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:

1. 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.

2. 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;