состава основных фондов. Такие средние нормы могут быть приняты для высоконапорных ГЭС порядка 2,4%, а для средне- и низконапорных —2%.
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 могут быть определены по формуле ( ), отчисления на социальные нужды с оплаты труда по формуле ( ).
Водный налог, который взимается при использовании водных объектов без забора воды для целей гидроэнергетики. Размер налога зависит от бассейна реки, озера, моря и выработки электрической энергии (табл. ).
Таблица 2
Налоговые ставки для исчисления водного налога
Бассейн реки, озера, моря |
Налоговая ставка в рублях за 1 тыс. кВт.ч электроэнергии |
Нева |
8,76 |
Амур |
9,24 |
Волга |
9,84 |
Енисей |
13,70 |
Кубань |
8,88 |
Лена |
13,50 |
Урал |
8,52 |
Бассейн озера Байкал и река Ангара |
8,52 |
|
|
В условиях проектирования для ГЭС, расположенных на реке Енисей рассчитывается по формуле:
Составляющие статьи «Прочие расходы» приведен в п.6.4
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
Особенность себестоимости электрической энергии на ГЭС является влияние на нее ряда факторов:
Природные факторы
Мощность и объем электрической энергии на ГЭС зависит от величины расхода воды и возможности создания в том или ином створе реки соответствующих напоров. Так на Европейских равнинных реках напор ниже по сравнению с реками Сибири, следовательно, и себестоимость выше.
Существенное значение для ГЭС имеет степень зарегулированности водотока (суточное, недельное, сезонное, многолетнее). В ряде случаев имеются естественные водохранилища - Севан, Байкал, а иногда (чаще) приходится создавать искусственные водохранилища. На таких ГЭС увеличиваются капитальные вложения в гидротехнические сооружения, а что приводит к росту амортизационной составляющая себестоимости.
Особенно сильное влияние на себестоимость оказывает водность года. В многоводные годы себестоимость значительно ниже.
Общесистемные факторы – роль и функции ГЭС в энергосистеме.
Себестоимость резко меняется по кварталам года и в период паводка. При использовании ГЭС для покрытия пиков нагрузки себестоимость увеличивается по сравнению с базисным режимом.
Себестоимость энергии на ГЭС в 5-10 раз ниже себестоимости на КЭС одинаковой мощности вследствие:
- практически полной автоматизации производства;
- долговечности оборудования и меньших норм амортизации;
- наличию специфического возобновляемого ресурса.
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 чистка и смазка узлов и т.п.).
Атомные электростанции (АЭС) в России и в ряде других стран— в перспективе один из основных типов электростанций. Уже в настоящее время АЭС становятся экономически конкурентоспособными с топливными электростанциями. Одно из преимуществ АЭС заключается в возможности достичь более низкой по сравнению с топливными ТЭС себестоимости электроэнергии.
Капитальные вложения в АЭС они выше чем на КЭС, причем в их структуре самую значительную часть (60%) занимают изготовление, перевозка и монтаж атомного реактора. Следовательно, от совершенствования типа реактора и удешевления применяемых для его изготовления материалов будут зависеть величина капиталовложений, размер годовых амортизационных отчислений, а значит, и себестоимость 1 кВт-ч вырабатываемой энергии.
Эксплуатационные расходы на АЭС имеют в принципе составляющие, что и на ТЭС, но их структура на АЭС резко отличается от ТЭС. В первую очередь это относится к соотношению топливной составляющей и амортизации. Если на КЭС топливная составляющая примерно равна 65%, то для АЭС преобладает значение амортизации, удельная величина которой в суммарных издержках производства доходит до 80 %. В то же время удельный вес топливной составляющей на АЭС колеблется в зависимости от типа реактора от 15 до 20%.
Амортизационные отчисления рассчитываются в долях от капитальных вложений. Кроме того, для АЭС выделяют прочие затраты, зависящие от капитальных вложений, в частности на текущий ремонт, на модернизацию оборудования, на приобретение дополнительных материалов. Поэтому укрупненно годовые издержки производства энергии на АЭС состоят из затрат, зависящих от капитальных вложении, топливной составляющей и расходов па заработную плату;