Прохождение производственной практики в ОАО "МРСК Центра" - "Смоленскэнерго"

Такое калькулирование обеспечивает полный учет всех расходов на производство и передачу энергии до потребителя и служит одним из критериев для рационального размещения как энергетических мощностей, так и крупных потребителей электроэнергии.

е. Характер формирования себестоимости энергии на энергопредприятиях и в энергосистемах определяется четким делением затрат на переменные (топливо) и условно-постоянные (амортизация, зарплата и др.). Последние в основном не зависят от изменения объема производства и передачи энергии. Переменные затраты характеризуют расход топлива на единицу продукции, а условно-постоянные - уровень затрат на единицу мощности; последние следует оценивать как по величине на единицу мощности, так и по величине на единицу продукции.

2. Для себестоимости электрической энергии при параллельной работе электростанций характерно постоянное изменение ее уровня в связи с перераспределением нагрузок между электростанциями энергосистемы, производимым по распоряжению диспетчерской службы, и изменением режима работы электростанций в соответствии с колебанием уровня потребления электроэнергии в энергосистемах. Себестоимость электроэнергии (при прочих равных условиях) на одной и той же электростанции будет наиболее высокой при ее работе в пиковом режиме и наиболее низкой при работе как базисной электростанции.

3. Отличительной чертой себестоимости энергии является наличие расходов по содержанию резерва мощности на электростанциях и в сетях в целях обеспечения бесперебойности энергоснабжения потребителей, а также наличие расходов, вызванных ограничением объема производства электроэнергии на отдельных электростанциях диспетчерским графиком энергосистемы. Резерв мощности не распределяется равномерно между электростанциями системы, а концентрируется на отдельных электростанциях в зависимости от их типа (конденсационные, ТЭЦ, гидроэлектростанции), технического уровня и надежности работы, а также структуры топливного баланса. В объединенных энергосистемах резерв мощности централизуется и концентрируется в ряде случаев в одних энергосистемах при полном или частичном отсутствии резерва в других.

4. Калькуляция себестоимости энергии характеризует величину плановой и отчетной себестоимости энергии по технологическим стадиям производства и статьям затрат по абсолютной величине и на единицу продукции.

Объектом калькуляции энергии является:

       для электростанций - себестоимость производства электрической и тепловой энергии;

       для электрических и тепловых сетей - себестоимость передачи и распределения энергии;

       для энергоуправлений - себестоимость полезно отпущенной потребителям электрической и тепловой энергии.

5. Калькуляционной единицей является:

       на электростанциях - производственная себестоимость 1 кВт.ч, отпущенного с шин электростанции, и 1 Гкал, отпущенной с коллекторов электростанции;

       в энергосистемах - полная себестоимость 1 кВт.ч и 1 Гкал, полезно отпущенных потребителям;

       в электрических и тепловых сетях себестоимость передачи и распределения 1 кВт.ч и 1 Гкал не определяется.

6. Бухгалтерский учет затрат на производство и калькулирование фактической себестоимости имеет своей целью:

       установить по энергопредприятиям и энергоуправлениям фактический уровень затрат по достоверным первичным документам на фактический объем производства энергии, ее передачи и сбыта (реализации);

       осуществить систематический контроль за соблюдением удельных расходов материальных и трудовых затрат и фондов заработной платы в натуральном и денежном выражении в размерах, не превышающих нормативных, в разрезе номенклатуры статей, предусмотренных планом;

       выявлять отклонения от плановой себестоимости электрической и тепловой энергии, ее передачи и распределения в разрезе калькуляционных статей и по экономическим элементам в целом по энергосистеме, энергопредприятиям и отдельным хозрасчетным звеньям, исходя из установленной организационной структуры; вскрывать имеющиеся резервы по сокращению затрат;

       выявлять результаты производственной деятельности энергопредприятий и их цехов, участков, служб и т.п.

7. В этих целях должно быть обеспечено единство показателей плана и учета по затратам на производство и калькулированию себестоимости энергии и затратам на ее передачу и распределение. В плане и учете должны применяться единые номенклатуры и единые принципы группировки и распределения затрат.

8. Затраты на производство включаются в себестоимость энергии и ее передачи и распределения того отчетного месяца, к которому они относятся, независимо от времени оплаты (арендная плата и др.). Отдельные виды затрат, например затраты на пусковые расходы, возмещение износа малоценных и быстроизнашивающихся инструментов и инвентаря и т.п., в отношении которых нельзя точно установить, к какому калькуляционному периоду они относятся, включаются в затраты на производство и в калькуляцию себестоимости продукции в сметно-нормализованном порядке. Затраты тепловых сетей и районных котельных, состоящих на самостоятельном балансе, имеющих резкое снижение отпуска тепловой энергии или полное ее прекращение в летнее время, относятся к тому калькуляционному периоду, в котором они произведены. Поэтому районные энергоуправления, в состав которых входят эти предприятия, обязаны предусматривать такие затраты в плановой себестоимости тепловой энергии по энергоуправлению на соответствующий период - квартал, месяц, а фактические затраты включать в отчетную себестоимость тепловой энергии того отчетного периода, в котором они произведены.

9. На энергопредприятиях учет затрат на производство, передачу и распределение энергии ведется по передельному методу и по бесполуфабрикатному варианту.

10. В плановые и отчетные калькуляции себестоимости энергии и ее передачи и распределения не могут включаться:

а) штрафы, пени и неустойки, получаемые и уплачиваемые за нарушение договорных обязательств по поставкам продукции (невыполнение обязательств по договорам поставки продукции, несвоевременный возврат тары и др.), штрафы за простой вагонов, судов и других видов транспорта, за неиспользование заявленных перевозочных средств, за недогруз вагонов до технических норм, за простой грузового транспорта при погрузке и выгрузке, а также за нарушение других правил, регулирующих хозяйственные отношения;

б) убытки от стихийных бедствий (потери от уничтожения и порчи производственных запасов и других ценностей, потери от остановки производства), а также расходы, связанные с ликвидацией последствий стихийных бедствий;

в) расходы, связанные с обслуживанием бытовых нужд персонала предприятия (жилищное хозяйство, детские сады, дома отдыха, санатории и т.д.);

г) расходы, связанные с хозяйственным содержанием и текущим ремонтом зданий, помещений и сооружений, предназначенных для ведения культурно-просветительной, оздоровительной, физкультурной и спортивной работы (клубов, стадионов, садов, парков, пионерских лагерей и т.п.), кроме амортизационных отчислений, а также особых случаев, предусмотренных решениями правительства.

д) прочие потери и убытки отчетного года, в том числе убытки от списания безнадежных долгов и долгов, по которым истекли сроки исковой давности;

е) проценты за пользование кредитом банка;

ж) выявленные в отчетном году убытки по операциям прошлых лет, принадлежность которых к прошлым годам подтверждена документально.

Исключение составляют недостачи (за вычетом излишков) товарно-материальных ценностей, выявленные при инвентаризации, если их стоимость не может быть взыскана с виновных лиц, долги по недостачам, растратам и хищениям товарно-материальных ценностей, во взыскании которых отказано судом. Указанные потери включаются в состав затрат на производство и в фактическую себестоимость энергии и ее передачи и распределения отчетного года (по месту фактического установления), независимо от времени их возникновения. Списание этих затрат производится с соблюдением установленного порядка;

з) расходы, возмещаемые согласно действующим правилам и положениям из специальных фондов, целевого финансирования и других источников, предусматриваемых в финансовых планах предприятий.

11. Не включаются в плановую себестоимость энергии и ее передачи и распределения непроизводительные расходы: потери от простоев, недостача и порча материальных ценностей и другие непроизводительные расходы; эти расходы включаются только в фактическую себестоимость.

5.5. Анализ инвестиционной стратегии фирмы.

Инвестиционная программа филиала «Смоленскэнерго» - один из главных инструментов улучшения надежности электроснабжения потребителей и повышения инвестиционной привлекательности компании. За 11 месяцев 2011 года в рамках выполнения инвестиционной программы смоленские энергетики построили и реконструировали 23 подстанции 35-110 кВ и 73,173 км ЛЭП 0,4-10 кВ, а также 15,2 км ЛЭП 110 кВ. Основными инвестиционными мероприятиями компании в 2011 году стали реконструкция подстанций, трансформаторных и распределительных пунктов, а также телемеханизация подстанций и строительство новых воздушных линий электропередачи. Наиболее значимыми проектами в инвестиционной программе филиала ОАО «МРСК Центра» - «Смоленскэнерго» в 2011 году стала замена элегазовых выключателей на подстанциях 110 кВ, работы по реконструкции ПС «Гагарин», которая обеспечит электроэнергией крупного потребителя – ООО «Гагаринский фанерный завод», и ПС-110 кВ «Заводская», и работы по реконструкции ЛЭП 0,4-10 кВ. В течение 2011 года выполнены технологические присоединения к электрическим сетям филиала ОАО «МРСК Центра» - «Смоленскэнерго» на суммарную общую мощность 50,3 МВт. Плата за технологическое присоединение в 2011 году установлена на сумму 154,6 млн. рублей. Для сравнения за 2010 год 23,7 МВт, 82,3 млн. руб. соответственно. В том числе в 2011 году к электрическим сетям филиала ОАО «МРСК Центра» - «Смоленскэнерго» присоединились ООО «Яррус» мощностью 2,16 МВт, ООО «Техинвест-М» мощностью 1,11 МВт, ИП Новиков И.М. мощностью 1 МВт, ОГУ «Управление капитального строительства Смоленской области» мощностью 1,92 МВт, ООО «Завод Филикровля» 1,35 МВт, ОГУ «Управление капитального строительства Смоленской области» мощностью 31,4 МВт.

В связи с тем, что присоединяемые объекты электросетевого хозяйства не были ранее включены в инвестиционные программы субъектов естественных монополий и  в утверждаемые представительными органами местного самоуправления инвестиционные программы, в 2011 году принимались решения по установлению платы за технологическое присоединение только по индивидуальным проектам, в том числе  к электрическим сетям территориальной сетевой организации - ОАО «МРСК Центра» - «Смоленскэнерго». При этом учитывались следующие  расходы сетевой организации:

- стоимость мероприятий: подготовку сетевой организацией технических условий, разработку сетевой организацией проектной документации согласно обязательствам, предусмотренным техническими условиями, выполнение технических условий сетевой организацией, проверку сетевой организацией выполнения заявителем технических условий, осуществление сетевой организацией фактического присоединения объектов заявителя к электрическим сетям;

- обоснованные требования к усилению существующей электрической сети в связи с присоединением новых мощностей

Плата за технологическое присоединение не учитывается в необходимой валовой выручке сетевой организации по иным регулируемым видам деятельности и подлежит отдельному учету. Средняя стоимость технологического присоединения в 2010 году составила 3471,80 руб./кВт, в 2011 году – 3071,10 руб./кВт.          

В 2011 г. инвестиционная программа филиала выполнена. Освоение капитальных вложений составило 455 млн. руб. без НДС. В результате выполнения инвестиционной программы и мероприятий по уменьшению объемов незавершенного строительства за 2011 г. введено в действие основных фондов на 327,6 млн. руб. и протяженностью 207 км.

Основными источниками финансирования инвестиционной программы 2011-2016 гг. ОАО «МРСК центра» - «Смоленскэнего» являются:

       амортизация;

       плата за технологическое присоединение;

       использование банковских кредитов для осуществления капитальных вложений;

       прибыль отчетного года для использования в инвестиционной программе.

Инвестиционная программа на 2012 год сформирована, исходя из текущих производственных целей, задач и планов развития Общества, на базе утвержденных в органах исполнительной власти субъектов РФ долгосрочных инвестиционных программ филиалов ОАО «МРСК Центра». При формировании инвестиционной программы учтены положения Сценарных условий развития электроэнергетики на период до 2030 года, а также требования отраслевой технической политики.

Целевые принципы формирования инвестиционной программы Общества указаны в приложении 3.

6. Исследование возможностей совершенствования деятельности учреждения и подведомственных предприятий.

Основной задачей энергопредприятий является снабжение потребителей с определенной надежностью электроэнергией нормированного качества при минимальных приведенных затратах на выработку, передачу и распределение электроэнергии. Одним из способов снижения себестоимости электроэнергии является снижение потерь электроэнергии в электрических сетях. Разделение потерь на составляющие может проводиться по разным критериям: характеру потерь, (постоянные, переменные), ласам напряжения, группам элементов, производственными подразделениями и т.д. Для целей нормирования потерь целесообразно использовать укрупненную структуру потерь электроэнергии, в которой потери разделены на составляющие, исходя из их физической природы и специфики методов определения их количественных значений. Исходя из этого критерия, фактические потери могут быть разделены на четыре составляющие (представлены в приложении 4).