6.5. Калькуляция себестоимости на кэс

Для определения себестоимости производства электроэнергии рассчитываются следующие статьи затрат: топливо на технологические цели Ит; вода на технологические цели Ив; оплата труда производственных рабочих Изп; отчисления на социальные нужды с оплаты труда производственных рабочих Исоц ; расходы по содержанию и эксплуатации оборудования Исод; цеховые расходы Ицех; общехозяйственные расходы Иобщ.

Следовательно ежегодные издержки производства энергии на ТЭС включают, тыс.руб.:

= Ит+ Ив+ Изп+ Исоц + Исод+ Ицех; + Иобщ.

На КЭС все за­траты относятся на производство электроэнергии. Калькуляцией называется расчет себестоимости единицы продукции. Объектами калькуляции является 1 кВт*ч электрической энергии, отпущенной с шин электростанции.

Себестоимость единицы энергии рассчитывается по формуле, коп / кВт ч:

,

где -отпуск электрической энергии с шин.

Годовая выработка электрической энергии определяется по формуле, МВт*ч:

,

где , – число часов использования установленной мощности.

Ниже приводится характеристика статей затрат, занимающий наибольший удельный вес в структуре себестоимости производства энергии и излагаются методы укрупненно­го (приближенного) их определения.

Топливо. На тепловых электростанциях затраты на топливо по удельному весу являются основными, они составляют до 60 % всех затрат (при дорогом топ­ливе). Затраты на топливо Ит зависят от количества из расходованного топлива и его цены и составляют, тыс.руб.:

,

где - расход натурального топлива, т н.т.; – цена топлива с учетом доставки, руб./т н.т.; α_ПОТ – потери топлива в пути в пределах естественной убыли.

где Ву- расход условного топлива, т у.т.; - низшая теплотворная способность топлива, Гкал / кГ.

Годовой расход условного топлива на производство определя­ется количеством вырабатываемой за это время энергии и зависит от типа и мощности основного оборудования электростанции (котлов и турбин), состояния оборудо­вания, графиков нагрузки и других факторов. При под­счете фактической себестоимости энергии расход топли­ва принимается по данным производственного учета. В плановой калькуляции расход топлива принимается по данным планового энергобалан­са электростанции, при расчете которого учитывается влияние на расход топлива указанных выше факторов.

В условиях проектирования годовой рас­ход топлива может быть определен по удельным расходам топлива, т у.т.:

,

где bу - удельный расход условного топлива на отпуск электроэнергии, г у.т./кВт*ч:

или топливным энергетическим характеристикам

Вэ = bхТ + b`Wэк + b``(W - Wэк)

Где bх − часовой расход условного топлива на холостой ход, т у.т. / ч; Т − время работы агрегата в течение рассматриваемого календарного периода, ч; Wэк − выработка электроэнергии агрегатом в экономической зоне за календарный период, МВт.ч; W − выработка электроэнергии за календарный период, МВт. ч; Wт - выработка электроэнергии по теплофикационному циклу, МВт.ч; b` − относительный прирост расхода условного топлива в зоне экономической нагрузки, ту.т./МВт.ч; b`` − относительный прирост расхода условного топлива за пределами зоны экономической нагрузки, т у.т. / МВт.ч;

Основными путями снижения топливной составляющей себестоимости являются:

- снижение удельного расхода топлива на выработанный кВт*ч за счет:

• повышения начальных параметров пара перед турбинами (на стадии проектирования) и снижения параметров пара в конденсаторе (увеличение вакуума в конденсаторе), что увеличивает полезно используемый теплоперепад пара для производства электроэнергии (i_о - t_конд) ккал/т пара и в итоге приводит к снижению удельного расхода топлива;

• применения новых энергетических технологий ПГУ, ГТУ, к.п.д. по производству электроэнергии которых достигает 45-53%;

• ведения оптимального режима работы парогенераторов и турбин, что снижает потери тепла в топливе;

• проведения с высоким качеством ремонтных работ и снижения потерь тепла и топлива в результате ликвидации недостатков и слабых мест в работе оборудования;

• использование более дешевого топлива. Однако более дешевое топливо имеет низкие качественные показатели, что влечет за собой увеличение потерь при сжигании топлива и увеличение удельного расхода топлива;

• снижение расхода электроэнергии на собственные нужды за счет совершенствования организации эксплуатации механизмов собственных нужд, оптимальной загрузки механизмов собственных нужд;

сокращение потерь топлива при транспортировке до топливного склада, при складировании и хранении. Потери при транспортировке и складировании - это в основном потери в процессе перегрузки, высыпание угля из вагонов и выветривание при транспортировке. В процессе хранения топлива на складах происходит ухудшение его качественных показателей в результате вымывания углерода, нагрева и возможного самовозгорания в штабелях. Для снижения этих потерь необходимо обновление топлива на складах, а при наличии на них больших запасов - периодического его перемешивания путем перемещения с одной площадки склада на другую.

Заработная плата. В фонд заработной платы входит основная и дополнительная заработная плата про­изводственных рабочих и других категорий работ­ников, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства энергии (включая премии), тыс. руб.:

, ( )

где Ф_мес – среднемесячный фонд заработной платы одного работника; Ч –численность персонала.

,

где - штатный коэффициент, чел./МВт. Затраты на оплату труда с социальными начислениями определяются исходя из численности каждой категории работников (рабочих, ИТР, служащих, младшего обслуживающего персонала). При этом число рабочих рассчитывается исходя из норм обслуживания, числа рабочих мест и смен, а численность ИТР и служащих - на основе штатного расписания. Заработная плата устанавливается с помощью тарифных ставок для рабочих и системы должностных окладов для ИТР и служащих.

Учитывая, что численность персонала зависит от мощности электростанции, числа агрегатов, вида топлива, следует иметь в виду, что затраты на оплату труда с соцначислениями не зависят от выработки (отпуска) электроэнергии и являются постоянными затратами для действующей КЭС.

Достичь снижения составляющей себестоимости одного кВт*ч, отпущенного с шин действующей электростанции, возможно лишь за счет расширения зон обслуживания, совмещения профессий, повышения уровня автоматизации производственных процессов при снижении общей численности работающих и уменьшении годового фонда заработной платы. Снизить составляющую по оплате труда за счет изменения выработки электроэнергии возможно лишь аналогично снижению S_ам , конкурируя на рынке энергии и мощности на ценовом уровнеСоставляющая себестоимости по оплате труда с соцначислениями на стадии проектирования КЭС зависит от величины штатного коэффициента, на который в свою очередь влияют:

• единичная мощность и число агрегатов, установленных на КЭС. Чем мощнее блоки (в оптимальных масштабах концентрации мощности блока), тем меньше штатный коэффициент, т.к. на обслуживание одного мощного блока необходимо меньше человек промышленно-производственного персонала, нежели двух блоков меньшей мощности.

• вид топлива, используемого на КЭС. На станциях, работающих на твердом топливе, необходимость обслуживания устройств по подготовке топлива увеличивает штатный коэффициент за счет персонала топливно-транспортного цеха. При работе КЭС на мазуте численность персонала по обслуживанию мазутонасосной, разгрузочной сливной эстакады, баков мазутохранилищ значительно меньше численности персонала топливно-траспортного цеха угольной КЭС, поэтому штатный коэффициент для КЭС, работающих на мазуте, ниже, чем для угольных КЭС. По этой причине штатный коэффициент для КЭС, работающих на природном газе, меньше, чем для КЭС, работающих на мазуте.

Прочие затраты, являясь в основном функцией от мощности электростанции, зависят от тех же самых факторов, что и И_ам и И_от+сн . В итоге в структуре себестоимости отпущенного кВт*ч с шин КЭС 60-80% ( в зависимости от цены топлива) приходится на топливную составляющую, 6-8% - на амортизационную, 4-6% - на составляющую по оплате труда с соцначислениями и 15-20% - на прочие составляющие себестоимости.

Следует отметить, что при всех прочих равных условиях (одинаковой мощности электростанций, для ТЭС - одинаковых начальных параметрах пара, одинаковом топливе и равной цене на топливо) себестоимость электроэнергии на КЭС выше по сравнению с другими топливными электростанциями , а также АЭС и тем более ГЭС, что обусловлено высоким удельным расходом топлива (320-360 г у.т/кВт*ч) по сравнению с ТЭЦ и ПГУ (230-280 г у.т/кВт*ч) и высокой абсолютной и относительной величиной топливной составляющей себестоимости

Отчисления на социальные нужды с оплаты труда включают отчисления в пенсионный фонд, отчисления в фонд медицинского страхования, отчисления в фонд социального страхования в соответствии законодательно установленными нормами, тыс.руб.

, ( )

где α_пф – отчисления в пенсионный фонд; α_фомс – отчисления в фонд медицинского страхования; α_соц – отчисления в фонд социального страхования

Амортизационные отчисления. Размер амортизацион­ных отчислений определяется по установленным нормам амортизации, показывающим, какой процент первоначальной стоимости основных фондов должен ежегодно отчисляться в амортизаци­онный фонд, тыс. руб.:

И_ам. = К · H / 100 ,

где К – капитальные вложения в КЭС, млн.руб.; H – средняя норма амортизации по станции в целом. Для приближенных расчетов средневзвешенные нормы амортизации для электростанций в целом могут приниматься — 3 % Годовые амортизационные отчисления являются постоянными затратами, не зависящими от выработки электроэнергии, в то время как амортизационная составляющая себестоимости одного кВт*ч обратно пропорциональна выработке и соответственно отпуску электроэнергии с шин станции. Чем меньше отпуск электроэнергии с шин КЭС, тем больше величина постоянных амортизационных затрат, приходящихся на каждый отпущенный с шин кВт*ч электроэнергии, и тем больше себестоимость электроэнергии на КЭС.

Амортизационные отчисления на действующей станции по годам одинаковы, т.к. Р_ам , ОПС, N_у - величины неизменные (если не меняется установленная мощность). Изменение И_ам по годам при N_у=const возможно лишь в результате переоценки стоимости ОПС, причем это изменение носит характер повышения.

Достичь снижения амортизационной составляющей себестоимости кВт*ч энергии возможно лишь за счет увеличения выработки и соответственно отпуска электроэнергии. Однако изменить выработку по собственному усмотрению КЭС (как и любая другая электростанция, работающая в составе электроэнергетической системы) не вправе, т.к. диспетчер энергосистемы распределяет выработку электроэнергии между электростанциями системы исходя из достижения оптимального режима работы всей энергосистемы. В случае если КЭС будет предъявлять на оптовый рынок электроэнергию по более низкому тарифу нежели ее конкуренты, это увеличит объем продаж электроэнергии от КЭС на ФОРЭМ, в результате возрастет выработка электроэнергии и уменьшится S_ам .

Увеличить отпуск электроэнергии с шин КЭС возможно за счет сокращения расхода электроэнергии на собственные нужды КЭС (К_сн) при выборе оптимального режима загрузки механизмов собственных нужд

Так как расходы на топливо, амортизацию, заработную плату с отчислениями на социальные нужды составляют подавляющую часть себестоимости продукции тепловой электростанции, то для приближенных расчетов все остальные расходы можно объединить в статью «Прочие затраты». В состав прочих затрат относят затраты, не вошедшие в рассмотренные выше статьи расходов: затраты на проведение ремонтов основных фондов (оборудования, зданий, сооружений и др.), услуги связи, командировочные расходы, налоги, сборы подготовка кадров, охрана труда и технику безопасности и другие.

И_пр. = И_рем. + И_др.пр. ,

где И_рем. – затраты на ремонт оборудования, зданий и сооружений; И_др.пр. – другие прочие затраты.

И_рем. = К· φ_рем,

где φ_рем. – расходы на ремонт в долях от стоимости основных фондов.

И_др.пр. = 0,3 ( И_ам. + И_з.п. + И_соц.н. + И_рем. ).