Планирование себестоимости продукции (на примере ОАО НиГРЭС им. А.В.Винтера)

tify">Топливо на технологические цели. На тепловых электростанциях затраты на топливо по удельному весу являются основными, они составляют до 60-70% всех затрат (при дорогом топливе). Затраты на топливо зависят от количества израсходованного топлива и его цены и составляют (руб./год).

Годовой расход 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 оперативно-технического и бухгалтерского учета. В плановой калькуляции расход топлива принимается по данным планового энергобаланса электростанции, при расчете которого учитывается влияние на расход топлива указанных выше факторов.

Цена одной тонны топлива на электростанции складывается из прейскурантной цены, установленной франко-станция отправления, затрат на перевозку топлива до станции назначения и некоторых дополнительных расходов.

Поправки на качество топлива учитываются в соответствии с установленными нормами. Расходы по разгрузке, складированию и транспортировке топлива в пределах площадки электростанции в стоимость топлива не включаются (они учитываются по другим статьям затрат). Транспортные расходы по доставке топлива до станции назначения определяются по железнодорожным тарифам, в которых указывается стоимость перевозки вагона определенной грузоподъемности на определенное расстояние.

Уровень топливной составляющей себестоимости энергии зависит от величины удельного расхода, так и от цены топлива.

Вода на технологические цели. По этой статье учитываются затраты на воду, расходуемую на питание котлов, гидрозолоудаление и золоулавливание (по котельному участку); для системы циркулярного водоснабжения (по турбинному участку); для пополнения системы теплофикации и отпуска горячей воды; для охлаждения генераторов и трансформаторов (по электроцеху); для химводоочистки.

Для промышленных предприятий органами по регулированию и охране вод устанавливаются лимиты забора воды. Плата за воду в пределах лимита относится на себестоимость продукции. Плата за сверхлимитный (сверхнормативный) забор воды учитывается как непроизводственный расход (относится на фактическую себестоимость). Плата за воду вносится промышленными предприятиями в доход государства.

  Отчисления на социальные нужды от затрат на оплату труда производственного персонала. На эту статью относятся отчисления на социальное страхование с основной и дополнительной заработной платы, а также отчисления на социальное страхование с выплаченных премий.

Расходы по подготовке и освоению производства.  По этой статье в разрезе стадий производства учитываются пусковые расходы. Они возникают в связи с наладочными работами, комплексным оборудованием и испытаниями оборудования. Суммы от затрат определяются сметами, которые составляются на проведение этих работ. 

Цеховые расходы. По этой статье учитываются: заработная плата аппарата управления цехом; амортизация зданий и сооружений, их текущий и капитальный ремонт и ремонт инвентаря общецехового назначения; расходы по испытаниям, опытам и несчастных случаев, заболеваемости на производстве и улучшению условий труда; расходы по охране труда, не включаемые в номенклатурные мероприятия.

Дополнительная заработная плата представляет собой выплаты, не связанные с рабочим временем (оплата отпусков, невыходов из-за выполнения государственных обязанностей и т.п.).

Амортизационные отчисления. Размер амортизационных отчислений определяется по установленным нормам амортизации, показывающим, какой процент первоначальной стоимости основных фондов производственного назначения должен ежегодно отчислятся в амортизационный фонд. Эти нормы различны для различных элементов основных фондов и зависят от ряда факторов.

ГЛАВА 2. ПЛАНИРОВАНИЕ СЕБЕСТОИМОСТИ ПРОДУКЦИИ

НА ПРИМЕРЕ ОАО НиГРЭС им. А.В.Винтера

 

2.1. Характеристика НиГРЭС им. А.В.Винтера

 

Уже 76   лет работает, являясь энергетическим центром Балахнинского района, Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера – непрерывно развивающееся, совершенствующееся энергетическое предприятие.

В начале 20-х годов на окраине города Балахна, на возвышенном месте вблизи речки Железница появились первые строители, которые положили начало реализации проекта строительства Государственной районной энергетической станции на базе местного топлива – торфа.

Принятая Советом Труда и Обороны 1 июня 1921 года идея строительства электростанции вблизи громадных торфяных залежей, которая явилась составной частью реализации плана ГОЭПРО – плана электрификации России, начала претворяться в жизнь.

На сегодняшний день это достаточно крупное для Балахнинского района промышленное предприятие, вырабатывающее электроэнергию и тепловой промышленный пар для организации города и района, а также подающее тепло и свет в дома поселка энергетиков.

Составной частью Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера, возглавляемой ее директором и главным инженером, являются четыре крупных цеха: электрический цех, котлотурбинный цех (КТЦ), топливно-транспортный цех (ТТЦ), химический цех. Кроме этого на предприятии работают службы ЦТАЦ (цех тепловой автоматики), электролаборатория, химлаборатория, производственно-технический отдел, служба капитального ремонта и ремонтно-строительная группа. Организованна финансово-хозяйственная деятельность, в которую входят: ФЭО – финансово-экономический отдел, отдел снабжения, центральный склад материалов, бухгалтерия.

Предприятие Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера работает с поставщиками и заказчиками на основе заключенных хозяйственных договоров на поставку электроэнергии и теплового пара.

Основным сырьем для производства является мазут и сжиженный газ, которое поставляется железнодорожным транспортом в специализированных цистернах. Предприятие Нижегородская ГРЭС имени А.В.Винтера входит в состав ОАО «НГК».

Основной целью Нижегородской ГРЭС в условиях ее работы как обособленного подразделения акционерного общества является достижение наилучших показателей экономической деятельности, обеспечивающих рост прибыли в целом по обществу.

Основным предметом деятельности Нижегородской ГРЭС является производство электрической и тепловой энергии, обеспечение бесперебойного электро-теплоснабжения потребителей, поддерживание нормального качества отпускаемой энергии, обеспечение надежной работы оборудования, исправного состояния зданий, сооружений и коммуникаций, осуществление максимальной экономичности работы оборудования, защита окружающей среды и людей от вредного влияния производства.

Начиная с конца 80-х годов, электростанция перешла на сжигание газа и мазута. Это позволило решить ряд задач: прекратился вывоз золы, доставка газа и мазута во многом дешевле доставки каменного угля и добычи в непосредственной близости торфа, увеличилось КПД сжигания топлива, тем самым увеличилось выработка электроэнергии, была введена в эксплуатацию турбина ПТ-80.    

В настоящее время топливный баланс станции состоит на 90% газа и 10% мазута. Основное потребление происходит из-за естественных ограничений на потребление газа, но он дороже обходится из-за транспортировки, а главное из-за хранения. Мазут хранят в определенных резервуарах с постоянной температурой. Он должен быть всегда в подготовленном для сжигания виде.

Электростанция работает в непрерывном цикле. Поскольку все 3 турбины теплофикационные, нагрузка электростанции и соответственно выработка электроэнергии зависит от отпуска тепла потребителям.

На производство электроэнергии и пара используют газ и мазут. Газ минует топливно-транспортный цех и попадает сразу в котельное отделение. Мазут в свою очередь поступает в топливно-транспортный цех, где происходит приемка, транспортировка, хранение и подготовка к сжиганию топлива.

Привлекательность использования газа заключается в том, что он по транспортировке более дешевый, чем мазут, и он минует ТТЦ. Увеличение доли сжигаемого газа позволяет снизить себестоимость произведенной электроэнергии и пара.

Экономическое и финансовое положение НИГРЭС является отражением состояния российской экономики. Очевидно, что ни одно электроэнергетическое предприятие не может эффективно выполнять свои функции, а тем более выдерживать конкуренцию, если обеспечивается своевременная и полная оплата потребителям поставленной электроэнергии. В связи с этим разработана и применяется программа по комплексному решению проблемы задолженности по электро и теплоэнергии. Реализуется жесткая политика по отношению к потребителям-неплательщикам.

Неплатежи ведут за собой многие проблемы: выплата заработной платы с задержкой, недостаточное финансирование текущих и капитальных ремонтов, задолженность по платежам в бюджет и невозможность закупки топлива.

Остро стоит вопрос с топливообеспечением. Выделяемые лимиты на подачу природного газа не обеспечивают (особенно в осенне-зимний период) потребности электростанций в топливе для выполнения диспетчерских графиков электрических нагрузок и обеспечения тепловых потребителей. Дефицит природного газа восполняется поставкой и сжиганием мазута. А неудовлетворительная поставка мазута приводит к отсутствию его запаса и ограничения рабочей мощности электростанции.

Доставка на электростанции твердого и жидкого топлива производится по железной дороге. Обслуживание железнодорожного хозяйства производится персоналом МПС.

Управление и контроль над работой котельных и турбинных агрегатов осуществляется с местных объединенных, групповых (центральных) и блочных щитов управлении.

Предполагается работа электростанции с числом часов использования установленной среднегодовой электрической мощности не менее 2500 часов.

ТЭП за 2005г представлены в Таблице 1.

 

2.2. Планирование себестоимости электрической энергии

 

Используя исходные данные, представленные в Приложении 1 в первую очередь произведем расчет энергетических показателей работы электростанции.

Годовая выработка электроэнергии НиГРЭС:

Wв = Nу * hу     (МВТ.ч.)     (2.1)

     Nу – установленная мощность электростанции (МВТ);

     hу – годовое число часов использования установленной мощности.

Wв = 120 * 6600 = 792000 мвт.ч.

     Годовой расход электроэнергии на собственные нужды:

Wсн = Nсн * пбл * Тр + а * Wв     (МВТ.ч.)     (2.2)

Wсн = 2,9 * 3 * 7400 + 0,013 * 792000 = 64380 + 10296 = 74676 МВТ.ч.

     Удельный расход электроэнергии на собственные нужды:

Ксн = (Wсн / Wв) * 100%     (%)     (2/3)

Ксн = (74676 / 792000) * 100% = 9,43%

     Годовой отпуск электроэнергии с шин электростанции:

Wотп = Wв – Wсн    (МВТ.ч)     (2.4)

Wотп = 792000 – 74676 = 717324 МВТ.ч

     Годовой расход условного топлива:

Vу = Вхх * пбл * Тр + В * Wв    (т.у.т./год)    (2.4)

     Вхх – годовой режим условного топлива на холостой ход энергоблока;

     Тр – число часов работы блока в течение года;

     В – средний относительный прирост расхода условного топлива;

     Wв – выработка энергии

     Vу = 4,3 * 3 * 7400 + 0,285 * 792000 = 95460 + 225720 = 321180  т.у.т./год  (2.5)

     Годовой расход натурального топлива:

Vн = [Vу * (29330 / Qy) * (1 + £пот / 100)]     (млн.м3 / год)

     Qy – удельная теплота сгорания топлива; кДж / кг

     £пот – норма потерь топлива при перевозке вне территории электростанции.

     Vн = (321180 * (29330 / 34330)) * (1 + 0 / 100) = 274402 (млн.м3 / год)

     Удельный расход условного топлива по отпуску электроэнергии:

Вотп = Vу / Wотп     (т.у.т. / кВТ.ч.)     (2.7)

Вотп = 321180 / 717324 = 447 т.у.т. / кВТ.ч.

     КПД станции по отпуску энергии:

КПД = (123 / Вотп) * 100%    (%)     (2.8)

КПД = (123 / 447) * 100% = 28%

 

Энергетические показатели работы станции за 2005г сведем в таблицу 2 (Приложение 2)

В соответствии с принятой номенклатурой статей калькуляции произведем расчет планируемой себестоимости электрической энергии:

     1. Топливо на технологические цели.

     Основными затратами, которые составляют 60-75% всех затрат являются затраты на топливо, которые находятся в прямой зависимости от количества израсходованного топлива и его цены (руб./год).

     При работе станции на газе:

Цтоп = Цпр * Vн     (руб./год)     (2.9.)

     Цпр – оптовая цена одного м3 натурального топлива по прейскуранту (руб./т.м3);

     Vн – годовой расход натурального топлива (млн. м3/год).

Цтоп = 830,72 * 274402 = 227951229    (руб./год)

     Цена одной тонны условного топлива:

Цт.у.т. = Цпр / Vу     (руб./т.у.т.)    (2.10.)

Цт.у.т. = 830,72 * 321180 = 26681065     (руб./т.у.т.)

     2. Вода на технологические цели.

     Затраты на воду на технологические цели рассчитываются по формуле:

Зв = (£1 * Vн / 1000 + £2 * €Дк + £3 * Nу + Пбюд * пбл) * Куд     (руб/год)   (2.11)

     Vн – расход натурального топлива;

     £1 = 0;

     £2 – 40-50 руб/год за одну тонну суммарной часовой производительности котлоагрегатов;

     £3 – 0,3-0,8 руб. год за 1 кВТ установленной мощности в зависимости от типа блока;

     Nу – установленная мощность станции;

     Пбюд – годовая плата в бюджет за воду в зависимости от мощности блока, типа системы водоснабжения;

     Зв = (0 + 27440211000 + 1,4 * 120000 + 56000 * 3) * 25 = 274,4 + 168000 + 168000 = 336274,4

     3. Заработная плата производственного персонала.

Зп.осн. = £пр * Чэкс * Зп.с.г. * Крзп     (руб/год)    (2.12)